ISBNwww:

Transkript

1 Udbygni ngafi nf rast rukt urent i lt ransportaf nat urgasmedhenbl i kpåf remt i di gi mport t i ldanmark Sammenf at ni ngoganbef al i nger

2 ISBNwww:

3 1. Indledning Det danske og svenske forbrug af gas bliver i dag dækket af produktion fra de danske felter i Nordsøen. Forsyning af det svenske marked sker gennem Danmark. Den eksisterende infrastruktur til transport af gas giver ikke uden yderligere investeringer mulighed for import af gas. Da produktionen fra den danske del af Nordsøen vil falde i de kommende år, er der behov for at udbygge infrastrukturen, så import bliver mulig. På baggrund af en Open Season-proces 1 ansøgte Energinet.dk den 2. oktober 2009 om at kunne etablere en kompressorstation og foretage en dublering af gasrørledningen fra den tyske grænse til Egtved. Begge anlæg skulle anvendes til import af gas via Tyskland. Ansøgningen blev indsendt i henhold til 4 i lov om Energinet.dk. Den ansøgte udbygning af gastransmissionsnettet skulle gennemføres med henblik på at give mulighed for import af gas via Tyskland fra 1. oktober Klima- og energiministeren godkendte 29. januar 2010 etableringen af den ansøgte kompressorstation. Endvidere blev det meddelt Energinet.dk, at Klima- og Energiministeriet var positivt indstillet overfor en godkendelse af ansøgningen om dublering af transmissionsledningen, men at en endelig godkendelse af dubleringen forudsatte en nærmere analyse af konsekvenserne for producenterne i Nordsøen. Det blev samtidig meddelt Energinet.dk, at Klima- og Energiministeriet ville nedsætte en arbejdsgruppe, som inden for de nærmeste måneder skulle fremlægge en analyse af, hvordan de danske anlæg og rørledninger i Nordsøen udnyttes bedst muligt sammen med infrastrukturen på land. Analysen skulle omfatte, hvorledes transport af den nødvendige gas til dækning af det danske og svenske forbrug kan gennemføres på kortere og længere sigt. I analysen skulle indgå økonomiske, forsyningsmæssige og andre relevante forhold. Analysen skulle munde ud i en kortlægning af, i hvilket omfang eksisterende infrastruktur kan anvendes, og hvilken ny infrastruktur, der kan være behov for at etablere og hvornår. Denne rapport indeholder sammenfatning og anbefalinger, som er baseret på Baggrundsrapport, Udbygning af infrastrukturen til transport af naturgas med henblik på fremtidig import til Danmark. En analyse af konsekvenserne for producenterne i Nordsøen ved en dublering af den nuværende gasledning fra Ellund til Egtved. Baggrundsrapporten er udarbejdet ved sammenstilling af bidrag fra Mærsk Olie og Gas A/S, Energinet.dk, Energitilsynet, Energistyrelsen og Rambøll Oil & Gas. Arbejdet er udført af en arbejdsgruppe med følgende deltagere: Vicedirektør Anne Højer Simonsen, Energistyrelsen, formand for arbejdsgruppen 1 Open Season proces bruges til at afklare behovet for fremtidig transportkapacitet. Brugerne af infrastrukturen spørges, om der er behov for ny eller forøget transportkapacitet, og om de kontraktligt vil forpligte sig til at anvende den, såfremt operatøren etablerer kapaciteten. Side 2

4 Vice President Jan Ingwersen, DONG Naturgas A/S Head of Global Productions Kurt Normann Nielsen, Mærsk Olie og Gas A/S Adm. Director Peter Ø. Andreasen, Energinet.dk Senior Director Morten Aagesen, DONG E&P A/S Chief Executive Officer Paul Schofield, Hess Danmark A/S Vicedirektør Finn Dehlbæk, Energitilsynet Kontorchef Anders Kragsnæs Balling, Finansministeriet Kontorchef Kasper Lindgaard, Økonomi- og Erhvervsministeriet Kontorchef Lars Nielsen, Klima- og Energiministeriet Endvidere har Director, Strategy and Business Development Per Jørgensen, Rambøll Oil & Gas bidraget til arbejdet som konsulent for Energistyrelsen. En række medarbejdere fra de nævnte firmaer og institutioner har bidraget til udarbejdelse af analysen. Arbejdsgruppen har holdt tre møder, henholdsvis den 24. februar, 6. april og 16. april Baggrund Integration med de europæiske gasmarkeder Det danske gasmarked vil i løbet af de kommende 1-3 år integreres tættere med markederne i Nordeuropa i forhold til den nuværende markedssituation. For det første vil den planlagte kompressorstation betyde, at der åbnes for fysisk import af gas fra Tyskland, og dermed skabe grundlag for en yderligere harmonisering af markederne. For det andet skal den såkaldte 3. liberaliseringspakke på energiområdet, som blev vedtaget i EU s ministerråd august 2009, implementeres i dansk lovgivning senest i marts Den 3. pakke er en samling af direktiver og forordninger, der blandt andet indeholder en række harmoniseringstiltag, der skal mindske eller eliminere flaskehalse for transport af gas på tværs af grænser. I pakken indgår bindende retningslinjer for tildeling af kapacitet i transportsystemerne til markedsaktører, der handler gas på tværs af grænser, samt udvikling af en europæisk netudviklingsplan, med vægt på samhørighed i investeringsprocesser og investeringsplaner. Den øgede integration med markederne i EU-landende vurderes at få en række positive effekter på det danske gasmarked. For det første vil gaspriserne på det danske engrosmarked konvergere mod priserne på de øvrige Nordvesteuropæiske handelspladser (gasbørser og gashubs), hvilket vil mindske eller minimere det nuværende spænd på øre/m 3, som blandt andet må tilskrives flaskehalse i importkapaciteten. For det andet vil integrationen medføre en mulighed for at øge likviditeten på den danske gasbørs og dermed skabe et mere gennemsigtigt engrosmarked, hvor prisdannelsen foregår baseret på det faktiske udbud og efterspørgsel efter naturgas. For det tredje vil den nuværende markedskoncentration på det primære danske engrosmarked blive mindsket. Side 3

5 Forbrug og produktion af naturgas Det danske forbrug af naturgas forventes i de kommende 20 år at være svagt faldende fra 3,3 mia. Nm 3 i 2010 til 2,6 mia. Nm 3 i Det svenske forbrug vurderes at være konstant på 1,3 mia. Nm 3 /år fremover. På grundlag af data fra operatører af danske felter i Nordsøen, som Energistyrelsen har modtaget i januar 2010, forventes gasproduktionen fra de danske felter set over hele perioden at være faldende. Naturgas, produktion af reserve-, teknologi og efterforskningsbidrag samt dansk og svensk forbrug, forår 2010 mia. Nm Reservebidrag Trym (norsk felt) Kilde: Woodmac Teknologibidrag Efterforskningsbidrag Svensk og dansk forbrug Dansk forbrug Der er ikke planlagt større udbygninger, som medfører, at produktionen stiger eller forbliver på et plateau på kort sigt, det vil sige 3-5 år. Produktionen ventes i de nærmeste 3 år næsten at blive halveret fra 7,0 mia. Nm 3 i 2010 til 3,7 mia. Nm 3 i Den vil derefter stige, såfremt det nye Hejre felt sættes i produktion. Da arbejdet med planlægning af udbygningen af Hejre feltet stadig er i gang, er der usikkerhed omkring tidspunktet for produktionsstart og produktionsforløb. Differencen i 2013 mellem prognosernes danske produktion og forbruget i Danmark og Sverige på 4,4 mia. Nm 3 er 0,7 mia. Nm 3. Behovet for import afhænger af, hvor stor en del af den danske produktion, der eksporteres via forbindelsen til Holland, samt af om det norske Trym felts produktion, som skal produceres via infrastruktur på dansk sokkel, leveres til det danske/svenske marked eller udlandet. Senere i prognoseperioden, når produktionen fra Hejre ventes at gå af plateau, vil der igen være behov for nettoimport. Hvornår det bliver tilfældet afhænger af, i hvilket omfang bidrag til produktionen fra teknologiudvikling og efterforskning bliver realiseret. Uden disse bidrag forventes behov for import til dækning af det danske og svenske forbrug i Danmark ventes samlet set at være nettoimportør igen fra De omtalte produktionsstørrelser og forbrug er på årsbasis. Produktion og forbrug skal imidlertid også afpasses på døgnbasis. Den faldende produktionskapacitet på felterne i Nordsøen kan medføre, at der allerede på et tidligere tidspunkt end i 2013 bliver behov for import på Side 4

6 visse tidspunkter af året. Kommercielt har der allerede i 2007 og 2009 været behov for fysisk import fra Tyskland. Det danske gasmarked og behovet for import af naturgas Der er i dag gennemsnitlig en større forskel i priserne på de danske og hollandske gasbørser, end transportomkostningerne mellem markederne kan begrunde. Årsagen er den aktuelt begrænsede mulighed for import af gas til Danmark. Import kan i dag kun foregå som swap (bytte af gas) på det virtuelle marked. Af hensyn til slutbrugerne af gas bør den fremtidige infrastruktur sikre, at der er tilstrækkelig kapacitet til at kunne importere gas med henblik på at understøtte konkurrenceforholdene på det dansk/svenske marked. Open Season-processen er gennemført under hensyn til konkurrencemyndighedens, Energitilsynets, ønsker. Der er under processen afgivet bud på en importkapacitet på Nm 3 /time i en 10 års periode i Ellund. Bud om kapacitet indebærer en forpligtelse til at betale for den ønskede kapacitet i 10 år. Den ønskede kapacitet svarer til ca. 3,0 mia. Nm 3 /år ved en belastningsfaktor på 0,85. De afgivne bud er baseret på en tarifmodel for transporten i Energinet.dks net, som indebærer, at alle brugere bidrager til etablering af importkapaciteten. Det skyldes, at det vil være til gavn for alle brugere af Energinet.dks net at have adgang til et robust, velfungerende net med en høj grad af forsyningssikkerhed for forbrugerne. Den valgte tarifmodel kan teoretisk have den utilsigtede effekt, at bydere efterspørger mere kapacitet, end hvis alene de fremtidige brugere af den nye kapacitet betaler for den. Der er dog under alle omstændigheder tale om en marginal påvirkning af tarifferne, idet den afledte tarifstigning for ledningsdubleringen for Nordsøproducenterne udgør i størrelsen 1 øre/nm 3. For at sikre tilstrækkelig konkurrence på det danske gasmarked er det Energitilsynets opfattelse, at der ved etablering af ny importkapacitet bør indregnes, at 30 % af kapaciteten friholdes til kortvarige kontrakter. Derved sikres bedst en løbende prisdannelse på et spotmarked. Det vil skabe mulighed for, at prisdannelsen på det danske gasmarked i højere grad sker i forhold til prisdannelsen på det Nordvesteuropæiske marked. Det vil derfor være ønskeligt, at importkapaciteten til Danmark udbygges under hensyn til dette. Ved dubleringen af rørledningen Ellund til Egtved udbygges kapaciteten til godt Nm 3 /time. Det svarer til ca. 4,5 mia. Nm 3 /år, når der tages hensyn til sæsonvariation. Den tilsvarende tyske Open Season-proces viste et behov for eksport til Danmark på Nm 3 /time. Det svarer til 3,7 mia. Nm 3 /år ved en belastningsfaktor på 0, Muligheder for import af gas Analysen viser, at behovet for at kunne importere gas kan opdeles i et kortsigtet behov indtil 2013 og et langsigtet behov. Import på kort sigt Analysen har vist, at der er to muligheder for at kunne importere gas på kort sigt. Side 5

7 Den eksisterende kompressorstation ved Ellund fra starten af 1980erne kan anvendes til import, hvilket dog forudsætter, at en konserveret kompressor i Quarnstedt i Nordtyskland bliver midlertidig gjort funktionsdygtig som reserve. Det tysk/danske selskab DEUDAN, som ejer disse anlæg, er ved at gennemføre de nødvendige tiltag, for at Quarnstedt kompressoren midlertidigt kan idriftsættes. Energinet.dk arbejder på at få indgået de nødvendige aftaler, som sikrer, at der kan transporteres gas fra Tyskland til Danmark allerede fra oktober Det vurderes, at der kan leveres Nm 3 /h svarende til en kapacitet på 1,1-1,5 mia. Nm 3 /år (belastningsfaktor 0,85) fra Tyskland til Danmark fra 1. oktober 2010 og frem til Omkostningerne ved denne løsning vil for Energinet.dk være 0,005 DKK/Nm 3. Opgørelse af omkostninger er nærmere omtalt i et efterfølgende afsnit. Gasrørledninger i og omkring Danmark Sikkerheden for, at der er gas til rådighed for levering gennem forbindelsen fra Tyskland, er stor, da der i Tyskland er et betydelig marked for naturgas og rimeligt velfungerende børser. Med etablering af Nord Stream, som ved fuld kapacitet i 2013 giver mulighed for import af 55 mia. Nm 3 /år fra Rusland til kontinentet, vil der endvidere komme øget transit af gas gennem Tyskland. Det vil medvirke til at fremme konkurrencen på gasmarkedet. Side 6

8 Den anden mulighed for på kort sigt at kunne importere gas vil være at importere via NOGAT Tyra Vest rørledningen. Der vil ifølge Mærsk Olie og Gas A/S kunne leveres via F-3 platformen, hvor rørledningen til Tyra Vest er forbundet, fra eksempelvis A-6 feltet i tysk sektor. Det vurderes, at produktionskapaciteten fra disse felter vil være 1,5 mia. Nm 3 /år først i perioden og falde til 1 mia. Nm 3 /år i Ifølge Mærsk Olie og Gas A/S vil importen kunne indledes 1 ½ år efter beslutning er truffet. Omkostningerne ved denne løsning vil være 0,043 DKK/Nm 3. Mærsk Olie og Gas A/S har overfor arbejdsgruppen givet udtryk for, at en norsk tie-in løsning også kunne være en mulighed på kort sigt, hvis den forfølges. Import på længere sigt På længere sigt er der overordnet to muligheder for import af gas. Der kan etableres øget importkapacitet fra det tyske marked og/eller forbindelse til norske transitledninger i Nordsøen med henblik på import af gas fra norske producenter Den besluttede etablering af en kompressor i Egtved vil give en kapacitet på 2,7 mia. Nm 3 /år fra oktober 2013 ved en belastningsfaktor på 0,85 og korrigeret for at importeret gas har 10 % lavere brændværdi. Hvis der samtidig sker en dublering af rørledningen fra Ellund til Egtved, vil det give en kapacitet på 4,7 mia. Nm 3 /år ved den nævnte belastningsfaktor. Både kompressor og rørledning giver mulighed for import af gas fra det nordeuropæiske marked, forudsat at de investeringer i det nordlige Tyskland, som den gennemførte Open Season proces har lagt op til, gennemføres som planlagt. Energinet.dk har fået tilsagn om EU støtte til etablering af kompressor og ledningsdublering mellem Ellund og Egtved i medfør af EU s økonomiske genopretningsplan. EU s økonomiske genopretningsplan har til formål at stimulere Europas økonomi på baggrund af den finansielle krise. Det er derfor et vilkår for EU støtten, at Energinet.dk ved indgåelse af kontrakter med leverandører og entreprenører disponerer for væsentlige midler til etablering af kompressor og ledningsdublering Regeringen har godkendt etablering af kompressoren. Vælges det også at dublere rørledningen for at skaffe yderligere importkapacitet, vil det give omkostninger for dubleringen isoleret set på 0,023 DKK/Nm 3 uden EU tilskud og 0,013 DKK/Nm 3 med EU tilskud. I disse omkostninger indgår ikke investeringer i Tyskland, som vil blive dækket af tyske tariffer. Der er flere muligheder for import af norsk gas. De mest nærliggende muligheder er via en ny rørledning mellem Europipe 1 og Tyra Vest med en kapacitet på ca. 7,3 mia. Nm 3 /år en ny rørledning mellem Europipe 1 og Harald med en kapacitet på 2,9 mia. Nm 3 /år med videre eksport gennem rørledningen fra Harald til land. Kapaciteten kan øges til 5,8 mia. Nm 3 /år, hvis forbindelsen suppleres med kompression på Harald. Ifølge Mærsk Olie og Gas A/S vil importen via disse løsninger kunne gennemføres 2 år efter beslutning er truffet. Omkostningerne til disse alternativer varierer mellem 0,044 og 0,053 DKK/Nm 3. Side 7

9 Den norske gasproduktion er ca. 100 mia. Nm 3 /år. Produktionen er størst om vinteren, men generelt meget mere konstant end f.eks. den hollandske produktion. De norske myndigheder forventer, at gassalget når et plateau på mellem 115 og 140 mia. Nm 3 /år. Med de tilbageværende ressourcer på mia. Nm 3, vil dette svare til ca. 40 års produktion. Der er en vis usikkerhed, om hvorvidt der på kort sigt er gas til salg og i hvor store mængder. Mærsk Olie og Gas A/S har oplyst, at selskabet forhandler med en potentiel sælger om køb af norsk gas fra Energinet.dk har fået oplyst, at der først vil være norsk gas til salg efter Omkostninger ved de forskellige muligheder for import af gas De anførte omkostninger ved de enkelte muligheder for import skal ses som det bedste bud på, hvordan de vil påvirke de fremtidige tariffer, hvis disse løsninger betragtes isoleret. I omkostningerne for import fra Tyskland er kun medtaget investeringer og driftsomkostninger i forbindelse med dansk infrastruktur. Dog er der i beregninger for forbindelser til Norge og Holland inkluderet samtlige udgifter, således også drifts- og anlægsudgifter vedrørende rørledninger udenfor dansk kontinentalsokkel i Nordsøen. Danske gasforbrugere må forventes at komme til at betale for disse omkostninger enten gennem gasprisen eller ved tariffen for transporten. Omkostninger uden for dansk infrastruktur, fx den kommende investering i fornyelse af kompressoren i Quarnstedt og i forbindelse med den nødvendige udvidelse af det tyske system, hvis kompressor og dublering gennemføres, indgår i den tyske transporttarif og dermed indgår i prissætningen af gas ved indgangen til dansk infrastruktur. Ved beregningen er forudsat, at forbindelserne bliver fuldt udnyttet hele året fra idriftsættelsen. I virkeligheden kan det forventes, at kapaciteten uden anlæg af anden gasinfrastruktur kun vil blive delvist udnyttet svarende til den nuværende Nordsøproduktion. Der vil også være store variationer fra år til år afhængig af el- og varmemarkedet og prisrelationer. De foreslåede løsninger indgår i sammenhængende eksisterende transmissions systemer, og evt. alternativ anvendelse af disse er ikke vurderet. Omkostninger ved alternative muligheder for import af gas (både kort- og langsigtede alternativer) Ellund-Egtved dublering og kompressor uden EU tilskud Ellund-Egtved dublering og kompressor med EU tilskud Ellund-Egtved dublering uden EU tilskud Ellund-Egtved dublering med EU tilskud F3-Tyra F3-Tyra uden processering Europipe 1 - Tyra Vest Europipe 1 - Harald Europipe 1 - Harald med kompressor Norge - Danmark direkte Baltic Gas Interconnector Quarnstedt gammel kompressor DKK/Nm3 0,000 0,010 0,020 0,030 0,040 0,050 0,060 0,070 0,080 Usikkerheden i beregningerne er størst med hensyn til den faktiske anvendelse af kapaciteten. Det gælder specielt løsningerne med størst kapacitet. Såfremt dubleringen Ellund-Egtved eksempelvis kun blev anvendt med en kapacitet på 5,4 mio. Nm 3 /dag svarende til 70 % af den faktiske kapacitet for at tage hensyn til ønsket om fri kapacitet af hensyn til konkurrence situationen, ville omkostningerne blive 0,0293 DKK/Nm 3 uden tilskud og 0,0164 DKK/Nm 3 med tilskud; altså stadig lavere end alternativerne. Det bemærkes, at en sammenligning af Side 8

10 transportomkostningerne ved alternativerne ikke udtrykker salgsprisen på gassen leveret på det danske marked. I beregningerne ved fuld kapacitetsudnyttelse er medregnet, at dubleringen af rørledningen giver en besparelse i driftsomkostningerne i forhold til en løsning hvor kun kompressorstationen etableres. Denne besparelse er oplyst fra Energinet.dk og vil naturligvis afhænge af, hvor meget gas der vil blive transporteret. Hvis man så bort fra denne besparelse og medregnede de rene driftsomkostninger ved dubleringen, ville omkostningerne uden tilskud blive 0,0289 DKK/Nm 3 og med tilskud 0,0189 DKK/Nm 3. Den nye rørledning projekteres med en 30 rørledning, hvor den eksisterende rørledning har en diameter på 24. Da den fysiske kapacitet er omtrent proportional med diameteren kvadreret, bliver den fysiske kapacitet efter dubleringen omtrent 2½ gange større end den nuværende. Det anses derfor rimeligt at inddrage energibesparelserne ved dubleringen. Der kan også argumenteres for, at etablering af ny importkapacitet i Nordsøen tilsvarende vil begrænse energiforbruget og derved driftsomkostningerne samme måde som ved etablering af dubleringen. 4. Vurdering Som tidligere omtalt er det besluttet at etablere en kompressor i Egtved, ligesom det er tilkendegivet, at klima- og energiministeren er positivt indstillet overfor dublering af rørledningen mellem Egtved og Ellund, men afventer en nærmere analyse af konsekvenserne for Nordsøproducenterne. På den baggrund har Energinet.dk indledt en VVM producedure for dette anlæg. Enhver anden mulighed for forøgelse af importkapaciteten for gas vil ligeledes skulle screenes og/eller VVM behandles efter de gældende regler, inden anlægget kan etableres. Ved en screening eller VVM procedure belyses de miljømæssige konsekvenser af anlæggenes etablering og drift. Arbejdsgruppen har valgt i analysen kun at medtage konsekvenser for økonomisk marginale felter eller reserver af en dublering af rørledningen mellem Ellund og Egtved som en kvalitativ betragtning. Som beskrevet ovenfor er det nødvendigt at skelne mellem behovet for import på kort og langt sigt. Ved kort sigt forstås perioden indtil en ny kompressor i Egtved kan tages i brug i oktober Import på kort sigt Analysen viser, at der er mulighed for at skaffe den nødvendige gas til dækning af det kortsigtede behov for import både i de nordligste felter ved NOGAT ledningen og fra det tyske marked gennem visse ændringer i det eksisterende DEUDAN system. Importmuligheden fra Tyskland forventes at være klar fra 1. oktober 2010 gennem afslutning af de nødvendige aftaler med Energinet.dk. Importmulighed via NOGAT-ledningen vil tidligst kunne være klar om ca. 1½ år. Import af gas fra felter tilsluttet NOGAT rørledningen kræver forhandlinger med producenterne af gassen, ligesom det formodentlig skal godkendes af hollandske myndigheder, at felternes produktion transporteres til Danmark og viderebehandles på danske anlæg. Det giver en vis usikkerhed om tidshorisonten for gennemførelse af løsningen. Ligeledes er forholdene omkring håndtering af kondensatindholdet i gassen ikke afklaret. Side 9

11 Det er arbejdsgruppens - med undtagelse af Mærsk Olie og Gas A/S - opfattelse, at import af norsk gas på kort sigt er for usikker en mulighed. Muligheden for import af norsk gas på længere sigt bør analyses. Behov for etablering af importkapacitet udover en kompressor i Egtved Etablering af en kompressor i Egtved kan dække behovet for import af gas i en årrække fremover. Hvor lang tid afhænger af udviklingen i den faktiske produktion og forbruget i Danmark og Sverige. Hvis danske producenter sælger en større eller mindre del af produktionen på det europæiske marked frem for på det danske, vil det ligeledes påvirke behovet for import til dækning af det danske og svenske forbrug. En afgørende faktor for behovet for import er endelig, hvor stort et bidrag den teknologiske udvikling og efterforskning efter nye olie og gasfelter kan bidrage med. Kompressorens kapacitet svarer lige knapt til den efterspurgte importkapacitet i Open Season-processen. Der vil således ikke være den af Energitilsynet ønskede 30 % ledig kapacitet til at undgå flaskehalse, som skal medvirke til at sikre et velfungerende konkurrencemarked. Det kan således ikke sikres, at prisdannelsen på det danske marked - korrigeret for transportomkostninger - er på niveau med de øvrige europæiske markeder. Der er derfor risiko for, at der forsat i perioder vil være en højere pris på det danske marked, som ikke kan begrundes i transportomkostninger. Hvis kun kompressoren i Egtved etableres, og dublering af rørledningen undlades, er der tvivl om projektet opfylder kriteriet for EU tilskud ved at være en udbygning af energinet på tværs af grænser, således at grænseoverskridendende handel fremmes. Efter Open Season-processen er udført, er der sket en justering af Energinet.dk s tariffer. Denne justering på 5-10 % ændrer ikke forudsætningerne for de afgivne bud, som således fortsat er bindende. Arbejdsgruppen, med undtagelse af Mærsk Olie og Gas A/S, er enige om, at resultatet af den i 2009 gennemførte proces giver et retvisende opgørelse af brugernes ønskede behov for importkapacitet. Gasunie Deutschlands Open Season syd for grænsen har resulteret i, at der forventes gennemført en udbygning til en kapacitet på 3,7 mia. Nm 3 /år (belastningsfaktor 0,85 og korrigeret for brændværdi), hvilket overstiger den efterspurgte kapacitet ved Energinet.dk s Open Season. Mærsk Olie og Gas A/S har i arbejdsgruppen stillet spørgsmålstegn ved, om der inden for perioden frem til 2020 er behov for at etablere 30 % kapacitet udover den i Open Season processen ønskede. Det bemærkes, at såfremt der i Europa ligesom i USA sker et betydelig prisfald på gas ved, at produktion af gas fra skifer på længere sigt kommer til at bidrage med væsentlige mængder, kan det medføre et fald i gasprisen. Derved må forventes en forøget efterspørgsel, ligesom de kommercielle gasmængder i Nordsøen reduceres. Det kan i 2020erne føre til behov for yderligere importkapacitet i forhold til den forbrugsprognose, der er anvendt i denne analyse og som nævnt er baseret på et fald i forbruget til 2,6 mia. Nm 3 i 2030 i forhold til de 3,3 mia. Nm 3 i Nedenstående figur viser de mulige leverancer af gas fra danske felter i Nordsøen med tillæg af den mulige import med henholdsvis kompressoren i Egtved og en dublering af rørlednin- Side 10

12 gen mellem Ellund og Egtved. Der er forudsat en belastningsfaktor på 0,85 og korrigeret for brændværdi. Det ses, at hvis al gas fra Nordsøen leveres til Danmark, vil det danske og svenske marked rigeligt kunne forsynes med gas fra Nordsøen og forbindelsen til Tyskland. Leverancer til det danske og svenske marked af den totale danske produktion fra Nordsøen samt fuld udnyttelse af import kapaciteten fra Tyskland Kilde; Energistyrelsen Hvis gas fra de danske felter i Nordsøen i stedet leveres til Nordeuropa via NOGAT ledningen eller tekniske problemer på anlæggene på Tyra feltet medfører, at der ikke kan levere gas fra Nordsøen til land, viser nedenstående figur, at der allerede i dag vil kunne opstå mangel på gas til det danske og svenske marked. Hvis rørledningen ikke dubleres vil risikoen for mangel bestå frem til ca Med etablering af en dublering af rørledningen fra Ellund til Egtved vil risikoen for mangel kunne elimineres fra oktober Side 11

13 Leverancer til det danske og svenske marked med gas, dersom dansk gasproduktion leveres til Nordeuropa, eller der sker nedbrud i leveringskapaciteten på Tyra komplekset Kilde; Energistyrelsen Såfremt den danske gasproduktion afsættes udenfor Danmark, vil prisen på gas i Danmark stige, hvorved det bliver økonomisk mere attraktivt for producenterne at levere til det danske marked end til udlandet. Sandsynligheden for at der sker længerevarende nedbrud i leveringskapaciteten på Tyra er forholdsvis beskeden. Import på længere sigt Analysen viser flere muligheder for at dække det langsigtede importbehov. Det kan således dækkes af norsk gas, som importeres via den eksisterende infrastruktur ved etablering af rørledninger fra Europipe I til enten Harald eller Tyra Vest. Der kan også etableres rørledninger direkte fra en norsk transitrørledning til Danmark, fx fra Europipe II, som er forberedt for en afgrening til Danmark, eller direkte fra infrastruktur på norsk sokkel til Danmark. En anden mulighed er dublering af rørledningen fra Ellund til Egtved. Der skal indgås kontrakter om dublering af rørledningen fra Ellund til Egtved i 2010 for at opnå EU tilskud. EU tilskuddet reducerer omkostningerne fra 0,023 til 0,013 DKK/Nm 3. Alternativerne har betydelig højere omkostninger 0,044-0,053 DKK/Nm 3 - end dublering af rørledningen uden EU tilskud. Der henvises til afsnittet om beregning af omkostninger, hvoraf fremgår, at omkostningerne ved de enkelte muligheder for import skal ses som det bedste bud på, hvordan de vil påvirke de fremtidige tariffer, hvis disse løsninger betragtes isoleret. De angiver således ikke gasprisen på det danske marked. Arbejdsgruppen - med undtagelse af Mærsk Olie og Gas A/S - mener, at en udskydelse af beslutningen om etablering vil ikke ændre ved, at etableringen af rørledningen mellem Ellund og Egtved er den billigste måde at skabe den nødvendige kapacitet. Udskydelsen vil blot reducere forskellen mellem alternativerne, jf. figuren i afsnittet om omkostninger ved de forskellige muligheder for import af gas. Det bemærkes, at dubleringen af rørledningen først er Side 12

14 påkrævet efter 2020, jf. grafen p. 11. Hvis en af de nævnte hændelser, som forudsættes i den ovenstående graf, indtræffer, vil der dog af forsyningssikkerhedsmæssige årsager allerede nu være behov for dubleringen. Ved etablering af dubleringen af rørledningen fra Ellund til Egtved allerede i 2013 reduceres driftsomkostningerne ved kompressoren i Egtved, da kompressorens energiforbrug og dermed brændselsomkostninger reduceres til cirka en tredjedel. Der kan også argumenteres for, at etablering af ny importkapacitet i Nordsøen tilsvarende vil begrænse energiforbruget og derved driftsomkostningerne samme måde som ved etablering af dubleringen. Arbejdsgruppen med undtagelse af Mærsk Olie og Gas A/S mener, at der er betydelig større usikkerhed om, hvorvidt der inden for det nærmeste tiår vil kunne blive etableret en rørledningsforbindelse til import af norsk gas, da der ikke foreligger konkrete aftaler om køb af norsk gas eller etablering af en forbindelse. Der er ligeledes ikke konkrete planer fra ejerne af den norske rørledningsinfrastruktur om etablering af forbindelser til Danmark eller dansk infrastruktur inden for de nærmeste år. Endvidere skal det tages i betragtning, at planer for import af norsk gas gennem Skanled-projektet af kommercielle årsager blev opgivet i sommeren Projektet var ikke direkte sammenligneligt men illustrerer udfordringerne. Muligheden for etablering af en forbindelse til Danmark drøftes mellem Gassco og norske interessenter sammen med en række andre muligheder for udbygning af det norske gasnet. Disse drøftelser er baseret på, at en forbindelse tidligst vil kunne være i drift i Denne udbygning af infrastrukturen er et ud af mange projekter, som Gassco overvejer om skal gennemføres. Gassco har overfor Mærsk Olie og Gas A/S givet udtryk for, at hvis forbindelsen prioriteres, kan den være i drift på et tidligere tidspunkt. En norsk forbindelse i kombination med Ellund kompressoren vil have samme effekt som dubleringen. Det bemærkes, at ved norsk forbindelse opnås yderligere en sand 2-strengs forsyning på lang sigt. En beslutning om dublering af rørledningen på nuværende tidspunkt udelukker ikke, at der senere etableres en forbindelse til en norsk transitledning eller direkte til et knudepunkt for norsk gasinfrastruktur. Det afhænger af, om der på det tidspunkt er det nødvendige markedsgrundlag. Import af gas fra Norge kan omfatte mængder til både supplement af forsyningen af det danske og svenske marked og videreleverance til det Nordeuropæiske marked, herunder de baltiske lande. Transit af gas gennem Danmark vil sænke transporttariffen for danske og svenske forbrugere. Dette kan også forbedre muligheden for indvinding af økonomisk marginale danske ressourcer. I forbindelse med import af norsk gas skal mulighederne for anvendelse af et eller flere af danske Nordsøfelter som gaslager vurderes. EU kommissionen støtter tiltag til diversifikation af gasforsyningen til Nordeuropa og Baltikum. En sådan forbindelse kan også af forsyningssikkerhedsmæssige årsager være ønskelig, da forsyningen af den danske og svenske marked, når produktionen i Nordsøen ophører, alene vil være baseret på rørledningsforbindelsen mellem Ellund og Egtved. En direkte forbindelse til norsk infrastruktur kan derfor være ønskelig både ud fra markedsmæssige og langsigtede forsyningssikkerhedsmæssige hensyn. Side 13

15 Tariffer for brug af eksisterende platforme og rørledninger Arbejdsgruppen konstaterer, at danske offshore rørledningstariffer har betydning for, hvor store ressourcer, der kan indvindes kommercielt fra de danske felter, men har ikke inden for den givne tidsmæssige ramme for arbejdet kunnet foretage en analyse af disse. Arbejdsgruppen har noteret, at Energitilsynet på baggrund af arbejdsgruppens arbejde vil revurdere disse, som senere omtalt. Anvendelse af eksisterende platforme og rørledninger til brug for indvinding fra danske felter kan have betydning for, om det er kommercielt at indvinde marginale felter og marginale ressourcer i de producerende felter. Hvis tariffen for brug af eksisterende installationer overstiger omkostningerne ved behandling eller transport for tredjepart, sænkes gennemsnitsomkostningerne ved anlæggenes produktion. En sådan reduktion vil alt andet lige medføre, at en større del af de tilstedeværende ressourcer i felterne kan indvindes kommercielt. En tilsvarende betragtning gør sig gældende ved anvendelse af eksisterende anlæg med ledig kapacitet til produktion fra nye fund. Tariffen for en sådan tredjepartsadgang skal være en afvejning af hensynet til anlægsejeren om at opnå en betaling, som muliggør indvinding af yderligere tilstedeværende ressourcer i det eller de felter, anlægget er etableret til brug for, og hensynet til tredjepart om en tarif, der ikke giver ejeren af det eksisterende anlæg en urimelig fortjeneste. Risikoen for det sidste kan afholde selskaber fra yderligere efterforskning af dansk område eller føre til unødige investeringer. Ligeledes kan det give anledning til en urimelig fordeling af overskud ved indvinding af felter mellem rettighedshaveren, som har haft efterforskningsrisikoen, og infrastrukturejeren, hvis anlæg allerede har givet afkast ved produktion af det fund, anlægget er etableret til brug for. Det bemærkes, at de tidligere anførte omkostninger ved løsninger, der indebærer adgang til eksisterende anlæg i Nordsøen, ikke nødvendigvis er sammenfaldende med, hvad ejere af disse anlæg vil opkræve i tarif. Brug af eksisterende anlæg til transport af gas er reguleret af bekendtgørelse nr af 6. december 2000 om adgang til opstrømsrørledningsnet. Denne bekendtgørelse finder anvendelse, uanset om der transporteres dansk eller udenlandsk gas. Bekendtgørelsen regulerer udelukkende transport i opstrømsrørledningsnet og ikke behandling eller transport i opstrømsrørledningsnet, i det omfang anlæggene anvendes til lokal produktionsaktivitet ved et felt, hvor gassen produceres. I henhold til undergrundslovens 16 kan klima- og energiministeren påbyde en rettighedshaver mod betaling at stille behandlings- og transportanlæg til rådighed for en samordnet indvinding af to eller flere forekomster. I mangel af enighed mellem rettighedshaveren og en ansøger om tredjepartsadgang om betalingen, fastsættes den af ministeren. Denne bestemmelse kan således kun anvendes i forbindelse med tredjepartsadgang ved indvinding af danske fund og ikke i forbindelse med transport af udenlandsk gas. Energistyrelsen har indtil nu ikke taget stilling til sådanne sager. I Norge og UK har myndighederne tilkendegivet hvilke principper, som lægges til grund ved afgørelse af sådanne sager. Dette synes at have en normdannende indflydelse på de vilkår, der aftales i disse lande. Tilsvarende er ikke udarbejdet i Danmark. På baggrund af arbejdsgruppens arbejde har Energitilsynet oplyst, at tilsynet har til hensigt at foretage en fornyet vurdering af tariffer for tredjeparter i de opstrømsrørledninger, der forbin- Side 14

16 der de danske felter med Nybro. Energitilsynet afsluttede medio 2009 en gennemgang af opstrømsvilkårene baseret på indgåede transportaftaler. Energistyrelsen vil tilsvarende fremkomme med en tilkendegivelse af de principper for tredjepartsadgang til behandlings- og transportanlæg ved produktion af danske felter, som vil blive lagt til grund ved behandling af sager efter undergrundslovens 16. Konsekvenser for Nordsøproducenterne af dublering af Ellund Egtved rørledningen Mærsk Olie og Gas A/S har på vegne af DUC i forbindelse med udvalgets arbejde oplyst, at rørledningen vil have følgende konsekvenser for producenterne: Stor risiko for at den ekstra kapacitet 2,2 mia. Nm 3 /år oveni kompressorens 2,7 mia. Nm 3 /år 2 ikke, eller kun i meget begrænset omfang, vil blive brugt. Dermed påføres danske og svenske forbrugere, samt skatteborgere i EU, en unødig omkostning. Den foreslåede indenlandske finansiering (forbrugerne betaler) vil gøre nordsøgas mindre konkurrencedygtig i forhold til russisk gas - relativt til, hvis dem, der ønsker dublering af rørledningen, selv finansierede denne. Det svarer til beskatning, som skader både producenter og forbrugere. Dermed vil nordsøproduktionen blive påvirket negativt relativt til, hvis dem, der ønsker dubleringen, selv finansierede denne. Dette vil ramme nordsøproducenterne, samt i endnu højere grad de danske skatteborgere gennem mistet kulbrintebeskatning. Investeringer i Nordsøen vil blive mindre attraktive - marginalfelter, udviklinger, lagerudnyttelse, infrastruktur-integration - hvorfor termineringsdato for de producerende felter vil blive fremrykket. Det bemærkes, at Mærsk Olie og Gas A/S har anbefalet at medtage konsekvenserne for økonomisk marginale felter eller reserver af en dublering af rørledningen mellem Ellund og Egtved som en kvalitativ betragtning. DONG E & P har oplyst følgende om konsekvenserne for producenterne: DONG E&P mener, at lavere behandlings- og transporttariffer sammen med forbedrede rammevilkår kan bidrage til at gøre det mere attraktivt at producere yderligere gasmængder fra Nordsøen, idet fordelingen af den ekstra værdiskabelse forskydes til fordel for producenterne, som skal tage den kommercielle risiko i forbindelse med efterforskning, udbygning og drift af marginale forekomster. Den grundlæggende forudsætning er dog, at der er et kommercielt potentiale - og dermed en værdi til fordeling, som modsvarer de omkostninger og risici, der er ved at investere i yderligere efterforskning og udvikling. Hovedparten af de gasforekomster, som DONG E&P vurderer med henblik på mulig fremtidig indvinding, er af en sådan karakter, at behandlings- og transporttariffer er sekundære i forhold til den overordnede økonomiske risiko i projekterne. Dette skyldes, at forekomsterne generelt er vanskeligt tilgængelige - enten på grund af stor dybde til reservoiret, stor afstand til eksisterende infrastruktur eller andre forhold, som vanskeliggør udnyttelsen. 2 Kapacitet korrigeret for 10 % lavere brændværdi af importeret gas. Side 15

17 Med henblik på at fremme efterforskning og udvikling af marginale forekomster, finder DONG E&P, at man kan overveje at indføre incitamenter, f.eks. i form af skattebegunstigelse af vanskeligt tilgængelige reserver, som det f.eks. kendes fra Storbritannien. Det bør være muligt at opstille objektive kriterier for vanskeligt tilgængelige forekomster. Nedenfor er listet nogle af de parametre, som DONG E&P vurderer, kunne anvendes i denne sammenhæng: Stor reservoirdybde Høje tryk og temperaturer Lavt reservoirtryk (shallow gas) Stor afstand til eksisterende gasinfrastruktur Stort indhold af ikke brændbare eller korrosive gasarter Hess Denmark Aps oplyser, at selskabet kan tilslutte sig arbejdsgruppens anbefalinger. Arbejdsgruppen er enige om at den eneste betydning dubleringen af rørledningen mellem Ellund og Egtved vil have for Nordsøproducenterne er en påvirkning af Energinet.dks tarif. Arbejdsgruppen med undtagelse af Mærsk Olie og Gas A/S - vurderer, at ændringen af Energinet.dks transporttarif som følge af dubleringen er så marginal, at den ikke vil have betydning for udnyttelsen af økonomisk marginale ressourcer. Dubleringen af rørledningen må gennemføres på nuværende tidspunkt for at opnå EU tilskud til etableringen. 5. Anbefalinger Da dubleringen af rørledningen mellem Ellund og Egtved kun har marginal betydning for nordsøproducenternes forhold, har den markant laveste meromkostning til transport til det danske infrastruktursystem skal besluttes etableret på nuværende tidspunkt for at opnå EU tilskud er nødvendig for at opnå 30 % ledig kapacitet i forhold til den søgte kapacitet ved Open Season-processen, hvilket Energitilsynet anbefaler for at få et velfungerende marked bidrager til forsyningssikkerhed for det danske og svenske gasmarked anbefaler Energistyrelsen, at Energinet.dk sikrer leverancer fra Tyskland fra 1. oktober 2010 gennem en aftale med Gasunie Deutchland om brug af Ellund/Quarnstedt kompressorerne og at rørledningen mellem Ellund og Egtved dubleres. Påbegyndelse af en dublering forudsætter, at der er sikkerhed for, at de fornødne anlæg på tysk side bliver etableret. Da tariffer for benyttelse af eksisterende anlæg og rørledninger har betydning for interessen for at etablere en norsk forbindelse og om økonomisk marginale ressourcer i eksisterende felter eller nye fund bliver udnyttet og med baggrund i nærværende arbejdsgruppes arbejde vil Energitilsynet foretage en fornyet vurdering af tariffer og adgangsvilkår for tredjeparter i de opstrømsrørledninger, der forbinder de danske felter med Nybro og Energistyrelsen vil fremlægge de principper for tredjepartsadgang til behandlings- og transportanlæg ved produktion af danske felter, som vil blive lagt til grund ved behandling af sager efter undergrundslovens 16. Side 16

18 Det er Energistyrelsens vurdering, at analysen viser, at der udover kapacitetsforøgelsen, som følge dubleringen af Ellund Egtved rørledningen, kan være behov for at åbne for yderligere import af gas fra Norge til at sikre forsyningen af det danske og svenske marked og med henblik på videreleverance til det Nordeuropæiske marked, herunder de baltiske lande. På den baggrund anbefales, at der arbejdes videre med mulige løsninger for import af norsk gas enten via eksisterende dansk infrastruktur eller direkte til land og at mulighederne for anvendelse af et eller flere af danske Nordsøfelter som gaslager skal vurderes. Side 17