ISBNwww:

Transkript

1 Udbygni ngafi nf rast rukt urent i lt ransportaf nat urgasmedhenbl i kpåf remt i di gi mport t i ldanmark Baggr undsr appor t-maj2010

2 ISBNwww:

3 Indholdsfortegnelse 1. Indledning Europæisk harmonisering af gasmarkederne i EU-medlemslandene og betydningen for det danske gasmarked Tredje liberaliseringspakke på energiområdet Det nye europæiske agentur for energisamarbejde Gasforordningen (Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) Nr. 715/2009 af 13. juli 2009) Gasdirektivet (Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/73/EF af 13. juli 2009) Betydning af europæisk harmonisering for det danske naturgasmarked Konvergens mod naturgaspriserne på engrosmarkedet i EU Øget likviditet på gasbørsen Mindskelse af markedskoncentration Forsyningssikkerheden i EU Baltic Energy Market Interconnection Plan (BEMIP) Prognoser for udviklingen i gasforbrug og produktion Naturgasforbruget i Danmark Naturgasforbruget i Sverige Årsproduktion og døgnmængder Produktion fra den danske del af Nordsøen Årsmængder og døgnmængder fra Nordsøen samt leverancer Holland Årsmængder og døgnmængder det danske gasmarked samt leverancer til og fra Tyskland Døgn mængder og trykbehov Sverige Prognose for dansk gasproduktion Produktion af reserver Produktion på grundlag af teknologi og efterforskningsbidrag Infrastrukturanalyser og Open Season Open Season processen Resultat af Open Season 2009 og analyser Det danske gastransmissionssystem og udbygning med basis i Open Season Det nuværende danske transmissionssystem Energinet.dk s vurdering af udbygningsbehov til oktober Energinet.dk s vurdering af kapacitetsbehov De nuværende gaslagre og deres betydning for det danske gasmarked Gaslagre til sæsonudjævning og kommerciel anvendelse Gaslagre til nødforsyning Etablering af kompressor i Egtved og dublering af Ellund - Egtved rørledningen Investeringer og driftsomkostninger Levetid Afledte transportomkostninger og tariffer Transmissionstariffer i forhold til gaspris Tariffer ved tredjepartsadgang til rørledninger, platforme og behandlingsanlæg ved import af gas Estimat af tarif ved import fra F/ Transport fra F/3 til Tyra Vest i den eksisterende rørledning Processering af våd gas på Tyra Vest, samt transport til Tyra Øst Side 2

4 6.1.3 Samlet tarif Estimat af tarif ved norsk tie-in Transport fra Europipe 1 til Harald i ny rørledning, samt trykreduktion på Harald Transport fra Europipe 1 til Tyra Vest i ny rørledning Tariffer for tredjepartsadgang til opstrømsgasledninger Adgangen til opstrøm Energitilsynets rolle Import af gas via infrastruktur i Nordsøen eller ved direkte forbindelse til norsk infrastruktur Gas import fra F/3 til Tyra Vest Beskrivelse af tekniske installationer på Tyra og F/ Tyra Vest NOGAT rørledningssystemet F/3 platformen Transportkapacitet Investeringer og driftsomkostninger Betingelser for den berørte infrastruktur Implementeringstid Norsk tie-in fra Europipe til Harald eller Tyra Vest Beskrivelse af de tekniske installationer ved Tyra Vest og Harald Flowkapacitet Investeringer og driftsomkostninger Betingelser for den berørte infrastruktur Implementeringstid Import af norsk gas med ny rørledning fra norsk infrastruktur til Nybro eller Nordjylland Tilgængelighed af gas fra Holland, Norge og Tyskland Holland Norge Tyskland Økonomisk sammenligning af alternative muligheder for import af gas til Danmark samt beskrivelse af tariffernes betydning CAPEX og OPEX for forskellige løsninger NPV beregning af CAPEX og OPEX Simplificerede beregninger af marginale omkostninger Tarifmodel salg til Danmark, Holland eller Tyskland Resultater Dansk gas import vil også tiltrække Nordsø gassen Metode og antagelser for tarifmodellen Kapacitets vurdering Faldende årlig produktion og daglig kapacitet sammenholdt med faldende forbrug Relevante forsyningssituationer til vurdering af kapacitetsbehov Nordsøproduktionen falder men hvad med kapaciteten? Eksport til Holland Eksport til Tyskland hvilke forpligtigelser? Dansk forbrug hvordan vil det daglige behov blive påvirket af faldende årligt forbrug Side 3

5 9.3.7 Svensk forbrug flaskehals i det danske system sætter loft over det daglige forbrug Offshore gaslagre i eksisterende danske felter Gaskvalitet påvirker kapaciteten Sammenligning mellem elektricitets og gasnet kapacitet til NordPool området Marginale felter Konsekvenser for Nordsøproducenterne af dublering af Ellund Egtved rørledningen Side 4

6 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-process 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 denne analyse. En sammenfatning af rapportens analyser, konklusioner og anbefalinger kan findes i notatet Sammenfatning og anbefalinger, 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. Arbejdsgruppens medlemmer er blevet tilbudt at få indføjet specielle kommentarer i kantede parenteser, DONG Naturgas A/S har benyttet sig af dette. Analysen er udarbejdet af en arbejdsgruppe med følgende deltagere: Vicedirektør Anne Højer Simonsen, Energistyrelsen, formand for arbejdsgruppen 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 Side 5

7 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 medvirket 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 Side 6

8 2. Europæisk harmonisering af gasmarkederne i EU-medlemslandene og betydningen for det danske gasmarked. I dette afsnit beskrives de igangværende harmoniseringstiltag for gasmarkederne i EU medlemslandene og betydningen for udviklingen på det danske gasmarked. 2.1 Tredje liberaliseringspakke på energiområdet Den 3. liberaliseringspakke på energiområdet blev vedtaget i august Pakken indeholder en helt ny forordning om oprettelse af et agentur for samarbejde mellem energireguleringsmyndigheder (Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) Nr. 713/2009 af 13. juli 2009), en ny gasforordning om betingelser for adgang til naturgastransmissionsnet (Europa- Parlamentets og Rådets forordning (EF) Nr. 715/2009 af 13. juli 2009) og et nyt naturgasdirektiv om fælles regler for det indre marked for naturgas (Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/73/EF af 13. juli 2009). Den nye forordning om betingelser for adgang til naturgastransmissionsnettet og det nye indre gasmarked direktiv indeholder mange ændringer i forhold til den tidligere gasforordning og indre markedsdirektivet, og grundlæggende gælder for alle 3 retsakter, at de stiller nye krav til både de regulerende myndigheder og markedsaktører. Alle 3 retsakter har samtidig til formål at bidrage til harmonisering (herunder vedrørende investeringer) mellem de enkelte medlemsstater. Den 3. pakke blev lanceret af Kommissionen i 2007, og fulgte i kølvandet på Kommissionens sector inquiry vedrørende konkurrencen i de europæiske gas- og elmarkeder. Kommissionens sektor-rapport (januar 2007) fastslog, at der var/er alvorlige konkurrenceproblemer på gasmarkederne, og den manglende konkurrence skyldes især stor markedskoncentration i de fleste nationale markeder, manglende likviditet, og for lille integration og harmonisering mellem de enkelte markeder i medlemsstaterne Det nye europæiske agentur for energisamarbejde Det nye europæiske agentur for samarbejde mellem energimyndigheder (ACER) har til formål at bistå de regulerende myndigheder og tilvejebringe en ramme, inden for hvilken de regulatoriske myndigheder kan samarbejde. Agenturet erstatter det europæiske regulator-samarbejde, som hidtil har fundet sted i ERGEG (European Regulators Group for Electricity and Gas), og agenturet er udtryk for tendensen væk fra det nationale og hen imod et mere integreret og forpligtende samarbejde mellem EU's energimyndigheder og mellem transmissionsselskaberne i EU (se nedenfor). Agenturet skal primært rådgive og give udtalelser og henstillinger til transmissionsselskaber, regulatorer, og de europæiske institutioner. Herudover har agenturet hjemmel til at træffe beslutninger i en række sammenhænge vedrørende grænseoverskridende infrastruktur men ikke rent nationale infrastrukturer. Endelig får agenturet som opgave at udvikle såkaldte framework guidelines på en række centrale markedsområder som f.eks. kapacitetsallokering, nettilslutning, håndtering af kapacitetsbegrænsninger etc. Disse guidelines skal angive nogle hovedprincipper for de mere tekniske og detaljerede netværkskoder, som den nye europæiske sammenslutning af TSOer (Transmissions System Operatører) herefter skal udarbejde. Side 7

9 ERGEG arbejder for øjeblikket (som pilotprojekt forud for agenturet) på den første framework guideline om principper for allokering af kapacitet i de europæiske transmissionsnet. Denne framework guideline fremhæver, at auktion skal være det primære allokeringsprincip i fremtiden, og eventuelle merindtægter (i forhold til de tilladte tariffer for denne monopolaktivitet) kan så gå til formål, som er godkendt af den nationale regulerende myndighed. Guidelinen nævner, at dette f.eks. kan være investeringer i ny infrastruktur eller lavere tariffer. I ERGEG samarbejdet har der i øvrigt stedse været stor opmærksomhed på infrastrukturudvikling og arbejdet med at udvikle tiltag, som kan bidrage til at skabe mere konkurrence på de europæiske gasmarkeder. Ny infrastruktur og/eller bedre mekanismer til flaskehals-håndtering er de muligheder, som umiddelbart er til rådighed for at skabe mere kapacitet til gasmarkederne. Specifikt vedrørende flaskshals-håndtering (congestion management), skal det nævnes, at Kommissionen netop nu arbejder på at introducere nye/bedre bindende retningslinier for flaskehals-håndtering på europæisk plan. Disse retningslinier bliver vedtaget via en komitologi procedure; dvs. forordninger som vedtages i arbejdsgrupper med repræsentanter for alle medlemslande Gasforordningen (Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) Nr. 715/2009 af 13. juli 2009) Det fremgår af den nye gasforordning, at der skal oprettes et europæisk netværk af transmissionssystemoperatører for gas (ENTOSO-G). Det vil sige, at de nationale transmissionsselskaber nu får en juridisk pligt til at arbejde sammen på europæisk plan og på regionalt plan via et regionalt samarbejde. Det nye netværk af transmissionsselskaber er allerede etableret juridisk, og en vigtig opgave for netværket bliver at udarbejde en tiårig europæisk netudviklingsplan. Denne europæiske netudviklingsplan skal være et grundlæggende redskab til udpegning af de investeringer, som er nødvendige på fællesskabsniveau. Den tiårige plan, som opdateres hvert andet år, skal bygge på de enkelte EU-landes nationale investeringsplaner, men planen skal være mere end summen af de nationale planer. Forordningen lægger altså vægt på samhørighed i investeringsprocesser og investeringsplaner. Det er derfor vigtigt, at en væsentlig dansk investering i ny infrastruktur også vurderes i lyset af de investeringer, som foretages i umiddelbar nærhed af Danmark, og at den indgår i et samspil med disse investeringer for at bidrage til et harmoniseret regionalt marked. Gasunie Deutschland(GUD) har parallelt med Energinet.dk gennemført en Open Season. Der er underskrevet kontrakter med transportkunderne, og GUD arbejder netop nu på den endelige investerings-ansøgning til den tyske regulator. Det tekniske udvidelses-projekt følger sin tidsplan, og udvidelsen mod Ellund har høj prioritet hos GUD. Energinet.dk kender ikke de præcise tal for investeringer i det tyske system, men kender tal for forventet udbygning af det tyske ( m 3 /h som modsvarer kapaciteten på m 3 /h ved både kompressor og dublering på dansk side). Der vil på afbrydelig basis kunne leveres mere end det, som tyskerne garanterer. Side 8

10 Det er endvidere væsentligt at fremhæve, at ENTSO-G skal udarbejde bindende netregler på en række definerede områder. Disse netregler adresserer grænseoverskridende netspørgsmål og spørgsmål om markedsintegration, og skal sikre en større ensartethed i fremtidens netværk. ENTSO-G skal blandt andet udarbejde regler for harmoniserede transmissionstarifstrukturer, og en større europæisk harmonisering i forhold til tarifberegning for transmission er derfor på vej. Netreglen for harmoniserede tarifstrukturer vil skulle udarbejdes i lyset af forordningens generelle bestemmelse om tariffer, og det er her forudsat, at en beregning af tariffer nok skal tage hensyn til faktiske omkostninger, men også skal tage hensyn til behovet for at tilvejebringe incitamenter og sikre et rimeligt investeringsafkast til at anlægge ny infrastruktur herunder særlige regulatoriske tiltag for nye investeringer som fastsat i direktiv 2009/73/EF. Det er i øvrigt forudsat af Kommissionen (bl.a. i en forklarende note til den nuværende transmissions-forordning), at det afkast, som et transmissionsselskab kan oppebære på en investering, skal afspejle den risiko, der er ved investeringen. Med formuleringerne i den nye gasforordning er der altså rum til at understøtte en investering via transmissionsselskabets tariffer og via regulators behandling af investeringen Gasdirektivet (Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/73/EF af 13. juli 2009) Det nye gasdirektiv stiller krav om, at medlemsstaterne skal samarbejde for at fremme den regionale og bilaterale solidaritet for at varetage forsyningssikkerheden på det indre marked for naturgas. Samarbejdet omfatter situationer, der på kort sigt fører til (eller sandsynligvis vil føre til) en alvorlig forsyningsafbrydelse, der påvirker en medlemsstat. Kravet om samarbejdet vedrører bl.a. en samordning af nationale beredskabsforanstaltninger og identifikation af og om nødvendigt udbygning eller opgradering af sammenkoblinger i elektricitets- og naturgasnettet. Direktivet fremhæver også, at direktivets regler om uafhængige transmissionssystemoperatører skaber en hensigtsmæssig reguleringsramme, der kan sikre fair konkurrence, tilstrækkelige investeringer, adgang for nytilkomne og integration af gasmarkederne. Transmissionssystemoperatører skal kunne træffe beslutninger f.eks. beslutninger vedrørende forsyningssikkerhed uafhængigt af egne koncerninteresser eller øvrige produktions- eller forsyningsinteresser. Direktivet opstiller en række overordnede mål for den regulerende myndighed. Disse mål skal regulator bruge sine beføjelser på at nå i tæt samarbejde med andre myndigheder, herunder konkurrencemyndigheder. De overordnede mål er blandt andet at udvikle konkurrencebaserede velfungerende regionale markeder, at fjerne restriktioner for handel med naturgas og herunder udvikle passende kapacitet til grænseoverskridende transmission for at imødekomme efterspørgslen, at sikre, at systemoperatører og systembrugere får passende incitamenter til at øge effektiviteten af systemets præstationer, og at bidrage til, at der på den mest omkostnings- Side 9

11 effektive måde udvikles sikre, pålidelige og effektive ikke-diskriminerende systemer, der er forbrugerorienterede. Endeligt skal det nævnes, at når en national regulator fastsætter tarifferne (eller godkender en metode for tariffastsættelse), skal regulator sørge for, at transmissionsselskabet får passende incitamenter til på både kort og lang sigt at øge effektiviteten, fremme integrationen af markederne og forsyningssikkerheden og støtte de dermed forbundne forskningsaktiviteter. Energinet.dk s planlagte investering i Danmark er umiddelbart en ren dansk investering. Både den planlagte kompressor og dubleringen af transmissionsrørledningen mellem Egtved og den dansk/tyske grænse er investeringer, som er begrænset til dansk territorium. Det skal dog bemærkes, at på tysk side har Gasunie Deutschland gennemført en koordineret og tidsmæssigt parallel Open Season proces med Energinet.dk's Open Season, således at investeringer i øget kapacitet på tysk side hænger sammen med tilsvarende investeringer på dansk side. Det er derfor vigtigt også at vurdere investeringen i lyset af det europæiske energisamarbejde og ny EU-lovgivning, som skærper kravene til harmonisering også i forhold til nye investeringer. Projektet forudsætter da også gennemførelse af betydelige investeringer syd for grænsen 2.2 Betydning af europæisk harmonisering for det danske naturgasmarked En øget integration med naturgasmarkederne i de øvrige EU lande vil betyde en række muligheder for et mere velfungerende gasmarked i Danmark. For det første må naturgaspriserne på det danske engrosmarked med en fysisk integration af markedsområderne forventes at konvergere mod priserne på de øvrige Nordvesteuropæiske handelspladser (gashubs og gasbørser). For det andet vil integrationen med markedsområderne i Nordvesteuropa medføre en mulighed for at øge likviditeten på den danske gasbørs og dermed mulighed for 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. Disse forbedringsmuligheder uddybes i det efterfølgende Konvergens mod naturgaspriserne på engrosmarkedet i EU Figur 2.1 viser spotprisen i 2009 på den danske gasbørs NordPool GAS (NPG) sammenlignet med spotprisen på den hollandske gasbørs APX. Side 10

12 Figur 2.1 Spotpris (Day Ahead) NordPool Gas og APX, EUR/MWh Nordpool Day Ahead APX TTF Day Ahead jan-09 mar-09 maj-09 jun-09 aug-09 okt-09 dec-09 feb-10 Kilde: NordPool Gas, APX Det fremgår, at spotprisen på NPG generelt er på niveau med eller højere end prisen på APX- TTF. På et velfungerende naturgasmarked med efficiente priser vil forskellen mellem naturgaspriserne på to gashubs udelukkende afspejle transportomkostningerne mellem de to lokationer. På det danske naturgasmarked er især adgangen til den kommercielle gasimport begrænset, hvilket giver et inelastisk udbud af gas på kort sigt: Hvis efterspørgslen efter kommerciel gasimport overstiger den fysiske danske gaseksport i Ellund, kan markedet kun på kort sigt tilpasse sig efterspørgslen via prisændringer (i.e. højere danske gaspriser). Prisforskellen mellem NPG og APX-TTF kan altså ikke udelukkende forklares af transportomkostningerne, forskellen indeholder også omkostningerne af forvridningerne på det danske naturgasmarked bl.a. i form af begrænset import- og eksportkapacitet. Sammenholder man prisforskellen mellem NPG og APX med kapaciteten fra Tyskland til det danske transmissionssystem, fremgår det, at der er en høj korrelation mellem prisforskellen på NPG/APX og flaskehalse på importkapaciteten. Side 11

13 Figur 2.2 Sammenhæng mellem flaskehalse og prisforskel NPG-APX 6 EUR/MWh Mio. KWh pr. dag Spread NP og APX_TTF Flow Ellund, højre akse jan-09 feb-09 apr-09 maj-09 jul-09 sep-09 okt-09 dec-09 feb-10 Kilde: NordPool Gas, APX, Energinet.dk, egne beregninger. -90 Figur 2.2 viser forskellen på NPG og APX-TTF prisen (venstre akse) og gas flowet i Ellund exit punktet (højre akse). Det ses, at der er et højt sammenfald mellem de dage, hvor prisen er højere på NPG relativt til APX-TTF, og de dage, hvor der er flaskehalse i importkapaciteten fra Tyskland til Danmark som følge af et flow i Ellund exit punktet på 0 eller tæt ved 0. Særligt bemærkelsesværdigt er korrelationen mellem flaskehalse og prisforskelle i oktober - december måned 2009, hvor prisforskellen øges markant, når der opstår flaskehalse i importkapaciteten. Med andre ord går aktørerne på det danske engrosmarked glip af adgang til billigere naturgas fra andre markedspladser i EU nabolande på grund af den nuværende ustabile importkapacitet, som afhænger af det fysiske flow fra Nord til Syd for den dansk-tyske grænse. En gennemsnitlig forskel i engrosprisen på 1-3 EUR/MWh svarer til en årlig merpris for den samlede naturgasvolumen i Danmark på omkring 0,4 1 mia. kr. En dublering af Ellund Egtved vil betyde, at såvel import- og eksportkapacitet i Danmark øges. En større import- og eksportkapacitet på det danske naturgasmarked forøger antallet af markedsaktører samt gassens mobilitet især adgangen til et større og mere fleksibelt udbud af gas er vigtigt. Hermed forbedres de markedsmekanismer, der danner grundlaget for efficiente inflow/outflow af gas og dermed efficiente gaspriser. Dette gavner i udgangspunktet alle markedsaktører fra forbrugere (som ikke går glip af billig gas i situationer med overudbud på de nordvesteuropæiske markedsområder syd for Danmark) til producenter (som får øgede afsætningsmuligheder i situationer med lav efterspørgsel i Danmark). Etablering af importmulighed fra F3 via Tyra eller en tie in til det norske opstrømsystem vil betyde, at importkapaciteten til Danmark øges. Begge disse løsninger må dog vurderes mindre effektive i forhold til at øge antallet af markedsaktører og gassens mobilitet i forhold til Ellund Egtved dubleringen. Side 12

14 Pct Øget likviditet på gasbørsen Gasbørsen Nord Pool Gas åbnede i marts Etableringen af en effektiv gasbørs er et vigtigt skridt i retning af et mere velfungerende engrosmarked for naturgas med en gennemsigtig og gennemskuelig prisdannelse, der kan fungere som referencepris for prisdannelsen på detailmarkedet. Det er imidlertid vigtigt, at en dansk gasbørs får tilstrækkelig volumen i handelen til at prisdannelsen bliver troværdig, hvis de positive effekter for markedsudviklingen skal realiseres. Likviditet på gasbørsen kræver: Ingen/små prisændringer ved gennemførsel af handler med stor volumen Mange aktører således at prisforskellen mellem bud og udbud reduceres samt sandsynligheden for at kunne finde en modpart er høj. Antallet af handler og den handlede volumen på NordPool Gas er steget betydeligt fra børsens start. Frem til november 2009 er både antallet af handler og den handlede volumen mere end seksdoblet i forhold til 2008, og der er en tydeligt opadgående trend igennem perioden. I 1. kvartal 2010 nåede andelen af den handlede volumen op på knap 10 % af det samlede danske gasforbrug i perioden jf. figur 2.3. Figur 2.3 Andel af dansk gasforbrug handlet over Nord Pool Gas, ,0% 5,0% 0,0% K1 ' 08 K2 ' 08 K3 ' 08 K4 ' 08 K1 ' 09 K2 ' 09 K3 ' 09 K4 ' 09 K1 ' 10 Note: K1 08 referer til 1. kvartal 2008, K2 08 til 2. kvartal 2008 osv. Kilde: Nord Pool Gas. Selvom udviklingen er positiv er gasbørsen ikke i sig selv tilstrækkelig likvid til at sikre den ønskede gennemsigtighed i prisdannelsen og en dansk referencepris. En større import- og eksportkapacitet på det danske naturgasmarked forbedrer transportmulighederne for naturgas mellem markedsområderne i Danmark, Tyskland og Benelux landene. Dette øger udenlandske og indenlandske gasmarkedsaktørers interesse for handel på den danske gasbørs, hvilket er en vigtig forudsætning for at øge likviditeten på NPG og dermed skabe en troværdig referencepris Side 13

15 En øget mulighed for at transportere naturgas mellem markedsområderne i Danmark, Sverige, Tyskland og Benelux landende er en vigtig forudsætning for at øge likviditeten på NPG og dermed skabe en referencepris, som aktørerne på markedet har tiltro til. Såvel dublering af Ellund Egtved forbindelsen, en forøgelse af importkapaciteten via F3 Tyra samt en tie in til det norske opstrømsystem vil kunne medføre en øget likviditet på NPG. Dublering af Ellund Egtved rummer relativt det største potentiale herfor, eftersom denne løsning giver bedst mulighed for understøttelse af kortsigtet spothandel (day-ahead og within day) på tværs af grænsen og umiddelbar adgang for flest handelsaktører Mindskelse af markedskoncentration Konkurrencestyrelsen har i konkurrenceredegørelsen fra 2007 foretaget en skønsmæssig opgørelse af markedsandele på det primære engrosmarked for naturgas i Danmark, jf. nedenstående tabel 2.1: Tabel 2.1 Skønsmæssig opgørelse af markedsandele på det primære engrosmarked for naturgas i Danmark Primære engrosmarked, mia. Nm 3 DONG Energy Øvrige udbydere Engrosmarkedet i Danmark, total Leverancer Nybro 7,0 7,0 Eksport Tyskland, Sverige -3,6-3,6 m.m. Gas Release -0,4 0,4 Import Tyskland 0,7 0,7 Total 3,0 1,1 4,1 Total i pct Kilde: Konkurrenceredegørelsen 2007, s Note: Det lægges til grund i beregningerne, at al eksport foretages af DONG Energy og al import foretages af øvrige aktører. Import af gas fra Tyskland foregår virtuelt gennem swap af gas på det danske og tyske marked. Det er ikke muligt fysisk at importere gas. Gas Release er betegnelsen for DONG Energy's forpligtelse til at frigive gas (400 millioner m 3 årligt i 6 år) til det danske marked. Forpligtelsen følger af et tilsagn til EU-Kommissionen i forbindelse med DONG-fusionen i 2006, hvor Kommissionen udtrykte bekymring over den konkurrencemæssige situation på det danske gasmarked. Såfremt det danske naturgasmarked i større grad integreres med de øvrige markedsområder i Nordvesteuropa, vil koncentrationen mindskes. Til sammenligning med det danske marked med en årlig volumen på omkring 4 mia. Nm 3 naturgas udgør det tyske naturgasmarked omkring 80 mia. Nm 3 og det hollandske marked omkring 40 mia. Nm Forsyningssikkerheden i EU EU-Kommissionen har på baggrund af gaskrisen i januar 2009 mellem Rusland og Ukraine fremsat forslag til forordning om foranstaltninger til opretholdelse af naturgasforsyningssikkerheden. Forordningen er under forhandling i det Europæiske Råd, og forventes vedtaget in- Side 14

16 den sommerferien Forordningen skal erstatte det nuværende forsyningssikkerhedsdirektiv (Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2004/67/EF af 26. april 2004 om foranstaltninger til opretholdelse af naturgasforsyningssikkerheden). Et af de vigtigste elementer i forordningen er det såkaldte N-1 infrastruktur kriterium. Kriteriet indebærer, at såfremt forsyningen fra den største forsyningskilde falder bort, skal de øvrige tilgængelige forsyningskilder være i stand til at forsyne hele markedet. I forordningen lægges der endvidere op til, at N-1 infrastrukturstandarden kan opfyldes på regionalt niveau. Da Sverige er helt afhængig af forsyninger via Danmark må det forudses, at opfyldelse af infrastrukturstandarden samlet set sker for Danmark og Sverige. Dette afviger i praksis ikke fra situationen i dag, hvor Energinet.dk i tilfælde af forsyningssvigt vil være forpligtet til at stille den nødvendige kapacitet til rådighed for Sverige. Det skal dog bemærkes, at Energinet.dk ikke har nødforsyningsforpligtelser overfor det svenske marked, men såfremt transportkunder/gasleverandør har gas til rådighed til det svenske marked, vil Energinet.dk sørge for transporten, hvis det er fysisk muligt. Det danske transmissionssystem er alene baseret på forsyning fra den danske del af Nordsøen men samtidig med en høj grad af forsyningssikkerhed. Det betyder, at Energinet.dk har sikret gasforsyningen i tilfælde af forsyningssvigt fra den største forsyningskilde (brud på Tyraledningen) i op til 60 dage. Forsyningen kan opretholdes ved at ilandføre gas via Syd-Arneledningen, træk på lagre samt afbrydelse af forsyningen til afbrydelige kunder. [DONG Naturgas: Det skal for god ordens skyld bemærkes, at der for indeværende gasår 2009/10 ikke er indgået aftaler om anvendelse af eller beredskab for Syd Arne ledningen og at der derfor ikke som i alle forudgående år er tilvejebragt grundlag en sikker ilandføring af gas i nødsituationer] I Energinet.dk s forsyningssikkerhedsstrategi indgår ikke en situation, hvor gasforsyningerne fra Tyra-komplekset falder helt bort i en længere periode. I 2013, hvor der planlægges forsyning fra Tyskland, vil situationen i forhold til N-1 kriteriet kunne blive væsentlig forbedret. En tilstrækkelig kapacitetsudbygning mod Tyskland vil betyde, at forsyningerne til det danske og svenske marked vil kunne opretholdes, såfremt forsyningerne fra Nordsøen falder bort i en længere periode. Omvendt vil afbrydelse af forsyningerne fra Tyskland kunne dækkes via Nordsøen, træk på lagre m.v. Med en tilstrækkelig udbygning af kapaciteten mod Tyskland vil forsyningen til det danske og svenske marked kunne dækkes via Tyskland, træk på lagre og afbrydelse af kunder med afbrydelige kontrakter. Det samlede kapacitetsbehov til det danske og svenske marked vurderes både i dag og i 2013 at være i størrelsesordenen 31 mio. Nm 3 /døgn (Danmark 24 mio. Nm 3 /døgn og Sverige 7 mio. Nm 3 /døgn). Kapacitetsbehovet skal holdes op mod de mulige leverancer. Der er i dag indgået aftaler med lagrene om levering af lagrenes fulde udtrækskapacitet på op til 20 mio. Nm 3 /døgn i nødsituationer. Såfremt det antages, at der alene placeres en kompressor i Egtved, vil kapaciteten fra Tyskland maksimalt udgøre ca. 10 mio. Nm 3 /døgn ( Nm 3 /time). Ved etablering af både Side 15

17 kompressor og ledningsdublering vil kapaciteten udgøre op til 17 mio. Nm 3 /døgn ( Nm 3 /time). Med eksempelvis belastningsfaktor på 0,85 vil det give mulighed for leverancer på hhv. ca. 2,7 og ca. 4.7 mia. m 3 /år. Korrigeret for en lavere brændværdi (10 %) i Tyskland. Lavere belastningsfaktorer kan også forventes. Ved etablering af kompressor i Egtved uden rørdublering vil Energinet.dk kunne opfylde N-1 kriteriet ved udtræk fra lagre, forsyning fra Tyskland samt aftale med relativt få afbrydelige kunder i både Danmark og Sverige. Ved etablering af både kompressor i Egtved og rørdublering vil Energinet.dk rigeligt kunne opfylde N-1 kriteriet, og der vil samtidig opnås mulighed for konkurrence på levering af nødforsyningsydelsen, som Energinet.dk i dag betaler årligt mio. kroner for. Omkostningerne består bl.a. af udgifter til kapacitetsbestillinger i Syd Arne-ledningen og lagre med henblik på sikring af den nødvendige volumen til dækning af 60 dages hændelsen (afbrydelse af forsyninger fra Tyra-ledningen). Det forventes derfor, at dubleringen vil reducere den årlige nødforsyningsbetaling væsentligt. [DONG Naturgas: Det skal for god ordens skyld bemærkes, at der i omkostningerne for gasår 2009/10 ikke kan indgå udgifter til kapacitetsbestillinger i Syd-Arne-ledningen, idet der ikke er indgået aftaler herom, ligesom DONG Energy ikke modtager betaling for dette.] I tabel 5.1 er besparelserne for hvert trin søgt kvantificeret under en række antagelser. Forbindelsen mod Tyskland muliggør import af norsk, hollandsk og anden gas (eksempelvis LNG-import) såvel som russisk Et eventuelt søledningsbrud, som i dag er den dimensionerende hændelse, antages at have en varighed på 60 dage. I en sådan situation vil lagrene i de sidste dage i perioden have en faldende leverance. Dette betyder, at forsyningen af det danske og svenske marked sidst i hændelsen primært vil komme fra Tyskland, og derfor er det ønskeligt, at denne forsyning potentielt er så stor som muligt, dvs. 17 mio. Nm 3 /døgn, som kompressor og ledningsdubleringen vil give. En forbindelse til Norge i 2013 vil i relation til N-1 kriteriet kunne give en tilsvarende effekt som ledningsdubleringen, men usikkerheden om, hvorvidt man kan få en sådan forbindelse, og om nogen ønsker at levere gas til den, er betydelig. Energinet.dk og andre aktører arbejder målrettet for en norsk forbindelse efter 2015, men det er fortsat usikkert, om det vil lykkes, og i givet fald hvornår. Gassco forventes i 2010 at gennemføre en form for Open Season proces for leverancer fra Norskehavet og muligvis også for sydlige område med det første brugermøde er afholdt 7/ og der vil være tale om lang proces ligesom den som Energinet.dk gennemførte i 2009, men med væsentlige forskelle i regler/betingelser for deltagelse, herunder investeringsbidrag. Gassco har oplyst, at der er tale om mange investeringsprojekter (op mod 50), og at udvalgte af disse forventes klar i 2015/16. Denne Open Season kan give mulighed for en endeligt svar på muligheder for offshore forbindelse til Danmark. Omkostningerne til en norsk forbindelse vil hertil være væsentlig større end ved etablering af dubleringen. Man skal huske EU tilskud, når der foretages sammenligning med norske løs- Side 16

18 ninger. Hvilket kan ses i tabel 5.1. Endvidere konkluderes i kapitel 10 vedrørende tariffer, at alternative løsninger er væsentligt dyrere Det skal også bemærkes at Gassco er system ansvarlig på offshore gasrørene i Norge, og sælger ikke gas. Gassco s hovedproces arbejder med investeringer der er klar i 2015/16 Efter Energinet.dk s oplysninger og opfattelse er det kritisk og urealistisk med leverancer i 2012, men fysisk kan det lade sig gøre, hvis nogen træffer beslutning om at investere i sommeren Det vil fint supplere dubleringsløsningen Energinet.dk fremhæver at de som ansvarlig for forsyningssikkerheden ikke kan satse på, at nogen kommerciel investering lykkes, når det ikke er lykkedes i 25 år. Endvidere er Energinet.dk's investeringsbeslutning baseret på den åbne og transparente proces, som de Europæiske regulatorer har angivet som "best practice" Spørgsmålet er hvor længe der er kapacitet (per time/dag/måned/år) nok, og om EU tilskuddet falder væk hvis investeringen ikke understøtter markedsudviklingen gennem grænseoverskridende handel med gas. Spørgsmålet er naturligvis også, om hvad nok er, når man kan få noget, som er konkurrencemæssigt, forsyningssikkerhedsmæssigt og økonomisk fordelagtigt og langsigtet er langt bedre. Udfordringen i 2012 løser Energinet.dk ved en midlertidig tryk-løsning med gas fra Tyskland Til et spørgsmål om fordelingen af betalingen for loopingen svarer Energinet.dk, "Spillereglerne" blev fastlagt ved start af Open Season i 2008 i samarbejde med Energitilsynet, og følger den gængse danske investerings- og tarifpolitik på energiområdet. Naturligvis kan man generelt drøfte frimærketariffen, markedsmodel osv. Og derfor har Energinet.dk valgt at ændre den eksisterende tarif-model, så den fornødne import-kapacitet dækkes af de kommercielle aktører, der ønsker importen fra Tyskland. Begrundelsen for at dublering er lagt til exittariffen i et forslag fra ENDK er beskrevet yderligere i kapitel Baltic Energy Market Interconnection Plan (BEMIP) EU Kommissionen har stærk fokus på både forsyningssikkerhed og konkurrence. Det har bl.a. resulteret i ovennævnte nødforsyningssikkerhedsforordning og den såkaldte Baltic Energy Market Interconnection Plan (BEMIP) for Østersøområdet, hvori der er særlig fokus på: de faldende danske reserver, levering af norsk gas til Danmark, Sverige, Tyskland, Polen, Baltikum og Finland, forsyningsdiversitet i Baltikum og Polen. Kommissionen har nedsat en West Baltic Task Force (WBTF) med deltagelse af selskaber fra Norge, Danmark, Sverige, Polen, Tyskland, som har afholdt det første møde i februar. Den baltiske samarbejdsorganisation Baltic Gas, som har repræsentanter fra alle lande i Østersøregionen 1 arbejder parallelt hermed for at fremme bedre rammevilkår for en norsk-dansk- (tysk)-polsk forbindelse. Energinet.dk har siden 2009 haft formandskabet. 1 Norge, Sverige, Finland, Danmark, Estland, Letland, Litauen, Rusland (Kaliningrad), Polen og Tyskland Side 17

19 Energinet.dk har således med støtte fra Baltic Gas fremlagt et langsigtet scenarie (efter 2015) for en norsk-dansk-hollandsk-baltisk forbindelse. Scenariet anvendes under BEMIP. Scenariet indeholder et muligt første skridt med en norsk-dansk forbindelse af eksisterende infrastruktur i den danske Nordsø, og et andet skridt med en dansk-polsk forbindelse. En kompressor i Egtved kombineret med en dublering af Egtved - Ellund strækningen er skelettet i begge skridt, og vil muliggøre leverancer til Polen og øgede leverancer til Tyskland i forhold til i dag (fordobling af kapaciteten). Loopingen vil især være et vigtigt element i at sikre interessen fra norsk side. Loopingen giver mulighed for leverancer til Tyskland som alternativ til Polen både med og uden Baltic Pipe. Dette er blandt andet en af begrundelserne for, at EU Kommissionen i forbindelse med det særlige Economic Recovery program vil dække 50 % af investeringerne i ny infrastruktur, hvor det hidtil kun har været muligt at få dækket op til 20 % af omkostningerne i forbindelse med TEN (Transeuropæiske Transportnet) programmet. Det oprindelige fokus var et Skanled- Baltic Pipe fokuseret projekt, og Energinet.dk har i sin ansøgning fremhævet disse regionale forsyningssikkerhedsperspektiver. Economic Recovery program er EU s økonomiske genopretningsplan, der 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 Det er derfor usikkert, om Kommissionen eller EU-Parlamentet overhovedet vil støtte en udvidelse mod Tyskland, hvis den alene har et kortsigtet og overvejende dansk forsyningsmæssigt formål. Det er ligeledes uafklaret, om EU kommissionen i 2010 vil iværksætte et nyt program svarende til Recovery programmet, som vil yde støtte til yderligere gasinfrastrukturinvesteringer, som ikke umiddelbart er kommercielt bæredygtige, men som eksempelvis understøtter forsyningssikkerhedsmæssige målsætninger. Kommissionen forventer i sensommeren at have større klarhed med hensyn til, om EU fremadrettet vil kunne medfinansiere sådanne regionale projekter. Dette forhold kan have væsentlig betydning for en eventuel senere beslutning om etablering af en forbindelse til Norge og herunder især for en eventuel senere beslutning om levering af gas gennem Danmark til Polen. Side 18

20 3. Prognoser for udviklingen i gasforbrug og produktion I dette afsnit omtales prognoserne for udviklingen i gasforbruget i Danmark. Da forsyningen af Sverige med gas sker gennem Danmark vurderes tillige afsætningen på dette marked. Forsyningen af de to markeder kommer i dag udelukkende fra felterne i den danske del af Nordsøen. Prognoserne for gasproduktion sammenholdes derfor med det forventede forbrug. De danske gasproducenter vælger ud fra kommercielle forhold om produktionen skal afsættes på det danske og svenske marked eller om den skal eksporteres. Det er derfor kun muligt at estimere nettoimporten og ikke hvor stor en faktiske gasimport vil være. Det skal bemærkes, at såfremt der i Europa ligesom i USA sker et betydelig prisfald på gas ved, at produktion af gas fra skifer 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 vil føre til behov for yderligere importkapacitet i forhold til den nuværende forbrugsprognose. 3.1 Naturgasforbruget i Danmark Til fremskrivningen af energiforbruget inden for forskellige sektorer mv. anvender Energistyrelsen EMMA-modellen. I denne model er udviklingen i energiforbruget inden for de forskellige områder bestemt af udviklingen i: Den økonomiske aktivitet inden for de forskellige brancher mv. Data for det kommer fra en langsigtet ADAM-fremskrivning De forskellige energipriser, herunder udviklingen i afgifterne og CO2-kvoteprisen En udvikling i energieffektiviteten som er estimeret på baggrund af udviklingen i de seneste 10 år. En EMMA-fremskrivning, hvor der alene anvendes disse forudsætninger svarer til en antagelse om, at den generelle udvikling fortsætter som hidtil. En fremskrivning på det grundlag vil ikke tage højde for effekten af konkrete politiske tiltag. Derfor indarbejdes selvstændigt effekten af politiske beslutninger. I den energipolitiske aftale af 21. februar 2008 er det fastlagt, at de årlige energibesparelser skal øges til 1,5 pct. af det endelige energiforbrug i 2006 svarende til 10,3 PJ. Der er her tale om energibesparelser i slutforbruget af energi samt reduktioner af tabene i transmissions- og distributionsnettene. I tilknytning hertil er der taget en række omfattende initiativer til forbedring af energieffektiviteten for perioden frem til Det gælder nationale initiativer, herunder skærpede krav til energieffektiviteten i nye bygninger (bygningsreglement) og krav til eksisterende bygninger. Hertil kommer energiselskabernes energispareforpligtelser, og en række EU-initiativer til fremme af energibesparelser, herunder særligt indførelsen af normer for en række produkters energieffektivitet. Det er vurderingen, at der med de forskellige EU-initiativer og de nationale tiltag er iværksat initiativer og virkemidler, som vil sikre at det aftalte mål nås. Side 19

21 De økonomiske virkemidler i form af forhøjelse af afgifter på energi i Forårspakken 2.0 og CO2-kvoteordningen indlægges direkte i EMMA modellen via en forhøjelse af energipriserne, og effekten heraf indgår derfor i den grundlæggende fremskrivning. Effektivitetsforbedringer i det endelige energiforbrug dækker over forbedringer, der betyder at samme energitjeneste kan opnås med lavere energiforbrug. Historisk har der generelt været en tendens til en sådan udvikling i energieffektiviteten over tid. I forbindelse med Energistyrelsens basisfremskrivning er der givet et bud på forventningerne til den fremtidige udvikling i energieffektiviteten. Dette dækker dels over forventninger til energieffektiviseringer som følge af teknologiske forbedringer mv., dels energieffektiviseringer som følge af udvikling i energipriserne og endelig effekter af vedtagne politiske tiltag, der påvirker energieffektiviteten i det endelige energiforbrug. Som grundlag for Energistyrelsens fremskrivning af gasforbruget frem til 2030 indgår følgende forudsætninger: Effekten af den politiske aftale om årlige generelle energibesparelser på 1,5 % Fald i gasanvendelsen på Avedøreværket fra 2010 som følge af tilladelse til anvendelse af kul på værkets blok 2 Fald i anvendelse af gas til elproduktion på decentrale kraftvarmeværker som følge af bl.a. vindmølleudbygning 6 PJ biogas erstatter naturgas på decentrale kraftvarmeværker Energistyrelsens fremskrivning af gasforbruget medfører samlet set et forventet fald i naturgasforbruget på ca. 24 % i 2030 i forhold til Det bemærkes, at der er overvejelser om ombygning af Skærbækværket, som er Danmarks største gasforbruger, til anvendelse af biomasse. Endvidere er der overvejelser om etablering af et fælles affaldsbrændingsanlæg mellem Silkeborg og Viborg som vil fortrænge naturgas på de to kraftvarmeværker. Omvendt kan forhold mellem vindmølleudbygning og gasbaseret kraftvarme backupproduktion og udfasning af kulfyrede elværksenheder føre til et stigende gasforbrug. De nævnte forhold er ikke medtaget i grundlaget for prognosen. Side 20

22 Figur 3.1 Forventet dansk forbrug af naturgas i Nm 3 mia. Nm Dansk forbrug Kilde: Energiforsyningssikkerhed, Redegørelse om forsyningssikkerheden i Danmark, februar Naturgasforbruget i Sverige Sverige er i dag helt afhængig af dansk infrastruktur, herunder adgang til danske gaslagre. Der foreligger ikke oplysninger, som tyder på etablering af alternative forbindelser til levering af gas til det svenske marked. Det må derfor lægges til grund, at det fremtidige forbrug i Sverige alene at skulle dækkes ved leverancer gennem Danmark. Det skal her bemærkes, at Sverige formentlig aldrig vil kunne opfylde N-1 kriteriet for Sverige isoleret, selv om der er en stor andel kunder med mulighed for hurtig afbrydelse. Det skyldes, at der kun er én forsyningsvej, og at der i Sverige ikke er lagermuligheder som i Danmark. Dette er dog formentlig uden betydning, da kommissionen i forhold til forordningen vil betragte Danmark og Sverige som én sammenhængende region. I 2009 var afsætningen til Sverige cirka 1,2 mia. Nm 3. I efteråret 2009 blev et nyt kraftvarmeværk i Malmø idriftsat, og dette har betydet en væsentlig stigning i naturgasforbruget i Sverige. Energinet.dk forventer, at afsætningen i 2010 vil stige til over 1,3 mia. Nm 3. I 2008 udarbejdede Statens Energimyndighet i Sverige en prognose for naturgasforbruget i Sverige. I prognosen forventes et årsforbrug i 2010 på ca. 1,4 mia. Nm 3, som forventes at stige til ca. 2,1 mia. Nm 3 i Statens Energimyndighet udgav i 2009 en korttidsprognose frem til 2011, som angav en forventning for 2010, som ligger ca. 100 mio. Nm 3 lavere men med stigning til ca. 1,3 mia. Nm 3 i Spørgsmålet er, om afsætningen i Sverige vil fortsætte med at stige svarende til Energimyndighetens langtidsprognose, hvor naturgasforbruget til elproduktion er forudsat at stige kraftigt. Dette har Energinet.dk ikke detaljeret analyseret men vurderer, at naturgasforbruget fast- Side 21

23 holdes på de 1,3 mia. Nm 3 /år, idet det bl.a. forventes, at biogas samtidig får større betydning på det svenske marked. 3.3 Årsproduktion og døgnmængder Produktion fra den danske del af Nordsøen I dag leveres samtlige fysiske gasmængder til det danske og svenske marked fra den danske del af Nordsøen. Leverancerne sker primært gennem Tyra - Nybro ledningen, og derudover leveres meget små mængder gennem Syd Arne - Nybro ledningen. Leveringspunktet til det danske gastransmissionsystem er Nybro Entry punktet. Det bemærkes, at Syd-Arne-ledningen er etableret som nødforsyningsledning i tilfælde af nedbrud på Tyra-ledningen, hvorfor der under normale driftsforhold kun leveres meget små mængder til Nybro via Syd-Arneledningen. Fra Nybro leveres gennem det danske gastransmissionssystem gas til Tyskland gennem Exit punktet Ellund. Det er ikke i dag fysisk transport fra Tyskland til Danmark, men der er kommercielle leverancer, som reducerer de fysiske netto-leverancer i Ellund. Fra Tyra leveres endvidere gas til Holland via forbindelsen Tyra-F3 til den hollandske NO- GAT ledning Årsmængder og døgnmængder fra Nordsøen samt leverancer Holland Fra Tyra leveres dels mængder til Tyra - Nybro ledningen og dels mængder til NOGAT ledningen. Kapaciteterne i Nordsøledningerne kan opgøres til følgende: Tyra - Nybro ledningen ca. 26 mio. Nm 3 /døgn Syd Arne-Tyra ledningen ca. 13 mio. Nm 3 /døgn Tyra-F3 er ca. 15 mio. Nm 3 /døgn NOGAT ca. 32 mio. Nm 3 /døgn De transporterede mængder er væsentlig lavere end kapaciteten og leverancer i Nybro har historisk set ligget på op til 24 mio. Nm 3 /døgn. I ledningen fra Syd Arne er mængderne mindre end 1 mio. Nm 3 /døgn og ikke af større betydning i dag. Hvorledes de producerede mængder fra Tyra er fordelt på års- og døgnbasis afhænger af de kommercielle aftaler. I 2009 blev leveret i alt 7,4 mia. Nm 3 salgsgas. Heraf blev ca. 1,6 mia. Nm 3 leveret til NO- GAT og ca. 5,8 mia. Nm 3 til Nybro. Leverancerne i Nybro blev fordelt med 3,5 mia. Nm 3 til det danske marked og lagerfyldning, 1,2 mia. Nm 3 til det svenske marked og 1,1 mia. Nm3 fysisk til det tyske marked. I 2009 har den maksimale døgnleverance i Entry Nybro været ca. 22,6 mio. Nm 3 /døgn, og den maksimale døgnleverance til NOGAT har været ca. 6,4 mio. Nm 3 /døgn. Side 22

24 Mill. m 3 /day/year NOGAT ledningen har en kapacitet på ca. 32 mio. Nm 3 /døgn, men hidtil har ledningen stort set været udnyttet af leverancer fra hollandske/tyske gasfelter, således at eksempelvis den fulde kapacitet i Tyra-F3 ledningen ikke har kunnet udnyttes, dvs. at der muligvis ikke har kunnet eksporteres de ønskede mængder til Holland. Ledningen modtager leverancer fra mindre hollandske felter, hvor produktionen er aftagende, hvilket betyder, at det vil være muligt at sende væsentlig større mængder fra Tyra til NOGAT. Den ledige kapacitet i bl.a. entry punkterne Balgzand (NAM-Nogat) og BALGZAND (NAM-HC) er offentliggjort for 2010, og kapaciteten i Balgzand (NAM-Nogat) fremgår af nedenstående figur 3.2. Figur 3.2 Ledig kapacitet i NOGAT Balgzand Entry (Nogat) Firm Available Entry capacity (Groningen gas quality 35,17 MJ/m 3 ) Capacity Nogat in Mill. m3/day Expected available Entry in Mill. m3/day Kilde: N.V. Nederlandse Gasunie og Energinet.dk [DONG Naturgas: Den hollandske offshore gas har nogenlunde samme brændværdi som den danske. Den hollandske onshore gas har lavere brændværdi, og vil ikke kunne transporteres gennem NOGAT-systemet.] Da feltproduktionen er aftagende, og hvis der ikke findes nye felter, som indfases til ledningen, må det forventes, at den ledige kapacitet i NOGAT stort set vil øges lineært frem til 2021, hvor hele kapaciteten vil være til rådighed. I 2014 må det forventes, at der vil være en ledig kapacitet som muliggør, at kapaciteten i Tyra-F3 ledningen kan udnyttes fuldt ud, hvis der er behov for dette. Hvis det antages, at gas til Holland leveres med en belastningsfaktor på ca. 0,85 kan der gennem Tyra-F3 leveres en mængde på ca. 4,6 mia. Nm 3 /år. Således kan hele den danske gasproduktion efter 2013 potentielt eksporteres til Holland. Side 23

25 Det vurderes ikke på meget lang sigt at være relevant at transportere mængder fra Holland gennem NOGAT til Tyra og videre til Danmark, da der vil være flere langt mere oplagte alternativer Årsmængder og døgnmængder det danske gasmarked samt leverancer til og fra Tyskland I Energinet.dk s forsyningssikkerhedsplan 2009 er vist et basis forsyningsbillede på den koldeste vinterdag som angivet nedenfor i figur 3.3. Figur 3.3. Forsyningsbillede i gastransmissionssystemet på den koldeste vinterdag Kilde: Energinet.dk Energinet.dk har en forventning om, at afsætningen i Danmark (exit DK) i 2010 vil udgøre ca. 3,6 mia. Nm 3 /år, som er ca. 0,3 mia. Nm 3 højere end Energistyrelsens seneste vurdering. I kolde år vil afsætningen maksimalt være mio. Nm 3 højere. Det vurderes, at afsætningen til det danske gasmarked ved den dimensionerende døgngennemsnitstemperatur på -13 o C vil udgøre ca. 24 mio. m 3 /døgn med nuværende gaskvalitet, dvs. højere med en lavere brændværdi på gas fra Tyskland. Den fysiske kapacitet af forbindelsen til Tyskland udgør ca. 8 mio. Nm 3 /døgn. Det forventes dog ikke, at denne kapacitet i 2010 vil blive udnyttet, idet der ikke vil være tilstrækkelige gasmængder i Nordsøen til at levere store mængder både til det tyske og hollandske marked udover forsyningen til det danske og svenske marked. Det vil dog være aktørerne, som suverænt afgør, hvilke markeder de ønsker at forsyne. Det skal dog bemærkes at med looping fordobles kapacitet, hvilket er en fordel ved eventuel norsk gas til Danmark og mulighed for leverancer både til Polen og Tyskland. De norske aktører (såsom i Skanled) og BEMIP snakker om større gasmængder, end kun det regionale forbrug i Danmark og Sverige. For at sikre støtte fra EU og de kommercielle norske gassælgere er det nødvendigt at tænke i større regionale løsninger. Side 24

26 3.3.4 Døgn mængder og trykbehov Sverige Energinet.dk har fastlagt en uafbrydelig kapacitet i Dragør på Nm 3 /h. Grænsestationens kapacitet er væsentlig højere, nemlig Nm 3 /h ved et tryk på 45 bar, men ved et så lavt tryk er det ikke muligt for svenskerne at aftage gassen. Kapaciteten på Nm 3 /h er fastlagt ud fra en vurdering af, hvor meget det svenske gassystem kan modtage ved et forventet tryk på 55 bar i Dragør på en kold vinterdag. I vinteren 2009/2010 har det svenske behov været væsentlig større end den fastlagte uafbrydelige kapacitet. Døgnafsætningen har typisk ligget mellem Nm 3 /h og Nm 3 /h med maksimum på ca Nm 3 /h. Energinet.dk har været i stand til at levere de ønskede mængder op til ca Nm 3 /h, og dette skyldes, at trykket i Dragør har været væsentlig højere, idet der ikke samtidig har været ekstremt lave temperaturer i Danmark. Swedegas, den svenske TSO, har selv vurderet, at det svenske behov vil være i størrelsesordenen m 3 /h med den nuværende danske gaskvalitet. Den tyske gas vil forventeligt have et energiindhold, som er ca.10 % lavere. I 2013 vil leverancer til Sverige være en blanding af tysk og dansk gas, dvs. leverancer til Sverige vil over året have et energiindhold som er mellem 0 % og 10 % lavere, og kapacitetsbehovet vil være tilsvarende højere. Et niveau på omkring Nm 3 /h støttes af information, som Energinet.dk har fået efter lukningen af Skanled og konstateringen af et stigende svensk forbrug. Derfor arbejder Energinet.dk i sine vurderinger for 2013 og fremefter med dette niveau. Hvis Statens Energimyndighet s forventninger til det svenske årsforbrug realiseres, vil det svenske timebehov være endnu højere. 3.4 Prognose for dansk gasproduktion Energistyrelsen har i december 2009 offentliggjort en prognose for den fremtidige produktion af naturgas. Prognosen indgår også i grundlaget for Energiforsyningssikkerhed, Redegørelse om forsyningssikkerheden i Danmark fra februar Almindeligvis opdaterer Energistyrelsen olie/gasprognosen i forbindelse med årsrapporten. Danmarks olie og gas produktion i juni, men på grund af denne analyse og opdateringen af basisfremskrivningen i april 2010 opdateres tallene tidligere i år. Den endelige prognose vil som tidligere foreligge i juni. Prognosen omfatter produktion på grundlag af påviste reserver samt bidrag fra yderligere produktion fra de nuværende felter som følge af teknologiudvikling og bidrag som følge af, at der ved efterforskning gøres nye fund Produktion af reserver Reservebidraget indeholder produktion fra kendte felter og fund med nuværende produktionsmetoder. Det hidtidige klassifikationssystem for reservebidraget omfattede kategorierne igangværende, besluttet, planlagt og mulig indvinding. Den væsentligste revision af metodikken for prognoserne er foretaget for kategorien mulig indvinding. Denne kategori omfatter styrelsens vurdering af produktion fra yderligere udbyg- Side 25

27 ning af producerende felter samt styrelsens vurdering af udbygningsmuligheder for fund, der endnu ikke er sat i produktion. Ved beregning af det enkelte felts eller funds reserver i denne kategori indgår der i modsætning til tidligere et skøn for sandsynligheden for udbygning. Revisionen er en del af resultatet af arbejdet med en afklaring af principperne for den fremtidige opgørelse af reservebidraget. Dette arbejde er nævnt i den seneste årsrapport og vil nærmere blive beskrevet i den kommende. En prognose, som dækker en lang periode, er mest pålidelig først i perioden, og det ligger i prognosens metodik, at produktionen falder efter en kort årrække. Det skyldes, at alle kommercielle udbygninger gennemføres hurtigst muligt. Der planlægges således ikke iværksættelse af nye udbygninger i slutningen af prognoseperioden. Produktionsprognoserne fra december 2009 og fra forår 2010 for reservebidraget for naturgas er vist på figur 3.4 og 3.5. I forhold til produktionsprognosen fra december 2009 er produktionen reduceret betydelig i de nærmeste år. Revisionen af prognosen har medført et aftagende forløb, der afbrydes af en stigning i 2015, som skyldes flere udbygningsprojekter. Det væsentligste bidrag kommer fra Hejre feltet, som er forudsat at indlede produktionen. Der bemærkes, at der ikke foreligger en plan for udbygning af Hejre feltet. Der er derfor usikkerhed omkring både produktionsprofilen og den tidsmæssige placering af produktionen. En udskydelse af feltets produktion vil øge den mængde gas, der på kort sigt er behov for at nettoimportere. Den årlige gasproduktion er i forhold til den tidligere prognose forøget på sigt. Reserverne er således forøget. I efteråret 2010 forventes det norske Trym felt at starte produktion. Feltet udbygges til produktion ved anvendelse af dansk infrastruktur. Ifølge konsulentfirmaet WoodMackenzie omfatter feltets reserver 3,2 mia. Nm 3. Den ifølge WoodMackenzie forventede produktion fra feltet er vist på både figur 3.4 og 3.5. Det er som for de danske felter en kommerciel beslutning hos ejerne, om gassen afhændes på det danske marked eller i udlandet. Side 26

28 Figur 3.4 Naturgas, produktion af reservebidrag samt dansk og svensk forbrug, december 2009 mia. Nm Reservebidrag Trym (norsk felt) Kilde: Woodmac Dansk forbrug Svensk og dansk forbrug Kilde: Energistyrelsen Figur 3.5 Naturgas, produktion af reservebidrag samt dansk og svensk gasforbrug, forår 2010 mia. Nm Reservebidrag Trym (norsk felt) Kilde: Woodmac Dansk forbrug Svensk og dansk forbrug Kilde: Energistyrelsen Side 27

29 På figur 3.4 og 3.5 er også vist prognosen for det forventede danske og svenske gasforbrug, som er omtalt i afsnit 3.1. Produktionsprognosen viser størrelsen af den forventede produktion. Det ses af figur 3.4, at fra 2016 vil den forventede produktion ikke kunne dække det danske og svenske forbrug. Ifølge den reviderede prognose fra februar 2010 vil der indenfor få år kunne opstå mangel på gas. Usikkerheden på prognoserne medfører, at behovet for import kan blive såvel større som mindre. Endvidere angiver prognosen den årlige produktion uden inddragelse af sommer og vintervariation. Behovet for import vil typisk opstå, når produktionen bliver for lav i vinterperioden. Den høje tarif i sørøret og deraf afledte nødvendighed for producenterne til at sende fluktuerende / usikre mængder til Holland, peger forecast på underforsyning / mangel på gas i Danmark vinteren , og de efterfølgende vintre (indtil kompressoren kommer ind), men som oplyst ovenfor forventer Energinet.dk at have en tryk-aftale klar med GUD i 2010, der sikrer forsyningen. [DONG Naturgas: Det skal bemærkes, at DONG Energy har solgt korte vinterkapacitetsaftaler i sørøret fra Tyra til Nybro i indeværende vinter, hvilket ikke underbygger ovenstående konklusion] Det skal bemærkes at den angivne omkostning i sørøret på 14 øre/m 3 er ved fuld udnyttelse. Ellers skal divideres med udnyttelsesgraden. Da produktionen er fluktuerende vil relativt store mængder være usikre på tidspunktet for bookning af kapacitet (månedlig), hvorfor det bliver langt billigere at transportere til Holland. Med andre ord virker sørøret som en tragt, der tvinger usikre mængder til Holland. [DONG Naturgas: Det skal bemærkes, at transportomkostningerne fra Tyra anlæggene til Holland er ca. de samme som transportomkostningerne fra Tyra anlæggene til Danmark, nemlig 12,7 øre/m 3 (og ikke 14 øre/m 3 ). Det vil tilsvarende gælde for transport til Holland at der skal divideres med udnyttelsesgraden. DONG Energy er derfor af den opfattelse, at det er ligeværdigt at transportere gas til Danmark og Holland] Denne betragtning bør også anlægges ved vurderingen af kapacitet/mængde på grænsepunktet og alle øvrige punkter. Hvis der opstår mangel på det danske marked må prisstigninger forventes at trække usikre mængder tilbage på det danske marked Brændstofforbruget i forbindelse med produktionen skal ifølge internationale forordninger medregnes i opgørelsen af energiforbruget. Det prognosticerede brændstofforbrugt indgår derfor i Energistyrelsens fremskrivning af gasforbruget. Prognosen for brændstofforbrug er opdateret i forbindelse med revisionen af produktionsprognoserne i forår De viste produktioner og forbrug er begge opgjort efter fradrag for forbrug af brændstof ved produktionen. Specielt på længere sigt, hvor produktionsforholdene afviger væsentligt fra i dag, er der meget betydelig usikkerhed omkring størrelsen af brændstofforbruget. Produktionsprognosen er opgjort efter fradrag af estimerede flarede mængder. Produktionsprognosen er baseret på tekniske vurderinger af, hvad det med de eksisterende og kommende brønde og produktionsanlæg er muligt at producere. Det er en forudsætning for produktion af naturgas, at der er indgået kontrakter om levering. Kontrakterne kan være langtidskontrakter og spot -kontrakter til levering i en meget kort periode. Med adgangen til likvide gashandelspladser i Nordvest Europa, bliver producenterne stillet mere frit med hensyn til om de vil sælge gas til den aktuelle pris, eller vente. Side 28

30 Siden salget af gas begyndte i 1984, er leverancerne af naturgas fra A. P. Møller - Mærsks Eneretsbevilling primært sket i henhold til langtidskontrakter for gassalg indgået mellem DUC-selskaberne og DONG Naturgas A/S. Det nuværende aftalekompleks omfatter ikke et fast, samlet volumen, men en årlig mængde, der leveres så længe, det er teknisk og økonomisk forsvarligt for DUC at opretholde produktionen på dette niveau. I 1997 blev der endvidere indgået aftale om køb af gassen fra Syd Arne feltet mellem Hess Denmark ApS-gruppen og DONG Naturgas A/S, og i 1998 blev der indgået kontrakt med DONG Naturgas A/S om leverance af DONG-gruppens andel af gassen fra Lulita feltet. En del af naturgasproduktionen eksporteres gennem rørledningen fra Tyra Vest - NOGATrørledningen til Holland til opfyldelse af eksportkontrakter. Da den faktiske gasproduktion afhænger af kommercielle forhold er det er ikke muligt at forudsige den. Kommercielle forhold bestemmer ligeledes fordelingen af leverancer til det danske/svenske marked og det hollandske marked. Prognosen for produktion fra forår 2010 og for forbrug af naturgas viser, at Danmark forventes at være nettoeksportør af naturgas til og med 2019 med reservebidraget som prognosegrundlag. På figur 3.6 og 3.7 er vist den faktiske gasproduktion frem til og med 2009 og henholdsvis prognosen for den fremtidige baseret på produktion af reserver fra december 2009 og forår Figur 3.6 Naturgas, historisk produktion og prognose for reservebidrag, december 2009 mia. Nm³ Produktion og reservebidrag Kilde: Energistyrelsen Side 29

31 Figur 3.7 Naturgas, historisk produktion og prognose for reservebidrag, forår 2010 mia. Nm³ Produktion og reservebidrag Kilde: Energistyrelsen Produktion på grundlag af teknologi og efterforskningsbidrag Den teknologiske udvikling og eventuelle nye fund som følge af efterforskningsaktiviteterne forventes dog at bidrage med yderligere produktion og dermed forlænge Danmarks periode som nettoeksportør af naturgas. Den fremtidige gasproduktion fremkommer derfor på grundlag af tre bidrag: Et reservebidrag, som udarbejdes på grundlag af, hvor meget olie og gas, der kan indvindes fra kendte felter og fund med nuværende produktionsmetoder. Et teknologibidrag, der er et skøn over de mængder af olie og gas, der vurderes yderligere at kunne indvindes ved brug af ny teknologi. Et efterforskningsbidrag, som er et skøn over de mængder af olie og gas, der vurderes at kunne indvindes fra nye fund. Det skal understreges, at skøn over teknologi- og efterforskningsbidragets størrelse er behæftet med stor usikkerhed. Nye teknikker skal implementeres, mens felterne producerer. Oftest vil det ikke være økonomisk rentabelt at indføre ny teknologi, når et felt først er lukket. Dette indebærer, at der er et begrænset tidsrum til at udvikle og indføre nye teknikker i. Side 30

32 Metoden til beregning af Energistyrelsens prognose for efterforskningsbidraget blev revideret i den seneste årsrapport. Opgørelsen tager udgangspunkt i de i dag kendte efterforskningsprospekter og vurderinger af hvilke yderligere reserver, der kan påvises i prognoseperioden. Prognoserne for produktion af naturgas, opdelt i reserve-, teknologi- og efterforskningsbidrag, fra henholdsvis december 2009 og forår 2010 er vist på figur 3.8 og 3.9. Figur 3.8 Naturgas, produktion af reserve-, teknologi og efterforskningsbidrag samt dansk og svensk forbrug, december 2009 mia. Nm Reservebidrag Trym (norsk felt) Kilde: Woodmac Teknologibidrag Efterforskningsbidrag Svensk og dansk forbrug Dansk forbrug Kilde: Energistyrelsen Figur 3.9 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 Kilde: Energistyrelsen Side 31

33 For naturgas forventes ikke noget markant teknologibidrag for de producerende felter, da der allerede med dagens teknologi opnås en væsentlig højere indvindingsgrad end for olie. Der er dog medtaget et bidrag som følge af muligheden for udvikling af ny brøndteknologi. Hvis teknologi- og efterforskningsbidraget medregnes, skønnes Danmark at være nettoeksportør af naturgas i omkring 20 år regnet fra På figur 3.8 og 3.9 er også vist prognosen for det forventede danske og svenske gasforbrug, som er omtalt i afsnit 3.1 og 3.2. Figur 3.9 viser, at den faldende produktion i de nærmeste år ikke vil kunne dække det forventede danske og svenske forbrug. Fra omkring 2022 er den forventede produktion, når teknologi og efterforskningsbidrag medregnes næsten af samme størrelsesorden som det samlede danske og svenske forbrug. Da produktion baseret på efterforsknings- og teknologibidrag i sagens natur er særdeles usikre både med hensyn til størrelsen og den tidsmæssige placering, vil der være behov for adgang til andre forsyningskilder. I 2001/2002 blev der påvist gas og kondensat i Svane brønden, som er den indtil nu dybeste danske brønd. Den gennemborede del af reservoiret indikerer, at Svane fundet kan vise sig at være større end Tyra feltet. En af de største udfordringer i forbindelse med indvinding fra Svane fundet er, at den gennemborede del af sandstensreservoiret har en lav porøsitet og permeabilitet. Seismiske data indikerer, at reservoirkvaliteten i andre dele af strukturen kan være bedre. Bidrag fra Svane feltet indgår i teknologi- og efterforskningsbidraget. Kapaciteten i Tyra Vest NOGAT rørledningen er 5,5 mia. Nm 3 /år. Det ses af figur 3.2, at den ledige kapacitet i de nærmeste år er mindre i NOGAT rørledningen, men at der omkring 2013 forventes at være ledig kapacitet svarende til denne mængde. Såfremt kapaciteten til eksport til Holland udnyttes fuldt ud, vil stort set hele den danske gasproduktion kunne eksporteres, jf. figur 3.5 og 3.9. Eksporten vil forøge behovet for import af gas tilsvarende. I Figur 3.10 er den forventede Nordsøgasproduktion tillagt de kapaciteter, som henholdsvis kompressoren i Egtved og rørdubleringen muliggør. Det ses at dersom al gas fra Nordsøen, som før NOGAT-ledningen blev anlagt, sendes direkte til Danmark, vil det danske og svenske marked rigeligt kunne forsynes med gas. Imidlertid er det som oven for nævnt en realistisk mulighed, at Nordsøgas leveres til Nordeuropa via NOGAT ledningen.ligesom der er en mulighed for at Tyra ikke kan sende gas videre af tekniskegrunde. I det tilfælde er der, som det ses af figur 3.11 en mangel på gas i perioden , hvor Hejrefeltet ventes at komme i produktion. I denne situation vil det være nødvendigt med en ledningsdublering så hurtigt som muligt. Teknologi- og/eller efterterforskningsbidraget er usikkert. Dersom det ikke realiseres vil det medføre at Danmark og Sverige vil være totalt afhængige af gas fra Nordsøen (se figur 3.12). Dette vel at mærke uden den sikkerhed, de eksisterende langtidskontrakter giver. Der vil i en sådan situation sandsynligvis også være behov for at importere gas fra Norge uden om Tyra komplekset. Side 32

34 Figur 3.10 Al Nordsøproduktion til Nybro og maximal gas import fra Tyskland Kilde; Energistyrelsen Figur 3.11 Gasforsyning dersom al Tyra gas eksporteres via NOGAT eller nedbrud på Tyra komplekset Kilde; Energistyrelsen Figur 3.11 Gasforsyning uden Tyra-gas og teknologi og efterforskningsbidrag udebliver. Kilde; Energistyrelsen Side 33

35 4. Infrastrukturanalyser og Open Season. 4.1 Open Season processen 2009 Formålet med en Open Season proces er at sikre, at udbygningen af kapacitet planlægges i dialog med markedsaktørerne, da disse har de bedste forudsætninger for at vurdere eget fremtidigt transportbehov og har samtidig klare interesser i hvilke nye transportveje, der åbnes, og hvor meget investeringer skal påvirke det fremtidige omkostningsniveau. Open Season giver relativt sikre investeringssignaler, idet markedsaktørerne afgiver bindende bud for en væsentlig del af den nye, øgede kapacitet. Omvendt friholdes en betydelig del af den nye kapacitet til korte kontrakter, som senere udbydes til nye og eksisterende markedsaktører. Fordelingen mellem korte og lange kontrakter sker i en afvejning af ønsket om pålidelige investeringssignaler, risikofordeling mellem markedsaktører og Transmissions System Operatøren (TSO) samt funktionaliteten af fremtidige markedskræfter. Der har været diskussion om Energinet.dk s Open Season gav et korrekt markedsmæssigt signal, da bidders ikke bød ud fra de sande omkostninger. Og hvis man havde budt ud fra de sande omkostninger, ville budkurverne have været lavere. Hertil svarer Energinet.dk, at på Tarifmøde afholdt af Energinet.dk for alle shippers og interessenter i december, hvor viste Energinet.dk, at nye tarifestimater var komfortabelt indenfor de spænd, som var oplyst i Open Season s tidlige faser. Open Season og den nye kapacitet var aldrig en fastprissag. Energinet.dk har iværksat en revidering af tarifpolitikken for at imødekomme klager fra Mærsk. Ændring af tarifmetoden er holdt indenfor reglerne under Open Season. Således er alle de modtagne bud retsvisende. Dog er det korrekt at Energinet.dk er blevet oplyst, at flere kommercielle gasselskaber ikke bød i Open Season, da de ikke havde økonomisk råderum, eller endnu ikke er aktive i markedet. Således må de sande budkurver forventes at være højere, jf. budene fra det mere modne tyske gasmarked gennem GUD s Open Season Energinet.dk har i 2009 gennemført en Open Season proces. Dette er en proces anbefalet af de europæiske energiregulatorer (ERGEG) og energihandlere (EFET) til at afdække det kommercielle markeds efterspørgsel på ny kapacitet i grænsepunkter. Således er Open Season en tofaset udbudsmodel, som giver markedsaktørerne mulighed for at byde ind på lange transportkontrakter på nyetableret transmissionskapacitet. Ligeledes forpligter transmissionsselskabet (Energinet.dk) sig til at etablere kapaciteten, hvis efterspørgslen er tilstrækkelig stor. For den danske Open Season har Energitilsynet/Konkurrencestyrelsen peget på et behov for at op til 30 % af kapaciteten skal friholdes til korte kontrakter. Der bør således investeres i ekstra kapacitet i punkterne i Open Season for at sikre bedre konkurrence vilkår og en tilstrækkelig udbygning til at dække hele markedet behov inklusive behovet hos de aktører, som af f.eks. finansielle årsager ikke har budt ind samt behovet for kapacitet til at sikre den generelle forsyningssikkerhed og et likvidt marked, hvis udviklingsmuligheder ikke er fastlåst 100 % af nogle få enkeltaktørers 10 årige eller længere transportkontrakter. Side 34

36 Den anbefalede proces, samt dansk lovgivning, pålægger Energinet.dk i tillæg til de kommercielle aktørers bud i Open Season, at vurdere det samlede samfundsøkonomiske danske behov for systemudvidelser. Dette krav skyldes, at markedsaktørerne ikke forventes at tillægge forsyningssikkerhed, konkurrenceforhold og systemmæssige betragtninger den samme værdi men primært afgiver deres egne kommercielle behov. Dette samfundsøkonomiske behov for samlet transmissionskapacitet hænger delvist sammen med de ovenfor angivne 30 %. Aktørerne havde mulighed for at melde potentielle Entry/Exit punkter ind. Processen identificerede 4 grænsepunkter til det danske transmissionssystem som forbindelsesled til tilstødende systemer, hvorfra gas kunne importeres eller sendes i transit gennem systemet i tillæg til de eksisterende punkter: Entry i Sæby fra Skanled og norske gasfelter Entry og Exit i Avedøre mod Baltic Pipe og det polske gasmarked Exit i Dragør mod det svenske gasmarked Entry (og yderligere Exit) i Ellund mod det tyske gasmarked Nybro Nybro kapaciteterne blev fastholdt på 26 mio. Nm 3 men en udvidelse heraf kunne også være udbudt, såfremt der havde været et ønske om det i den forudgående høringsfase I udbuddet blev der ikke fastlagt præcise tariffer, men kun givet indikationer på tarifniveauet, idet Energinet.dk s hvile-i-sig-selv tariffer især afhænger af de transporterede mængder, hvilket kun kan prognosticeres med stor usikkerhed. Tarifferne vil hertil også påvirkes af de faktiske investerings- og driftsomkostninger, som det ligeledes er svært at prognosticere præcist uden tilbud på udbygningen og sikre prognoser for brugen af systemet. Endelig var der et muligt EU tilskud, som Energinet.dk ikke medtog i de mængdeprognoser og økonomiske analyser, som Energinet.dk udgav til markedsaktørerne. Energinet.dk afgav således blot nogle grove forventninger til mængdegrundlaget og tarifferne. Energinet.dk angav hertil en forventning, om, at tarifferne mellem de enkelte punkter højst ville differentieres med op til +/- 20 % i forhold til tariffen i øvrige punkter. Open Season byderne accepterede således en relativt høj grad af usikkerhed vedrørende tarifferne og de økonomiske analyser. 4.2 Resultat af Open Season 2009 og analyser Første fase af Open Season 2009 gav et resultat som betød, at punkterne i anden fase blev reduceret til Ellund i hhv. Entry og Exit, og der var fastsat udvidelser i Entry Ellund på trin 1 svarende til en kapacitet på Nm 3 /h (alene kompressor) og trin 2 på Nm 3 /h (kompressor og ledningsdublering) Fire aktører bød i alt svarende til ca Nm 3 /h (med basis i energiindhold på 11 kwh/h) svarende til 104 % af trin 1 og 64 % af trin 2. En række aktører har hertil før og efter Open Season 2009 anført, at de enten ikke bød eller kun i begrænset omfang bød ind pga. kravet om 10 år lange kontrakter og deres finansielle stilling eller en uheldig timing. Hvis der reserveres 30 % af kapaciteten til korte kontrakter, skal kapaciteten være minimum ca Nm 3 /h. Side 35

37 Parallelt med Energinet.dk s Open Season har Gasunie Deutschland (GUD) gennemført en Open Season, og på basis af den seneste dialog med byderne forventer GUD, at deres Open Season kontrakter vil ligge noget over buddene i Energinet.dk s Open Season (skønsmæssigt Nm 3 /h). Det forventes, at GUD træffer beslutning om et investeringsniveau svarende til dette niveau, men at de med relativt mindre investeringer kan øge kapaciteten til over Nm 3 /h., dvs. svarende til trin 2 i Danmark. På basis af Open Season 2009 og de samfundsøkonomiske analyser, samt afvejningen mod udvidelserne i Tyskland, har Energinet.dk fremsendt ansøgning til Klima- og Energiministeriet om etablering af såvel kompressorstation som ledningsdublering dvs. svarende til trin 2 kapaciteten på Nm 3 /h. Denne kapacitet vil indebære, at der kan indgås kontrakter med alle de bydende, og det sikres, at der ikke skabes en kapacitetsmæssig flaskehals. Det skal anføres, at Energinet.dk efter afslutningen af Open Season har fået flere indikationer på, at et nyt udbud i dag formentlig ville give anledning til højere bud end 2009 buddene. Der er dels kommet nye aktører på banen, og dels var nogle af aktører fraholdt fra at byde pga. specifikke selskabsmæssig ejer- og lånestruktur. Energinet.dk vurderer derfor, at det reelle kommercielle ønske om kapacitet er større end det, som Open Season viste, og dette understreger markedsaktørernes ønske om at ledningsdubleringen foretages, og at kapaciteten mod Tyskland ikke begrænses og meget hurtigt bliver en flaskehals. Side 36

38 5. Det danske gastransmissionssystem og udbygning med basis i Open Season 2009 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 den nærmere analyse som findes i baggrundsrapporten. På den baggrund har Energinet.dk, som beskrevet kapitel 5, indledt en VVM producedure for dette anlæg. I kapitlerne 6 og 7 beskrives andre muligheder for forøgelse af importkapaciteten for gas. Ethvert projekt til forøgelse af importkapaciteten vil 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. 5.1 Det nuværende danske transmissionssystem Det danske gastransmissionssystem er vist på figur 5.1 nedenfor. Figur 5.1. Det danske gastransmissionssystem Kilde: Energinet.dk Transmissionssystemet er udbygget med dobbelt 30 rørledning fra Nybro, hvilket giver et relativt højt tryk i knudepunktet Egtved. Dette sikrer maksimal fleksibilitet og kapacitet i systemets yderpunkter, herunder leverancer til Sverige og injektion i gaslagrene i såvel normal situationer som nødforsyningshændelser. Fra Egtved mod Tyskland er en enkelt-strenget 24 rørledning, som ved eventuelle større leverancer fra Tyskland vil give et lavt tryk i Egtved. I dag leveres samtlige fysiske gasmængder til det danske og svenske marked fra den danske del af Nordsøen og gaslagrene. Det er ikke i dag fysisk transport fra Tyskland til Danmark, men der er kommercielle leverancer, som reducerer de fysiske leverancer i Ellund. Energinet.dk planlægger udvidelserne klar til idriftsættelse 1. oktober Markedsaktørerne har påpeget et behov for kapacitet før 1. oktober På den baggrund har Energinet.dk allerede nu indledt en VVM procedure for anlæggene i Sønderjylland. Enhver anden mulighed for forøgelse af importkapaciteten for gas vil ligeledes skulle screenes Side 37

39 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. 5.2 Energinet.dk s vurdering af udbygningsbehov til oktober 2013 I Open Season var angivet to mulige trin for udbygning. Trin 1 bestod af en kompressor på strækningen Ellund - Egtved med en kapacitet på Nm 3 /h. Trin 2 bestod af en kompressor og dublering af ledningen Ellund - Egtved med en samlet kapacitet på Nm 3 /h. Der var endvidere angivet muligheden for større kapacitet ved samtidig etablering af en kompressorstation i Langeskov på Fyn. Resultatet af Open Season var en ønsket kapacitet fra transportkunderne på lange kontrakter svarende til ca Nm 3 /h, dvs. højere end trin 1. Og med de 30 % friholdt til korte kontrakter er behovet Nm 3 /h. Den gennemførte Open Season i Tyskland resulterede i et behov svarende til ca Nm 3 /h. Energinet.dk har ansøgt klima- og energiministeren om godkendelse af etablering af såvel kompressorstation som ledningsdublering, dvs. etablering af en kapacitet svarende til trin 2. Som tidligere nævnt godkendte klima- og energiministeren den 29. januar 2010 etableringen af den ansøgte kompressorstation. Endvidere blev det meddelt, 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. Energinet.dk har indledt en VVM proces for udbygningen i efteråret 2009, og idéhøringen blev afsluttet i januar Energinet.dk har på baggrund af de indkomne høringssvar og sine kapacitetsanalyser og miljøvurderinger foreslået Odense Miljøcenter, at der vælges en løsning med placering af kompressorstationen i Egtved og ledningsdublering Ellund - Egtved med en 30 ledning, jf. figur 5.2. Der arbejdes på, at denne løsning fremlægges som den anbefalede løsning i høringsperioden, som indledes i juni Energinet.dk har valgt at arbejde videre med kun én løsning for at sikre leverancerne oktober 2013 og fremover når der ikke længere er garanti for tilstrækkelig Nordsø leverancer og dermed undgå forsyningssikkerhedsmæssige problemer. Markedsaktørerne har understreget de mulige forsyningsmæssige vanskeligheder allerede i 2011/12, men dette problem kan løses med en midlertidig løsning med Quarnstedt som backup. Side 38

40 Figur 5.2. VVM på kompressorstation og dublering Ellund-Egtved Egtved Vojens Hellevad Frøslev Kilde: Energinet.dk Energinet.dk har analyseret de systemmæssige muligheder for bedst muligt at dække behovet fra Open Season, at maksimere den kapacitet, der er til rådighed, samt optimere den fleksibilitet, som kan etableres. Denne analyse peger på en placering af kompressoren i Egtved med mulighed for at trække/skubbe gas i alle fire retninger. Denne løsning vil bl.a. give mulighed for at levere et højere tryk i Dragør og dermed tilfredsstille det svenske markeds behov. Problemet kan ikke løses i Sverige, men skal løses senest i Dragør, men gerne før på transitledningen. Såfremt der ikke foretages ledningsdublering vil en placering i Egtved ikke være den kapacitetsmæssige optimale løsning. Der vil i så fald kunne opnås den største kapacitet ved at placere kompressoren på strækningen mellem Hellevad og Vojens. En sådan placering giver dog ikke mulighed for at anvende kompressoren til at levere gas i forskellige retninger, og det giver ikke mulighed for maksimalt tryk til det svenske marked. Ved placering af kompressoren i Egtved kan der ved kompression af gassen fra Ll. Torup opnås et afgangstryk i Egtved på 78 bar, som giver højt tryk i Dragør. Det giver endvidere mulighed for at udnytte den fulde udtrækskapacitet på Ll. Torup lageret, hvilket ikke er tilfældet i dag. Hvis der kun etableres en kompressor, og der vælges en anden placering end Ellund, vil forbindelsen til Tyskland udgøre en flaskehals, og der vil komme driftsmæssige og kommercielle begrænsninger både i forhold til lagre og forsyning fra Tyskland i både situationer med injektion og udtræk. Det kan eksempelvis være nødvendigt at lægge væsentlig begrænsninger på injektion i forårs- og efterårsmånederne i kombinationer med høje leverancer fra Tyskland. Side 39

41 En fastholdelse af placeringen af kompressoren i Egtved uden ledningsdublering vil give en kapacitet på ca Nm 3 /h. Såfremt der skal friholdes 30 % kapacitet til kontrakter, vil dette betyde, at der kan indgås lange kontrakter på ca Nm 3 /h, hvilket betyder, at de nuværende bud skal skæres betydeligt (i første omgang skal det ene bud, som ikke er på 10 år, beskæres, efterfølgende skal de øvrige beskæres pro rata). Og de deltagende selskaber i Open Season har i så fald ikke fået den kapacitet, som de reelt har budt på. Såfremt der skal vælges en anden placering af kompressoren end Egtved vil VVM processen forsinkes, og kompressorstationen vil tidligst kunne idriftsættes i Dette vil forstærke den mulige kritiske forsyningssituation i 2013, samt medføre betydelig risiko for at EUstøtten ikke kan opnås pga. væsentligt ændret projekt, forsinkelse og manglende større europæisk dimension. Hvis udbygningen på dansk side reduceres, vil udbygningen på tysk side tilsvarende skulle reduceres. Den tekniske løsning og de tidsmæssige konsekvenser på tysk side er ikke klarlagt. Energinet.dk har ikke tidligere vurderet, hvorvidt en ønsket placering i Egtved skal fastholdes, hvis ledningsdubleringen ikke godkendes, idet der skal foretages en afvejning af en lang række forhold: Kapaciteten er væsentlig reduceret ved placering i Egtved uden dublering, hvilket vil betyde større reduktion af buddene i Open Season, etablering af større flaskehals og mindre mulighed for forsyning i nødsituationer De tidsmæssige og udbygningsmæssige konsekvenserne for den tyske udbygning En anden placering end Egtved vil betyde forsinkelse af VVM og forsinkelse af idriftsættelsestidspunkt til 2014 og give begrænsninger på injektion i forårs- og efterårsmånederne Forsyningssikkerheden i 2013/2014 på baggrund af de forventede leverancer fra Nordsøen Muligheden for ved placering i Egtved eventuelt at opnå EU tilskud til kompressoren alene på trods af et væsentligt ændret projekt og manglende europæisk dimension Ved placering i Egtved opnås mulighed for senere at foretage ledningsdublering og opnå de fordele som den kombinere løsning med placering af kompressor i Egtved giver. På baggrund af ovenstående er det Energinet.dk s konklusion, at en placering i Egtved bør fastholdes, uanset om ledningsdubleringen godkendes eller ej. En forbindelse til Norge i 2013 vil i relation til kapacitetsbehovet kunne give en tilsvarende effekt som ledningsdubleringen. Mulighederne for etablering af en sådan forbindelse og levering af norsk gas til Danmark omtales senere i rapporten. Energinet.dk og andre aktører arbejder målrettet for en norsk forbindelse efter 2015, men det er fortsat usikkert, om det vil lykkes, og i givet fald hvornår. Omkostningerne til en norsk forbindelse vil hertil være væsentlig større end ved etablering af dubleringen, og der vil ved begrænsning af kapaciteten mod Tyskland opstå driftsmæssige og konkurrencemæssige begrænsninger. Side 40

42 5.3 Energinet.dk s vurdering af kapacitetsbehov Idet aktørerne har peget på muligheden for eventuel mangel på gas til det danske og svenske gasmarked allerede i 2011 og 2012, arbejder Energinet.dk sammen med ejerne af det nordtyske gassystem på at muliggøre fysiske leverancer af gas fra Tyskland til Danmark allerede i vinteren 2010/2011. I 1984, da der blev leveret gas fra Tyskland til Danmark, blev en kompressorstation etableret på tysk side i Quarnstedt, men denne kompressorstation har i mange år været konserveret. Det forventes, at de tyske miljømyndigheder vil give tilladelse til midlertidig drift af denne kompressor i perioden fra 2010 og indtil de nødvendige kapacitetsudvidelser i det tyske system er klar i Normalt forventes kun Ellund kompressoren at være i drift ved leverancer til Danmark, men Quarnstedt kompressoren kan idriftsættes ved driftsforstyrrelser på denne. Omkostningerne ved disse tiltag vil være meget begrænsede. Det vurderes, at Energinet.dk skal betale en andel af investeringsomkostningerne og driftsomkostninger, som vil give en årlig udgift på ca.10 mio. DKK. Til oktober 2013 forventes kompressorstationen i Quarnstedt at være erstattet af en helt ny kompressorstation. Energinet.dk arbejder sammen med Gasunie Deutchland på en løsning, som vil muliggøre fysiske leverancer af Nm 3 /h fra Tyskland til Danmark fra 1. oktober Såfremt disse leverancer sker ved en belastningsfaktor, som er i størrelsesordenen 0,85, vil det give mulighed for leverancer af i størrelsesordenen 1-1,5 mia. Nm 3 /år, som vil afhjælpe/forhindre en potentiel gasmangel i De nuværende gaslagre og deres betydning for det danske gasmarked Gaslagre til sæsonudjævning og kommerciel anvendelse De to nuværende gaslagre er ejet af henholdsvis Energinet.dk Gaslager og DONG Storage. Lagrene er placeret i Lille Torup i Nordjylland og Stenlille på Sjælland. Begge lagre har godkendelser efter undergrundloven (Lov om anvendelse af Danmarks undergrund), der giver mulighed for udvidelse af den nuværende lagerkapacitet. En udvidelse kræver imidlertid også godkendelser efter anden lovgivning, hvilket ikke foreligger på nuværende tidspunkt. De to danske gaslagre bliver i fysisk henseende driftsmæssigt betragtes som en del af det samlede gastransmissionssystem. Da lagrene før liberaliseringen blev etableret, var lagrene placeret og udbygget for at skabe synergi i samdriften med transmissionssystemet, og der sørges stadig gennem driftsaftaler mellem transmissionsselskabet og lagerselskaberne for en optimering af driften. Driften af begge gaslagre sker på årsbasis af de enkelte lagerselskaber, men i hvert driftsdøgn har Energinet.dk i rollen af transmissionssystemoperatør råderetten over funktionaliteten af lagrene, og kan injicere eller udtrække gas fra det lager, som bedst understøtter driften af hele gassystemet. Således kan der ageres fysisk anderledes end det kommercielle ønske, såfremt der derved sikres øget kapacitet eller mere effektiv drift og minimering af omkostninger. Energinet.dk kan desuden gennem hele injektions- og udtrækssæsonen placere gasmængder fysisk i det ene lager (som kommercielt er injiceret i det andet lager), for at optimere den samlede udtrækskapacitet af lagrene. Side 41

43 Lagrene sælger begge standardprodukter, der modsvarer markedets sæsonlagerbehov. Størstedelen af produkterne er solgt som rene sæsonprodukter. DONG Storage har solgt på relativt lange kontrakter, mens Energinet.dk udbyder størstedelen af sin kapacitet på 1-års produkter. De sidste års auktioner har vist et øget behov for fleksible lagerprodukter end de rene sæsonprodukter. Det afspejler to væsentlige forhold. Det ene er udbredelsen af konkurrencen i gasmarkedet og muligheden for arbitrage handler. Den anden er behovet for at afdække sin gasportefølje, så den kan håndtere mange forskellige driftssituationer i markedet, herunder driftsforstyrrelser i Nordsøen og ønske om import fra Tyskland. Til kommerciel udnyttelse har transmissionsselskabet fastlagt en kommerciel udtrækskapacitet fra de enkelte lagre. Udtrækskapaciteten er i normalsituationer for Stenlille lageret og Ll. Torup lageret hhv. 9,5 mio. Nm 3 /døgn og 8 mio. Nm 3 /døgn. Det skal dog her bemærkes, at der kan være problemer med fysisk at udtrække maksimalt fra Ll. Torup lageret på grund af kapacitetsbegrænsning i ledningen Ll. Torup-Egtved. I 2009 fik Stenlille gaslageret etableret væsentlig forøget injektionskapacitet for at opnå øget fleksibilitet i driften. Dette har forstærket et potentielt problem med fyldning af lagrene. Problemstillingen vil forstærkes i 2013, hvis der ikke etableres tilstrækkelig kapacitet i forbindelsen til Tyskland. I dag opnås der maksimalt tryk i Egtved på grund af forsyning fra Nordsøen og dublering Nybro - Egtved, og dermed leveres også relativt højt tryk i forårs- sommer- og efterårsperioden, hvor lagrene skal fyldes. Ved en kompressorplacering i Egtved og ledningsdublering Ellund - Egtved vil kunne opnås maksimalt tryk i Egtved og dermed maksimalt tryk til lagrene. Energistyrelsen har modtaget en ansøgning om tilladelse til etablering og drift af et nyt naturgaslager ved Tønder. Ansøgningen er indsendt af selskabet Dansk Gaslager ApS. Ansøgningen er under behandling Gaslagre til nødforsyning Energinet.dk afdækker det samlede nødforsyningsbehov for det danske gasmarked. Dette sker gennem årlige indkøb af gasmængder, optioner på gas og udtræksmuligheder. De tre væsentligste værktøjer til at afdække dette behov er alternative leverancer (uden om Tyra) leveret i Nybro, gaslagrene og afbrydelige forbrugere. Samlet set indkøber Energinet.dk ydelser for mio. kroner årligt. De to gaslagre leverer tilsammen godt 200 mio. Nm 3 i nødlager ydelser, foruden de såkaldte fyldningskrav, som fastlægger krav til hvor store gasmængder der skal være til rådighed i de enkelte lagre på bestemte tidspunkter. Den væsentligste ydelse fra lagerselskaberne er muligheden for at udtrække gas i en nødsituation. Der indkøbes en leverance større end 20 mio. Nm 3 /dag i en nødsituation. Denne kan kun sikres ved fornøden fleksibilitet i transmissionssystemet. Etablering af import-muligheder fra Tyskland reducerer direkte behovet for nødlagervolumen, da det er meget hurtigere at reparere en landledning end en søledning. Desuden giver adgangen til det tyske gasmarked mulighed for at handle gas med flere aktører. Side 42

44 I dag er det danske transmissionssystem dimensioneret til at håndtere en længerevarende teknisk hændelse, som er et brud på den største forsyningskilde Tyra - Nybro ledningen, med en forventet reparationstid på 60 dage. Lagerbehovet vil også i 2013 skulle dimensioneres for et 60 dages svigt af leverancer fra Nordsøen, men volumenbehovet vil være reduceret, idet der ved et søledningsbrud vil være fortsatte leverancer fra Tyskland. På længere sigt, hvis Tyskland bliver den største forsyningskilde, vil systemet skulle kunne håndtere to tekniske hændelser, nemlig brud på søledningen Tyra - Nybro og brud på landledningen fra Tyskland. Brud på søledningen kan fortsat være dimensionerende for volumenbehovet, idet søledningsbrud har en varighed på 60 dage, mens et brud på landledningen antages at kunne være repareret på få dage. Det skal her anføres, at udkast til EU forordningen udover tekniske hændelser fokuserer på svigt af leverancer fra en ustabil leverandør. Det forventes, at forsyningerne skal sikres i tilfælde af svigt i op til 45 dage, dvs. meget længere end ved eventuelt brud på landledning. En ledningsdublering Ellund - Egtved vil give størst mulig kapacitet i tilfælde af svigt af leverancer fra Nordsøen, og det vil give maksimal konkurrence på levering af nødforsyningsydelser. 5.5 Etablering af kompressor i Egtved og dublering af Ellund - Egtved rørledningen Investeringer og driftsomkostninger Energinet.dk s forslag til udbygning af infrastrukturen inkluderer samlede anslåede investeringer på mio. kr. fordelt på kompressor og ledningsdublering som vist i tabellen nedenfor. Side 43

45 Tabel 5.1 Samfundsøkonomisk vurdering af udbygning mod Tyskland i mio. kr. i 2010-priser Kompressor station Kompressor, standalone, placeret ved placeret i Egtved og rørledning Ellund Egtved Egtved Uden EU tilskud Kompressor, standalone, placeret ved Egtved Med EU tilskud Kompressor station placeret i Egtved Rørledning, Ellund - Egtved EU-støtte I alt (efter EU tilskud) Nutidsværdi af anlægsinvestering Nutidsværdi af drift og vedligehold Nutidsværdi af brændselsomkostninger Nutidsværdi af levetidsomkostninger (anlæg, drift og brændsel) Nutidsværdi af nødforsyningsbesparelser Nutidsværdi af flaskehalsomkostning Nutidsværdi af samlede omkostninger Noter: Beregningen er korrigeret for skatteforvridning med 20 % og nettoafgiftsfaktor på 17 %. Diskonteringsfaktor 6 % p.a. Anlægsinvesteringer er beregnet med en usikkerhed på +/- 30 %. Driftsomkostninger udgør henholdsvis 4 % og 0,5 % af investeringen for kompressor og rørledning. For sammenligne de samfundsøkonomiske omkostninger med og uden dubleret rørledning er beregningerne baseret på samme antagelse om import via Ellund Entry på m 3 /time med en belastningsfaktor på 0,8 i hele perioden fra 2014 til Nødforsyningsbesparelse er beregnet for det danske og svenske marked og baseret på en fremskrivning af nuværende redskaber (fx aftaler med virksomheder om afbrydelse i nødsituationer og køb af lagerkapacitet) og priser. Flaskehalsomkostninger er beregnet for det danske og svenske marked og baseret på omfanget af flaskehalse registreret i 2009 (i ca. 12 % af perioden var al kapacitet solgt og udnyttet). Pristillæg i perioder med flaskehals er sat til 5 øre/m 3, hvilket er sat noget lavt i forhold til de registrerede prisstigninger under indflydelse af flaskehalse i 2009, som blev anslået til ca øre/m 3. Kilde: Energinet.dk Tabellen viser omkostningerne ved etablering af kompressor og rørledning samt ved alene etablering af kompressor. Omkostningerne i Tyskland afspejles i gasprisen ved grænsen. Dubleringen af rørledningen Ellund - Egtved medvirker til at mindske både effektbehov og brændselsforbrug på kompressorstationen, hvilket resulterer i lavere brændselsomkostninger i hvert driftsår. Tilsagnet om EU-tilskud er knyttet til en infrastrukturpakke, hvoraf delbeløb i en samlet ramme er fordelt på henholdsvis kompressor og ledning. Bygges alene en kompressor må som minimum beløbet øremærket til en ledning forventes at bortfalde. Det vil betyde, at EU støtte beløbet reduceres fra 724 mio. kr. til 276 mio. kr. Hele støttebeløbet kan bortfalde med den begrundelse, at kompressoren alene ikke skaber den tilsigtede kapacitetsforøgelse på Side 44

46 grænsepunkterne, som er krævet for at klassificere udbygningen som havende regional betydning, eller hvis projekterne forsinkes. Tabellen indeholder, foruden besparelser på brændselsomkostninger, også anslåede værdier af nedbragte nødforsyningsomkostninger og flaskehalse, som påvirker den samlede samfundsøkonomiske lønsomhed ved dubleringen af rørledningen Ellund - Egtved. Beregningen korrigerer ikke for omfordelingseffekter mellem aktører indenfor den danske gassektor. For eksempel købes dele af nødforsyningsberedskabet af Energinet.dk direkte fra gasmarkedet, og regningen sendes videre som en nødforsyningsafgift. Tilsvarende vil flaskehalsomkostninger udmønte sig i højere gaspriser og dermed i større indtjening for producenter/gasleverandører. For kunder, som betaler en konkurrencebestemt pris fastsat overfor olie eller andre brændsler, vil besparelser i transportomkostninger, nødforsyning og flaskehalse medføre merindtægter for gasleverandøren. For kunder, hvis gas er prissat alene ud fra markedspriserne i Tyskland, Danmark og på produktionsstederne, kan besparelserne resultere i lavere gaspriser og derfor medføre lavere profitmarginer for gasleverandøren. Samlet er det vanskeligt at opgøre det direkte samfundsøkonomiske resultat for forbrugere, producenter og importører, men det kan ikke entydigt konkluderes, om dubleringen af rørledningen Ellund - Egtved vil medføre et tab eller en indtægt for enkelte aktører. Snarere viser det opstillede regnestykke en større samlet besparelse, som fordeles på omkostningskategorier, der bæres af såvel forbrugere som gasleverandører/producenter Levetid Aktiver i gastransmissionen afskrives lineært mod et fast årstal, hvor det forventes, at gassektoren endeligt afvikles. Hidtil har afviklingsåret været 2029 ud fra en vurdering af tilgængelige reserver i Nordsøen. Ved at sikre adgang til yderligere, rigelige, udenlandske reserver vil gassektorens afvikling ikke nødvendigvis være bundet til nationale reserver, og det er muligt at drive systemet, indtil det er kommercielt eller teknisk udtjent. Energinet.dk har antaget en levetidsforlængelse af eksisterende anlæg inklusiv drift af nye aktiver indtil mindst Dette er baseret på en vurdering af transmissionssystemets generelle tekniske tilstand, som forventes at kunne vedligeholdes til en drift efter I forhold til eksisterende aktiver har levetidsforlængelsen til 2040 den betydning, at årlige afskrivninger indtil 2029 kan nedsættes betragteligt (med ca. 70 mio. kr. ud af de samlede afskrivninger i 2014 på 200 mio. kr. med en levetid til 2029). Dermed nedbringes afskrivningernes andel af samlede omkostninger fra 33 % til 25 % af den samlede årlige omkostningsbase. Lavere afskrivninger resulterer i lavere tariffer for alle systemets brugere. I forhold til nye aktiver, kompressor og dublering, har levetidsansættelsen den effekt, at aktiverne i økonomiske beregninger forventes at blive afskrevet over 27 år. Det er betydeligt kortere end den tekniske levetid for pipeline-dubleringen, mens kompressor-enhederne afhængigt af driftsmæssig belastning kan have en teknisk levetid på under 20 år. Det er dog antaget, at levetiden på kompressorer, der ikke belastes i de første driftsår, kan forlænges til at dække hele perioden. Side 45

47 Gennemsnitlige transportomkostninger, DKK/m Afledte transportomkostninger og tariffer Gennemsnitlige transportomkostninger udtrykker enhedsomkostningen for at sende gas gennem transmissionssystemet. Enhedsomkostningen vil under alle omstændigheder stige i de nærmeste år, da transit af gas eksporteret til Tyskland bortfalder og dermed mindsker salget af transportydelser, mens omkostningssiden ikke kan reduceres tilsvarende. 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 import af norsk gas skal mulighederne for anvendelse af et eller flere af danske Nordsøfelter som gaslager vurderes Betaling for mængder transporteret gennem og salg af kapacitet ind og ud af transmissionssystemet udgør de primære indtjeningskilder, som skal dække omkostningerne forbundet med drift og investeringer. Figur 5.3 Forventede udvikling i gennemsnitlige transportomkostninger Afvikling i 2029 (ingen investeringer i ny infrastruktur) : Nye aktiver indregnes i omkostningsbasen Forventet drift efter investering i begge aktiver EU tilskud ikke indregnet Forventet drift efter investering i begge aktiver EU tilskud indregnet 0 Kilde. Energinet.dk : Prisstigning grundet reduceret transit Nybro-Ellund (Tyskland) og konstant omkostningsniveau I perioden 2010 til 2013 forventes den fysiske eksport til Tyskland helt at bortfalde. Denne udgør i 2009 godt 40 % af den samlede transport gennem transmissionssystemet. Dette indebærer dels et betydeligt fald i indtægtsgrundlaget, dels en betydelig større usikkerhed på mængderne end hidtil vurderet. Bortfald af transit til Tyskland vil på kort sigt øge enhedsomkostningerne per transporteret enhed i systemet, men det er vanskeligt at forudsige præcist hvornår og hvor meget. Det betyder, at tarifferne kan variere betydeligt fra år til år frem mod grundet den øgede usikkerhed. Samtidig vil nye investeringer tilføres omkostningsbasen i 2014, hvilket igen øger enhedsomkostningerne en smule. EU-tilskud udgør godt halvdelen af investeringen og effekten på transportomkostninger, hvis EU-tilskuddet bortfalder, er vist på den blå kurve. Side 46

48 Kapacitetstariffer, DKK/kWh/time/år Hvis investeringerne ikke gennemføres vil forsyningen til det danske og svenske marked i udgangspunktet være begrænset til hastigt svindende national produktion suppleret af mindre mængder biogas. Transportomkostningerne stiger voldsomt, når stabile omkostninger til et system med betydelig ledig kapacitet fordeles på stadigt mindre mængder gas. Samme effekt kan i øvrigt forventes i gaskædens øvrige led fra produktion over lager til distribution. Dette er illustreret gennem den sorte kurve (kaldet Afvikling i 2029 ). Energinet.dk's fremskrivninger af transportomkostningerne anslår en forøgelse af gennemsnitsomkostningen per transporteret Nm 3 naturgas, idet en større omkostningsbase fordeles på en mindre transportmængde. Transportomkostningen vil således stige fra ca. 6 øre per transporteret Nm 3 i 2010 til ca. 16 øre per Nm 3 i 2015 uanset om der bygges ud eller ej. Efter 2015 forventes omkostningerne at finde et nyt mere stabilt leje på ca. 19 øre per Nm 3 frem til Dette skyldes behovet for investering mod Tyskland. Og da de to alternativer i tabel 5.1 har cirka samme størrelse, vil stigningen være næsten den samme, selv om der kun investeres i en kompressor. Det er i overgangsfasen fra 2010 til 2015, hvor de største ændringer i transportmønstre og omkostninger forventes at forekomme. Figur Resulterende tariffer efter at investeringsomkostninger er fordelt på entry/exit-punkter, DKK/KWh/time/år Ellund Entry Nybro Entry + Ellund Exit Exit (Zone and Dragør) : Nybro entry punkt kun i brug, hvis reserver suppleres af nye fund eller forbindelse til Norge : Differentiering reflekterer fordeling af nye omkostninger (nye aktiver) på punkter (okt): Samme tarifleje i alle punkter og zone Kilde: Energinet.dk Energinet.dk har fremlagt et forslag til revidering den gældende tarifmetode, som resulterer i ens (uniforme) kapacitetstariffer i alle punkter til og fra transmissionssystemet. Den ændrede metode fordeler kapitalomkostningerne ved de nye anlæg til import grænsepunkterne mod Tyskland og Sverige og til zonen (alle leveringspunkter i Danmark). Dermed friholdes indførsel af mængder via Nybro for omkostninger relateret til investeringerne. Ovenstående er en konservativ analyse alene baseret på kendte produktionstal og forbrug i Danmark og Sverige. Realiseres transitpotentialet mod Tyskland og/eller Polen med norsk gas vil niveauet være lavere. En vurdering af en norsk forbindelse er ikke medtaget da der er altfor store usikkerheder med hensyn til flow, kapacitetsreservationer m.v. Side 47

49 5.5.4 Transmissionstariffer i forhold til gaspris Et væsentligt forhold for vurdering af investeringerne i gastransmissionssystemet er påvirkningen af forbrugernes økonomi. Udgifterne for de danske husholdninger til Energinet.dk for gastransmissionsydelsen udgør i størrelsesordenen. 2-3 % af den samlede forbrugerudgift, og som illustreret på figur 6.5 nedenfor er ca. 1 % for industrielle forbrugere, som har et mere stabilt forbrug over året og derfor behøver mindre kapacitet til at dække spidsforbrug. Figur 5.5 Omkostningen ved køb af gas fordelt på udgiftselementerne, DKK/Nm 3 Moms Samlet omkostning: 4,76 DKK/m 3 0,95 Afgifter Distribution Lager Nødforsyning Transmission Forsyningstarif, (DONG) feb ,54 0,30 0,10 0,10 0,06 2,64 0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 Kilde: Energinet.dk Det forventes at transmissionsudgifterne for en industriel kunde stiger til øre/nm 3 afhængigt af transportvej tarifdifferentieringen mellem brug af Nybro (Nordsø) eller Ellund (Tyskland) er altså begrænset til ca. 1 øre/nm 3, når den typiske kundes transportomkostninger udregnes. Udbygning af infrastrukturen til import af gas vil kunne reducere omkostningerne til nødforsyning. Transmissionen i Energinet.dk s system vil også i fremtiden udgøre et lille priselement i gassens vej til forbrugeren. Selvom den relative stigning er af begrænset virkning i forhold til prisudsving i de øvrige elementer. Fra 2014 vil distributionstariffen falde betragteligt hos den største gasdistributør, HMN, da den eksisterende gæld er fuldt tilbagebetalt. Ligesom mht. nødforsyningsbesparelser (jf ) kan lavere distributionstariffer have betydning for indtjeningen for producenter/gasleverandører. Forsyningstariffen kan igen opdeles i opstrøms omkostningselementer (produktionsomkostninger, transport udenfor Energinet.dk s system, forskellige profitelementer m.v., eksempelvis DONG sørørsledninger fra Tyra og Syd Arne til Nybro, hvor tariffen i 2010 er 46,39 DKK/Nm 3 /døgn/år). Hvilket svarer til øre/m 3 Forsyningstariffen kan igen opdeles i opstrøms omkostningselementer (produktionsomkostninger, transport udenfor Energinet.dk s system, forskellige profitelementer m.v.). Side 48

50 6. Tariffer ved tredjepartsadgang til rørledninger, platforme og behandlingsanlæg ved import af gas Ved import af gas ved anvendelse af eksisterende infrastruktur skal der ydes en betaling til ejerne af infrastrukturen. I dette afsnit gennemgås estimater for disse omkostninger. De aktuelle muligheder for import er levering af gas gennem rørledningen fra F/3 feltet på den hollanske NOGAT rørledning via rørledningen til Tyra Vest. Denne rørledning er ejet af DONG Naturgas og selskaber i de samme 3 koncerner, som selskaberne i DUC samarbejdet. Gassen i NOGAT rørledningen indeholder kondensat (våd gas). Der er endvidere mulighed for import af gas fra en transitrørledning fra Norge til kontinentet. Dette kræver anlæggelse af en rørledning til at forbinde transitrørledningen til den eksisterende infrastruktur. I det følgende beskrives tariffer ved opkobling (tie-in) til Harald eller Tyra Vest anlæggene. 6.1 Estimat af tarif ved import fra F/ Transport fra F/3 til Tyra Vest i den eksisterende rørledning Eftersom der er fire forskellige rørledningsselskaber, der konkurrerer frit, må det forventes at disse vil tage forskellige tariffer, og det vil være en god forhandlingsposition at prøve at presse det enkelte firma på tariffen. Konkurrencelovgivningen forbyder de enkelte firmaer at diskutere priser. Der antages en CAPEX på 200 millioner DKK for at vende flowet. Det antages at der ikke skal erlægges ekstra betaling til NAM (F/3 platformsejer) Processering af våd gas på Tyra Vest, samt transport til Tyra Øst Denne tarif vil skulle betales til DUC. Dette er baseret på en anvendelse af eksisterende udstyr på Tyra Vest, og en estimeret OPEX på 110 millioner DKK per år (udregnet som pro rata i forhold til total estimeret Tyra Vest volumen). Bemærk at kondensatet vil tilhøre transportkunden, som kan få leveret denne på Gorm E. Alternativt vil der kunne laves kondensatsalgsaftale med DUC. Dette spørgsmål er ikke behandlet yderligere her. Der er desuden ikke beregnet alternativ-omkostning ved øget gasforbrug på platformen Samlet tarif For at kunne estimere en tarif ved import fra F/3 til Tyra Vest, må man gøre en række antagelser omkring levetid, afskrivningsregler, inflation, importmængder, m.m. Såfremt man allerede nu skal estimere en tarif, vil der ved antagelse af afskrivning med 7% per år, 2.5% inflation, og kapacitet 8 million Nm 3 /dag opnås en tarif på ca DKK/(Nm 3 /dag)/år, dog med forbehold for de ovenfor beskrevne forhold. Bemærk at denne tarif vil fordeles som hovedparten til processering, og en mindre del til transport. 6.2 Estimat af tarif ved norsk tie-in Der er som beskrevet ovenfor to alternativer der kan følges: Tie-in til Tyra Vest, eller tie-in til Harald. Da sidstnævnte giver en større importkapacitet i de første adskillige år (grundet Tyra Side 49

51 Vest kapacitetsreduktion ved samtidig DUC produktion) er denne udvalgt som det umiddelbart mest attraktive alternativ Transport fra Europipe 1 til Harald i ny rørledning, samt trykreduktion på Harald Ved tie-in til Harald kan der i første omgang etableres kapacitet på ca. 8 million Nm 3 /dag, med option på at udvide til 16 million Nm 3 /dag, som beskrevet ovenfor - særligt relevant ved etablering af Baltic Pipe. For at kunne estimere en tarif, må man som beskrevet gøre en række antagelser omkring levetid, afskrivningsregler, inflation, importmængder, m.m. Såfremt man allerede nu skal estimere en tarif, vil der ved antagelse af afskrivning med 7% per år, 2,5% inflation, og kapacitet 8 MCM/dag opnås en tarif på ca DKK/(Nm 3 /dag)/år, dog med forbehold for de ovenfor beskrevne forhold. Tariffen vil stige såfremt man vælger at øge kapaciteten til de 16 million Nm 3 /dag, grundet ikke-linearitet i OPEX: Det estimeres at tariffen kommer op på ca DKK/(Nm 3 /dag)/år, med samme forbehold som ovenfor Transport fra Europipe 1 til Tyra Vest i ny rørledning For at kunne estimere en tarif, må man gøre en række antagelser omkring levetid, afskrivningsregler, inflation, importmængder, m.m. Såfremt man allerede nu skal estimere en tarif, vil der ved antagelse af afskrivning med 7% per år, 2,5% inflation, og årlige kapaciteter som en funktion af DUCs udnyttelse af Tyra Vest opnås en tarif på ca DKK/(Nm 3 /dag)/år, dog med forbehold for de ovenfor beskrevne forhold. 6.3 Tariffer for tredjepartsadgang til opstrømsgasledninger Der er tredjepartsadgang til opstrømsrørledningsnet i den danske del af Nordsøen. Tredjepartsadgang betyder, at andre end ejeren eller operatøren kan få adgang til at transportere naturgas i rørledningerne. Tredjepartsadgangen til opstrømssystemet er en følge af liberaliseringen på naturgasområdet i EU. Kravet om tredjepartsadgang til opstrømsrørledninger blev oprindeligt indført i gasdirektivet fra Bestemmelserne om opstrøm blev videreført i direktivet fra og gælder fortsat i 2009 direktivet 4 dvs. i den 3. energiliberaliseringspakke. Der gælder derfor tredjepartsadgang i alle opstrømssystemer i EU. Direktivet fastslår, at alle mod betaling kan få adgang til opstrømsrørledningsnettet og faciliteter, som yder tekniske tjenester ved opstrømsadgang. Medlemsstaterne kan selv beslutte, hvordan adgangen skal gives, men de skal have som målsætning, at: der er en rimelig og åben adgang der skabes et konkurrencepræget marked for naturgas 2 Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 98/30/EF af 22. juni 1998 om fælles regler for det indre marked for naturgas. 3 Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2003/55/EF af 26. juni 2003 om fælles regler for det indre marked for naturgas og om ophævelse af direktiv 98/30/EF. 4 Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/73/EF af 13. juli 2009 om fælles regler for det indre marked for naturgas og om ophævelse af direktiv 2003/55/EF. Side 50

52 ethvert misbrug af dominerende stilling undgås Ligeledes skal der tages hensyn til sikre og regelmæssige forsyninger m.v. - og derfor kan der undtagelsesvist gives afslag på anmodning om adgang direktivet blev implementeret i dansk lovgivning i naturgasforsyningsloven fra maj Det fremgår af naturgasforsyningslovens bestemmelse om opstrøm - som ikke er ændret siden at ministeren fastsætter regler om adgang til opstrøm samt regler om bilæggelse af tvister ved adgangen. Direktivkravene er gentaget i bemærkningerne til bestemmelsen om opstrøm, og det fremgår ligeledes heraf, at det ved fastsættelse af reglerne om adgang skal sikres, at naturgasdirektivet opfyldes. Ministeren fastsatte regler om adgang til opstrømsrørledningsnettet ved bekendtgørelse om adgang til opstrømsrørledningsnet fra år Bekendtgørelsen er fortsat gældende og er ikke blevet ændret siden Adgangen til opstrøm Adgang til opstrømssystemet gælder både til rørledningerne og de faciliteter, der yder tekniske tjenester i forbindelsen med adgangen. De rørledninger der ofte bliver refereret til som opstrøm, er rørledningerne fra Tyra og Syd Arne/Harald ind til den danske vestkyst ved Nybro. En anden del af opstrømsrørledningsnettet er Tyra Vest F/3 ledningen, som videre gennem NOGAT fører gas til Holland. Endelig er der en række rørledninger og tekniske faciliteter ved og mellem felterne. Det gælder fx indenfor et felt, mellem felter, mellem felter og behandlingsanlæg (ved felterne) samt mellem behandlingsanlæg (Tyra) og kystlandingsterminaler (Nybro). De eneste opstrømsrørledningsnet og faciliteter, der ikke er tredjepartsadgang til, er de dele af nettet og faciliteterne, der benyttes til lokal produktionsaktivitet ved et felt, hvor gassen produceres. Det betyder, at der i princippet er tredjepartsadgang til rørledningerne mellem felterne og til fx behandlingsanlæg, der behandler gas fra andre felter end det felt, hvor behandlingsanlægget er placeret fx behandlingsanlæg på Tyra. Ligeledes vil der kunne gives adgang til rørledninger indenfor samme felt, såfremt rørledningen også anvendes til at transportere gas som kommer fra andre felter end det felt, hvor rørledningen er anlagt. Samlet gælder det i øvrigt, at tredjepartsadgangen ikke må være en hindring for produktionen eller for sikre og regelmæssige forsyninger m.v., ligesom der naturligvis også skal være kapacitet til rådighed Energitilsynets rolle Der er forhandlet adgang til opstrømssystemet. Det betyder, at priser og betingelser forhandles mellem ejer/operatør og den, der ønsker adgang. Priser og betingelser må ikke være diskriminerende, og de skal anmeldes til Energitilsynet. Energitilsynet fører tilsyn med, at priserne og betingelserne er rimelige. Energitilsynet skal påbyde ejer eller operatør at ændre priserne og betingelserne, hvis Energitilsynet finder, at de ikke er i overensstemmelse med bekendtgørelsen. I øvrigt gælder det, at ejer eller operatør skal udlevere den dokumentation, som Energitilsynet skønner nødvendigt for at kunne vareta- 5 Lov nr. 449 af 31. maj 2000 om naturgasforsyning Bekendtgørelse om adgang til opstrømsrørledningsnet nr af 6. december Side 51

53 ge sine opgaver. Den der undlader at efterkomme påbud eller andre afgørelser i bekendtgørelsen, kan pålægges bødestraf, og selskaber (juridiske personer) kan pålægges strafansvar. 7 Der er ikke omtalt andre krav til priser og betingelser end rimelighed og ikkediskriminerende, og begreberne er ikke yderligere specificeret. Fx siger lovgivningen ikke noget om relationen til omkostningerne eller forrentning. Det er imidlertid klart, at priserne og betingelserne ikke må være i strid med direktivkravene. Det er altså op til Energitilsynets skøn at vurdere, hvad der må anses for rimeligt og ikke-diskriminerende naturligvis med udgangspunkt i lovens formål og direktivkravene jf. ovenfor. Konkret vil Energitilsynet typisk ved anmeldelser om tredjepartsadgang gennemgå aftalen og vurdere, om prisen og øvrige betingelser forekommer rimelige og ikke-diskriminerende. Det er her naturligt, at tilsynet forholder sig til omkostningerne ved driften af rørledningerne samt i øvrigt de investeringer, som rørledningerne har givet anledning til. Energitilsynet vil i sin rimelighedsvurdering også finde det naturligt at sammenligne et givent tarifniveau med lignende opstrømssystemer fx norske Gasled. Første gang der i praksis blev indgået tredjepartsaftaler i opstrømssystemet var i DONG Energy anmeldte her aftaler om tredjepartsadgang til DONG Energys rørledning fra Tyra Nybro. Energitilsynet valgte i forlængelse heraf at gennemgå priser og vilkår for adgang til DONG Energys opstrømsrørledninger. Konkret foretog Energitilsynet en vurdering af DONG Energys gældende tarifniveau På baggrund af de oplysninger, der lå til grund, fandt Energitilsynet i sagen ikke anledning til at gribe ind over den gældende indikative tarif 12,0 øre/nm 3 i 2007, 12,1 øre/nm 3 i 2008 og 12,4 øre/nm 3 i for adgang til opstrømsrørledningerne fra felterne i Nordsøen og ind til Nybro 8. Energitilsynet kan udover det normale tilsyn - også behandle eventuelle tvister ved adgang til opstrømssystemet. Efter forhandling med parterne kan Energitilsynet fastsætte priser og betingelser for denne adgang. Energitilsynet skal i den forbindelse lægge vægt på markedets praksis for aftaler af tilsvarende varighed og omfang. Der har indtil dato ikke været henvendelser fra tredjeparter til Energitilsynet, hvor Energitilsynet skulle påtage sig en sådan mæglingsrolle. Udover opstrømsbekendtgørelsen gælder der for DONG Energy s opstrømsrørledninger fra Nordsøen til Nybro 9 specifikke krav grundet tilsagn afgivet af DONG til EU-Kommissionen 10 og Konkurrencestyrelsen. 11 DONG og DUC-parterne havde den 12. marts 2003 fået Energistyrelsens tilladelse til at bygge en rørledning fra DUC s felter i Nordsøen til NOGAT. (Tyra Vest F3 rørledningen), og tilsagnene var en forudsætning for at DONG/DUCs genanmeldte aftaler om DUC s salg af naturgas til DONG blev vurderet til ikke at give anledning til konkurrenceretlige betænkeligheder. Konkurrencestyrelsen lagde vægt på, at der skulle sikres ri- 7 Jf. Straffelovens kapitel 5 - strafansvar for juridiske personer. 8 Energitilsynets afgørelse af 22. juni 2009 Tilsyn med adgangsvilkår for transport af gas i DONG Energys opstrømsrørledninger i Nordsøen. 9 Tyra-Nybro og Syd Arne/Harald Nybro 10 Tilsagn til EU-Kommissionen af 9. april Afgørelsen DONG/DUC naturgasaftaler af 24. april Side 52

54 melige muligheder for tredjeparter for adgang til opstrømsrørledningerne med betydning for det danske marked hvilket også indbefattede ledningen fra Tyra Vest-F3. Tilsagnene indeholdt bl.a. bestemmelser om, at DONG skulle give effektiv tredjepartsadgang til selskabets eget opstrømssystem dvs. forbindelsen fra Nordsøen ind til den jyske vestkyst ved Nybro. DONG gav ligeledes en hensigtserklæring om at arbejde for, at der skulle gælde samme regime for tredjepartsadgang for Tyra Vest F3, hvor ejerskabet er fordelt 50/50 mellem DONG og DUC. Tilsagnene fastslår bl.a., at der skal tilbydes samme service til alle aktører, at der skal publiceres hovedbetingelser, at nominel og tilgængelig kapacitet 18 måneder frem skal offentliggøres på Internettet, at der skal tilbydes både korte og lange aftaler som matcher transmissionssystemet, at der skal udarbejdes ikke-diskriminerende og gennemsigtig kapacitetsallokering, rimelige, ikke-diskriminerende og transparente balanceringsregler etc. DONG har siden udarbejdet og offentliggjort detaljeret hovedvilkår med bl.a. indikative priser og vilkår herunder balanceringsforhold m.v. Tilsagnene omtaler imidlertid ikke forhold omkring tarifferne specifikt som fx beregningen heraf og grundlaget for denne beregning. Side 53

55 7. Import af gas via infrastruktur i Nordsøen eller ved direkte forbindelse til norsk infrastruktur. I dette afsnit beskrives mulighederne for gasimport fra infrastrukturen i Nordsøen til den danske infrastruktur. De beskrevne optioner giver mulighed for en hurtig løsning med begrænset kapacitet og flere mere omfattende løsninger med kapacitet, der på langt sigt kan erstatte DUCs nuværende gasforsyning. 7.1 Gas import fra F/3 til Tyra Vest NOGAT (Northern Offshore Gas Transport) er et rørledningssystem, som forbinder en række platforme i den hollandske sektor med et gasbehandlingssystem i Den Helder. NOGAT systemet inklusiv pipeline til Tyra Vest I 2004 blev Tyra Vest forbundet til NOGAT systemet via en rørledning til produktionsplatformen F/3. Rørledningen fra Tyra Vest E til NOGAT-F/3 er 26" i diameter og 96 km lang. Det forbinder DUC gaseksportsystemet til NOGAT rørledningen, som transporterer våd gas til Holland. 26" rørledningen er i sin oprindelige fase designet til at transportere gas fra Tyra Vest til NOGAT F/3 platformen. Rørledningssystemet er designet til en fremløbstemperatur på Tyra Vest på 60 C og en temperatur på 50 C ved NOGAT F3 platformen. Rørledningen er korrosionsbeskyttet og vægt-dækket med henblik på at sikre stabilitet. Yderligere er rørledningen spulet ned i havbunden målrettet mod at flugte med den naturlige havbund, dvs. påvirkning fra fiskerfartøjer minimeres. I 500 meter zonen er udlagt cement madrasser, og sten er derefter lagt ned over rørledningen, hvilket også stabiliserer rørledningen. Rørledningen er designet med konventionelle rørledningsstykker på tiein steder. På krydsninger er 26" rørledningen beskyttet mod ydre påvirkninger ved hjælp af sten og madrasser. I begge ender af rørledningen er installeret en undersøisk sikkerhedsisolations ventilstation, der består af en fjernbetjent kugleventil og en isolationsventil. Ventilstationerne er dækket af integrerede beskyttelsesrammer. Det horisontale og vertikale lag på rørledningen og nedspuling og dække inspiceres årligt, idet afdækningen kan blive negativt påvirket af naturlig erosion og fiskerfartøjs-aktiviteter. Side 54

56 Rørledningsforbindelsen mellem Tyra Vest E og NOGAT F3 inklusiv ventilstationer Kilde: Mærsk Olie og Gas AS Beskrivelse af tekniske installationer på Tyra og F/ Tyra Vest De nuværende gaseksportfaciliteter på Tyra Vest for eksport til NOGAT F/3 indeholder en afregnings målingsstation og et system til afsendelse af rense- og moniteringsgrise. Gassen, som eksporteres fra Tyra Vest, er normalt dugpunktbehandlet for vand og kulbrinte. Systemet er oprindeligt konstrueret, så det er forberedt for ændring til import af gas fra Tyra- F/3-rørledningen. Det nuværende behandlingsanlæg på Tyra Vest har følgende faciliteter til rådighed til behandling af importeret gas: To LM 2500 GE gasturbiner (44 MW), som i øjeblikket anvendes til brøndhoved gaskompression, eksport gaskompression og reinjektionsgaskompression En RR Avon gasturbine (15,6 MW), som hidtil er anvendt til brøndhoved gaskompression Separation (3 tog) Gas dehydrering (3 tog) Gas kulbrinte dugpunktskontrol ved turbo ekspansion (2 tog) Gaskapacitet (ca. 700 MMSCFD) Side 55

57 For at ændre systemet fra eksport af gas til import af gas skal følgende ændringer udføres: Målestationen til afregning skal ændres, så gas import kan måles Systemet til afsendelse af rense- og inspektionsgrise skal ombygges til modtagelse Efter afregningsmålestationen skal der etableres forbindelse til det eksisterende gasbehandlingsanlæg, således at gassen kan dugpunktbehandles og efterfølgende komprimeres til gaseksport til Nybro Kontrol- og sikkerhedssystemer skal modificeres til gasimport NOGAT rørledningssystemet NOGAT rørledningssystemet transporterer gas, som er vanddugpunktsbehandlet således, at det kan transporteres uden risiko for hydratdannelser i systemet. Gassen er ikke kulbrinte dugpunkts- behandlet, men der er stillet krav til den maksimale mængde af kondensat, som må udfældes i systemet F/3 platformen NAM F/3 FB proces-platformen har følgende kapacitet: Råolie proceskapacitet 24 Mbopd Råolie lagerkapacitet 200 Mstb Gaskapacitet 140 MMSCFD Gas eksporttryk 70 til 120 Barg Råolieeksport via tankskib fra oplagring i beton-støttestrukturen Gaseksport via NOGAT rørledningen til Den Helder Kulbrinte vådgaseksport Import af gas fra NOGAT systemet via F/3 platformen til Tyra Vest vil kræve følgende ombygninger, så gassen kan importeres fra NOGAT rørledningen: Systemet på F/3 til modtagelse af rense- og moniteringsgrise fra Tyra Vest skal modificeres til afsendelse af grise Ventilsystem til kontrol af gasmængder skal modificeres til eksport af gas fra F/3 Kontrol- og sikkerhedssystemer skal modificeres til eksport af gas fra F/3. Side 56

58 F3 proces- og produktionsplatformen med beboelsesplatform Mulighed for at behandle gas til eksportspecifikation Specifikationen for naturgassen til NOGAT gasbehandlingsanlægget i Den Helder kræver et leveringstryk på 70 bar og en temperatur på over 4 C. Under de specificerede konditioner må mængden af kondenserede hydrokarboner ikke udgøre mere end 35 Nm 3 C5 + flydende kulbrinter per million Nm 3 naturgas. Dette vil svare til ca. 2,000 blpd for 350 MMSCFD importeret gas hvilket, kan håndteres af Tyra behandlingssystemet Transportkapacitet Rørledningens designtryk er 152 barg, og det krævede indgangstryk til gasbehandlingsanlægget i Den Helder er 70 Barg. Det forudsættes, at afgangstrykket ved F/3 platformen er mindst 80 barg for at opfylde betingelserne for import til gasbehandlingsanlægget. Det normale indgangstryk ved Tyra for gasbehandling er 65 barg; under forudsætning af at der er 80 barg i NOGAT systemet, vil dette tillade import af op til 300 MMSCFD (8 million Nm 3 /d) Investeringer og driftsomkostninger Nuværende meter på Tyra Vest ombygges til at modtage gas fra F/3, og der etableres forbindelse til dugpunktsbehandlingen og eksportkompressionen. Investeringer til stabilisering af Tyra komplekset er ikke medtaget i dette scenario da indsynkningen kun er relateret til tømning af Tyra feltet og ikke til transit af gas over platformen. Side 57

59 F/3 platformen ombygges til at modtage gas fra NOGAT rørledningen for videre eksport til Tyra Vest. Budgetestimat for de beskrevne ombygninger er MMDKK (CAPEX). Fuel og flare forudsættes at blive delt proportionalt mellem de behandlede gasmængder på Tyra Vest. Driftsudgifterne (OPEX) forudsættes at blive delt proportionalt mellem de behandlede gasmængder på Tyra Vest. Gas der importeres fra NOGAT er hydrocarbon våd og skal behandles i det eksisterende gas behandlingsanlæg for at opfylde salgsgas specifikationerne. Efter behandlingen skal gassen komprimeres for at kunne eksporteres fra Tyra Vest til Tyra Øst og derfra i 30 gas eksportledningen til Nybro. Det udskilte kondensat skal behandles i stabiliseringsanlægget inden det eksporteres sammen med olie og kondensat til Gorm E. [DONG Naturgas: Det er DONG Energy's erfaring gennem sit partnerskab i Hejre licensen, at øgede kondensat mængder på Gorm E, vil medføre betydelige investeringer på råolieterminalen i Fredericia, som ejes og drives af DONG Oil Pipe A/S. Disse omkostninger er ikke medtaget i overslagene.] Driftsudgifterne (OPEX) forudsættes at blive delt proportionalt mellem de behandlede gasmængder på Tyra Vest. OPEX er estimeret til 110 MMDKK per år. Side 58

60 7.1.8 Betingelser for den berørte infrastruktur Det planlægges, at Tyra Vest forbliver i drift indtil 2038, og at der skal iværksættes foranstaltninger i forbindelse med levetidsforlængelse og subsidence i denne periode Implementeringstid 18 måneder efter godkendelse. 7.2 Norsk tie-in fra Europipe til Harald eller Tyra Vest Det norske gastransportsystem til Tyskland, Holland og England Beskrivelse af de tekniske installationer ved Tyra Vest og Harald Europipe 1 (også kaldet Europipe) er en del af det norske gastransmissions-system beregnet for gaseksport til Europa. Der er mulighed for at etablere forbindelse til Harald platformen eller Tyra Vest platformen. Såfremt der forbindes til Tyra Vest, vil man kunne anvende den eksisterende eksportkompression, som vil give mulighed for import af store gasmængder. Den eksisterende kapacitet af Side 59

61 eksportkompressorerne skal deles mellem DUC gas og importeret gas således, at der kan importeres en stigende mængde gas fra Norge i takt med at DUC mængden aftager. Det antages, at gassen er behandlet til en specifikation, som tillader, at den kan eksporteres direkte til det danske marked. Følgende modifikationer er påkrævet for gasimport på Tyra Vest: Rørledningsforbindelse til Europipe 1 Import riser installeret på Tyra Vest Nyt afregningsmeter på Tyra Vest Ny forbindelse til eksportkompressor-manifold Kontrol- og sikkerhedssystemer skal modificeres til gasimport Kommunikation til kontrolrum for operation af Europipe 1 Såfremt der forbindes til Harald, vil dette give mulighed for at lede den importerede gas direkte ind i eksportlinien til Tyra Øst eller bruge den nordlige rørledning til Nybro. Den nordlige rørledning har en lav udnyttelsesgrad og vil kunne eksportere større mængder til Nybro. Følgende modifikationer er påkrævet for gasimport på Harald: Rørledningsforbindelse til Europipe 1 Import riser installeret på Harald Nyt afregningsmeter på Harald Eksportforbindelse til den nordlige pipeline Kontrol- og sikkerhedssystemer skal modificeres til gasimport Kommunikation til kontrolrum for operation af Europipe Flowkapacitet Europipe 1 har en eksportkapacitet på 45 million Nm 3 /dag (1,600 MMSCFD). Direkte gasimport til eksportkompressorerne på Tyra Vest vil give mulighed for konstant at opretholde den maksimale gaseksport ud af Tyra Øst og Vest. Kapaciteten er op til 700 MMSCFD. Såfremt det besluttes at rationalisere Tyra Øst i 2014/15, vil dette reducere eksportkompressions-kapaciteten. Hvis et indgangstryk på 120 barg forudsættes i forbindelsen til Harald, vil Harald kunne importere 300 MMSCFD (8 million Nm 3 /d) og eksportere direkte i den nordlige rørledning uden kompression. Såfremt yderligere import kapacitet er ønsket kan både den nordlige rørledning til Nybro benyttes og rørledningen fra Harald til Tyra. Hvis det kombineres med kompression på Harald kan der eksporteres op til 600 MMSCFD Investeringer og driftsomkostninger Driftsudgifterne (OPEX) forudsættes at blive delt proportionalt mellem de behandlede gasmængder på Tyra Vest eller Harald. Side 60

62 En forbindelse mellem Europipe 1 og Tyra Vest er estimeret til MMDKK (CA- PEX). Distancen mellem Europipe 1 og Tyra Vest er ca. 24 km og det er antaget, at der etableres en 30 forbindelse. Under forudsætning af en maksimal eksport fra Tyra Vest på 700 MMSCFD vil der med en faldende DUC produktion blive ledig kapacitet til rådighed for import af gas fra Europipe 1. Hvis der forudsættes gas import i 2012 vil den være omkring 120 MMSCFD og gradvis stige til 450 MMSCFD i OPEX er estimeret til 50 MMDKK i 2012 stigende til 180 MMDKK i En forbindelse mellem Europipe 1 og Harald er estimeret til MMDKK (CAPEX). Distancen mellem Europipe 1 og Harald er ca. 35 km og det er antaget, at der etableres en 24 forbindelse. OPEX er estimeret til 50 MMDKK per år. En forbindelse mellem Europipe 1 og Harald, hvor både den nordlige rørledning til Nybro og rørledningen til Tyra Øst benyttes til gas eksport kombineret med kompression på Harald, er estimeret til MMDKK (CAPEX). Under forudsætning af en maksimal eksport fra Nordsøen på 700 MMSCFD vil der med en faldende DUC produktion blive ledig kapacitet til rådighed for import af gas fra Europipe 1. Hvis der forudsættes gas import i 2012 vil den være omkring 120 MMSCFD og gradvis stige til 450 MMSCFD i OPEX er estimeret til 50 MMDKK i 2012 stigende til 160 MMDKK i Dette er under forudsætning at den nordlige rørledning benyttes maksimalt og at ruten over Tyra benyttes mindst muligt Betingelser for den berørte infrastruktur Det planlægges, at Tyra Vest forbliver i drift indtil 2038, og at der skal iværksættes foranstaltninger i forbindelse med levetidsforlængelse og indsynkning i denne periode. Det planlægges, at Harald forbliver i drift indtil midten af 2020erne med produktion fra DUC og tredjeparter, men der pågår forhandlinger vedrørende behandling af kulbrinter fra andre felter, som kan forlænge driftsperioden. Såfremt Hejre udbygges via Harald vil det reducere gas eksport kapaciteten fra Harald til Tyra med ca. 100 MMSCFD Implementeringstid 24 måneder efter godkendelse. 7.3 Import af norsk gas med ny rørledning fra norsk infrastruktur til Nybro eller Nordjylland Import af norsk gas uden anvendelse af den eksisterende danske offshore infrastruktur kan tænkes at ske enten ved opkobling på den eksisterende norske offshore infrastruktur, som ek- Side 61

63 sempelvis ved opkobling på Europipe II og forbindelse direkte til Nybro, eller ved eksempelvis ny norsk ledning fra Kårstø til Nordjylland, jf. nedenstående figur 7.1. Side 62

64 Figur 7.1. Norsk ledning til Danmark uden anvendelse af eksisterende dansk offshore infrastruktur Eksisterende ledning Ny ledning Norge Sverige Holland Tyskland Kilde: Energinet.dk Note: Der er etableret T-stykker på Europipe II, som muliggør de to viste forbindelser Gassco, den norske systemoperatør for offshoresystemet, angiver i dag kapaciteten af Europipe II, som er en 42 ledning, til ca. 65 mio. Nm 3 /døgn. Gassco har tidligere oplyst, at den ultimative tekniske kapacitet af ledningen er ca. 71 mio. Nm 3 /døgn, men det forudsætter højere tryk end i dag. Det skal endvidere bemærkes, at der er en teknisk/kommerciel sammenhæng mellem kapaciteten i Europipe I og Europipe II, som begge er ilandført i Tyskland. Gassco har oplyst, at først fra 2016 vil der være ledig kapacitet til Tyskland. Hvor stor ledig kapacitet der vil være afhænger bl.a. af, om man bibeholder muligheden for kompression på Europipe I. Hvis der trækkes gas ud af Europipe II til Danmark undervejs vil den samlede kapacitet til Danmark/Tyskland øges marginalt, men kapaciteten til Tyskland vil mindskes. Den eksisterende 30 ledning Tyra - Nybro, som er ca. 220 km og har et maksimalt tryk på 135 bar, har en kapacitet på ca. 26 mio. Nm 3 /døgn. Etableres eksempelvis en ca. 100 km forbindelse i 20 fra Europipe II til Nybro med samme tryk vil kapaciteten være i størrelsesordenen 16 mio. Nm 3 /døgn. En norsk forbindelse fra eksempelvis Kårstø til Nordjylland vil skulle etableres i en dimension, som vil være væsentlig større end 20, formentlig mellem 30 og 42. Skanled var påtænkt som en 28 ledning. Side 63

65 8. Tilgængelighed af gas fra Holland, Norge og Tyskland 8.1 Holland Holland er Nord Vest Europa's historiske centrum for gasforsyning baseret på produktion fra det store Groningen felt og senere suppleret med gas fra andre mindre onshore felter samt en lang række offshore gasfelter. Gas fra Holland er blevet eksporteret til store dele af Europa, herunder Tyskland, Belgien, Frankrig, Schweiz, Italien m.v. og på det seneste også UK med etableringen af BBL rørledningen. De samlede gasreserver er vurderet til ca mia. Nm 3, hvilket skal sammenlignes med den historiske produktion på ca mia. Nm 3. Gasproduktionen i Holland er ca. 80 mia. Nm 3 pr. år, men er begrænset af den såkaldte small field politik, hvor der sættes et loft over produktionen fra Groningen feltet, med henblik på at understøtte efterforskning og produktion fra mindre felter offshore. Den forventede fremtidige produktion fremgår at nedenstående figur. Figur 8.1 Hollandsk gasproduktion Kilde: TNO: NaturalResources and Geothermal Energy in The Netherlands, Annual review 2008, Holland søger at bevare sin position som centrum for gasforsyningen i Nord Vest Europa, ved at supplere egenproduktion med import fra bl.a. Danmark, Norge (via Tyskland), Rusland (via Tyskland) og etablering af LNG import terminal og gaslagre. Hensigten er at sælge egen produktion i spidslastsituationer med høje priser. Denne politik er de senere år blevet præsenteret som The gas round about og er teknisk blevet suppleret med en ny offshore rørledning BBL pipeline fra Holland til Storbritannien. Denne rørledning kan indtil videre af regulatoriske grunde kun anvendes til eksport. Der er endvidere indgået aftaler mellem Gasunie og Gazprom vedr. anvendelsen af BBL rørledningen sammen med Nord Stream, hvilket muliggør transit af russisk gas til Storbritannien. Side 64

66 Sideløbende med etablering af infrastruktur i Holland, er markedet blevet liberaliseret og der er etableret gasbørs mv., som sikrer adgang til gas suppleret med en række finansielle instrumenter. Den danske eksport af gas til Holland blev påbegyndt i 2004 med etablering af rørledningen fra Tyra feltet til F3 og videre via NOGAT rørledningen. Eksporten var i perioden 2005 til 2008 godt 2 mia. m 3 om året, men blev i 2009 kun 1,6 mia. Nm 3 med en hastig faldende tendens. I Januar 2010 var eksporten kun 50 mio. Nm 3, mindre end en tredjedel i forhold til året før. NOGAT rørledningen er en vådgas rørledning, der opsamler gas fra en række felter i Holland og via en stikledning fra F3 platformen også fra Tyskland. Hvis Tyra-F3 rørledningen skal anvendes til import af gas til Danmark vil der være tale om vådgas, som skal behandles på Tyra platformen. Der blev i 2009 transporteret ca. 7 mia. Nm 3 i NOGAT rørledningen, hvoraf ca. 1,5 mia. Nm 3 fra F3 og fra felter nord for denne. Det forventes at gasmængden i hele NO- GAT rørledningen vil falde til ca. 3 mia. Nm 3 i 2015, hvoraf 1 mia. Nm 3 i F3 og felter nord for denne. Det skal bemærkes, at der gennem NOGAT-systemet ikke vil være muligt at få adgang til de hollandske onshore gasreserver (Groningen gas med lav brændværdi), som er grundlaget for langt hovedparten af den hollandske gasproduktion. Det skyldes, at Groningen gas ikke opfylder gaskvalitetskravene i Danmark. I det omfang gas fra Holland skal eksporteres til Danmark, vil der i Holland være behov for at øge importen af gas fra enten Rusland, Norge eller som LNG. 8.2 Norge Norge er den eneste store gas producent i Nord Vest Europa med stigende gasproduktion. Reserverne er ca mia. Nm 3, hvortil kommer teknologi- og efterforskningsbidrag, så de samlede ressourcer er i størrelsesordenen 4800 mia. Nm 3. Dette skal sammenlignes med, at der indtil nu er produceret ca mia. Nm 3 gas fra de norske felter. Gasproduktionen i Norge startede oprindeligt i Nordsøen, men de senere år har fokus været på Midtnorge og Barents havet, hvor Snöhvit feltet blev udviklet med henblik på eksport af LNG til bl.a. USA. De øvrige norske felter er alle forbundet med et sammenhængende gastransmissionssystem. Knudepunkterne i det norske system er Kårstø tæt på Stavanger og Kollsnes tæt på Bergen. Fem store gastransmissions rørledninger passerer dansk økonomisk zone, Norpipe, Europipe I, Zeepipe, Franpipe og Europipe II. Den samlede kapacitet af disse rørledninger er over 200 mio. Nm 3 /dag. De fleste norske gasrørledninger er ejet af GassLed, et samarbejde mellem feltejerne, og drives og planlægges at det statslige Gassco. Gastransmissionstarifferne er regulerede og de sydlige rørledninger indgår i et samlet exit område. Det forventes at tarifferne for anvendelse af rørledningerne vil blive nedsat kraftigt i de kommende år, i takt med at flere rørledninger er afskrevne. Dette vil betyde, at værdien af gassen i f.eks. Kårstø vil tilnærme sig prisen på gas i Tyskland og UK, altså en stigende værdi i forhold til den nuværende situation. En evt. ny Side 65

67 dansk forbindelse til Norge skal med andre ord konkurrere med relativt billige afskrevne transmissionssystemer. Figur 8.2 Offshore infrastruktur til transport af gas Kilde: OED: Fakta NORSK PETROLEUMSVERKSEMD 2009 Gasproduktionen fra norske felter er steget fra midten af 1990 erne fra et niveau på ca. 25 mia. Nm 3 /år til nu 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 nu, at gassalget når et plateau på mellem 115 og 140 mia. Nm 3 /år. Med de tilbageværende ressourcer på 4800 mia. Nm 3, vil dette svare til ca. 40 års produktion. Side 66

68 Figur 8.3 Historisk og forventet norsk gassalg Kilde: OED: Fakta NORSK PETROLEUMSVERKSEMD 2009 Oprindeligt blev norsk gas solgt på lange kontrakter gennem det såkaldte gasforhandlingsudvalg. Men efter krav fra EU er der nu etableret konkurrence mellem de forskellige gassælgere. Dog er der ikke etableret en gasbørs i Norge, så lange kontrakter er stadig dominerende. Dette betyder også at gas producenterne får en afgørende rolle i planlægning af ny infrastruktur, da det ikke er muligt for købere af gas at få adgang til denne uden aftale med sælgerne. En af begrundelserne for at skrinlægge Skanled projektet var, at der var uklarhed om den fremtidige feltudbygning og hermed adgang til gas. I de senere år har Norge skrinlagt tre forsøg på at etablere nye rørledninger. Skandinavian Gas Ring, med gas fra Norge via Danmark til Sverige og videre til Norge. GNE med gas til Holland og senest Skanled med gas fra Kårstø syd om Norge til Østlandet i Norge og videre til Sverige og Danmark. Norge har de senere år etableret flere gaskraftværker i den vestlige del af landet, ligesom der er sket en mindre udbygning af gasdistribution i landet. Dette betyder at det indenlandske gasforbrug er stigende og at Norge er i stand til at producere noget af den elektricitet på termiske kraftværker, som tidligere måtte produceres i Danmark og Finland. Norge har ingen gaslagre, men en betydelig gasmængde anvendes til injektion i oliefelter, hvilket giver en vis fleksibilitet i systemet. 8.3 Tyskland Tyskland er en betydelig gasforbruger og stadig også en betydelig producent med en produktion på ca. 16 mia. Nm 3 i Tyskland importerer gas fra Norge, Rusland, Holland og en mindre del fra Danmark. Der foregår desuden en betydelig transit af gas fra Rusland til bl.a. Belgien, Frankrig og Holland, ligesom der er transit af Hollandsk gas til Schweiz og Italien. De samlede tyske gasreserver inkl. nye fund er i 2010 ca. 160 mia. Nm 3 og har været kraftigt faldende de senere år. Der er herudover mulighed for såkaldt ukonventionel gas, som i f.eks. USA har ændret forsyningsbilledet. Side 67

69 Figur 8.4 Udviklingen i tyske reserver Kilde: LBEG Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2008 For at kompensere for de faldende gasreserver og produktion har tyske firmaer spillet en vigtig rolle med etablering af nye importrørledninger, først og fremmest Nord Stream, men også Nabucco og forøgelse af kapaciteten af de eksisterende rørledninger gennem Polen og Tjekkiet. Desuden foretages der meget store investeringer i gaslagre med henblik på en bedre udnyttelse af importrørledninger. Den samlede arbejdsvolumen af gaslagrene er nu over 20 mia. Nm 3. Nord Stream rørledningerne, som forventes i drift i hhv og 2012 vil have en samlet kapacitet på 55 mia. Nm 3 /år, svarende til en daglig kapacitet på ca. 175 mio Nm 3. Gassen fra Nord Stream fordeles i Tyskland via to nye rørledninger OPAL mod syd og NEL mod vest. Set fra dansk synsvinkel er det NEL rørledningen, som er relevant. Der er visse flaskehalse i det tyske system. Det er således ikke muligt at eksportere gas fra Tyskland til Danmark, ligesom det ikke er muligt, at anvende den store Yamal-Europe rørledning til eksport af gas fra Tyskland til Polen. Der er i perioder også flaskehalse i transporten af gas fra Tyskland til Holland og Belgien. Disse flaskehalse er medvirkende til at tyske priser i perioder kan være forskellige fra hollandske og danske priser. Gas kontrakterne i Tyskland er domineret af olieindekserede lange kontakter, suppleret med mere markedsorienterede kontrakter. I 2009 skete der en afkobling af oliepriser og de markedsbaserede gaspriser på grund af fald i gasforbruget og udvikling af skiffergas i USA, som påvirkede det globale LNG marked. Dette har i 2010 ført til en genforhandling af flere lange oliebaserede kontrakter. F.eks. har Gazprom accepteret at op til 15 procent af kontrakterne følger markedspriser for gas i stedet for oliepriser i op til tre år. Det er uvist om dette er en blivende trend. Der er i Tyskland rimeligt velfungerende børser for naturgas. Konklusionen er, at med etablering af Nord Stream, vil det tyske marked blive transitland i endnu højere grad end nu og at priserne i højere og højere grad vil være markedsorienterede. Side 68

70 9. Økonomisk sammenligning af alternative muligheder for import af gas til Danmark samt beskrivelse af tariffernes betydning Rambøll Oil & Gas har udarbejdet de efterfølgende analyser af CAPEX, OPEX og transportomkostninger ved de beskrevne muligheder for import af gas til Danmark betydningen af størrelsen af tariffer for Nordsøproducenters valg mellem salg af gas til Danmark eller udlandet kapacitet betydningen for marginale felter af forskellige muligheder for import af gas til Danmark 9.1 CAPEX og OPEX for forskellige løsninger Dubleringen af Ellund Egtved er sammenlignet med de øvrige muligheder for kapacitetsudvidelse, samt med en kombination af dubleringen og kompressorstation ved Egtved. Da der er enighed om nødvendigheden af kompressorstationen, er denne ikke medtaget i sammenligningen. Resultatet af sammenligningen fremgår af Figur 9.1. Beregningerne der involverer Ellund-Egtved dubleringen er baseret på tal oplyst af Energinet.dk per 15. marts Figur 10.1 NPV af CAPEX, OPEX og transporteret mængde samt transportomkostninger Capex NPV Opex NPV Total NPV Flow NPV Transportomk. Capex Kapacitet I drift Mio. DKK Mio. DKK Mio. DKK Mio. Nm3 DKK/Nm3 Mio. DKK Mio. Nm3/dag Fra Til 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 , , NPV beregning af CAPEX og OPEX Dubleringen af Ellund-Egtved, under forudsætning af at kompressorstationen er etableret, vil have lavere driftsomkostninger til elektricitet, da tryk tabet i rørledningen vil blive reduceret betydeligt. Energinet.dk har fremlagt beregninger af denne gevinst, som viser, at den afhænger af, hvor meget kapaciteten vil blive anvendt. På tilsvarende vis kunne man forestille sig besparelser i Nordsøen drevet af etableringen af kompressorstationen. Der foreligger ikke detaljerede beregninger af denne gevinst, hvorfor de ikke er medtaget i beregningerne. Beregningerne for Egtved Ellund dubleringen inkluderer ikke eventuelle investeringer eller mer-driftsomkostninger i Tyskland. Beregninger for forbindelser til Norge inkluderer samtlige udgifter, således også drifts- og anlægsudgifter i Norge fra Kårstø. Evt. opgradering af gas behandling og kompressor i Kårstø er således ikke medtaget. For på kort sigt at kunne importere gas fra Tyskland kan som beskrevet i afsnit 5.3 en konserveret kompressor i Quarnstedt i Tyskland gøres operationel i årene De udgifter dette vil medføre for Energinet.dk er indregnet i tabellerne som en selvstændig løsning. Beregningerne er ikke korrigeret for skatteforvridning og nettoafgiftsfaktor. Side 69

71 Beregningerne beskæftiger sig med to typer løsninger til to forskellige problemer: kortsigtsog langsigtsløsninger. Beregningerne er udført på baggrund af de i rapporten anførte byggetider og driftstidspunkter. Ved sammenligning af de forskellige løsninger bør man holde sig de varierende tidspunkter hvor løsningerne er i drift for øje, i særdeleshed om løsninger anvendes til løsning af kort- eller langsigtsproblemet. Leverance af gas fra F3 til Tyra vil kræve behandling på Tyra platformen, hvilket medfører betydelige driftsomkostninger, hvis omkostningerne antages fordelt i forhold til produktionen. Det kan argumenteres, at behandlingen alternativt skulle foregå i Den Helder og der derfor vil være en besparelse for ejeren af den ubehandlede gas. Dette er dog uafklaret og der foreligger ikke data for en sådan besparelse. For at anskueliggøre betydningen, er medtaget en beregning, hvor OPEX på Tyra platformen, sættes til samme beløb som OPEX på løsningen med import af behandlet gas fra Europipe I. Figur 9.2 NPV beregning af CAPEX og OPEX (Mio. DKK) 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 Capex NPV Opex NPV Simplificerede beregninger af marginale omkostninger I det følgende er sammenlignet simplificerede omkostningsberegninger for de forskellige løsninger. Omkostningerne kan ses som det bedste bud på hvordan de fremtidige tariffer ved de forskellige løsninger ville være hvis disse løsninger blev betragtet isoleret og hvis forbindelserne blev fuldt udnyttet hele året fra idriftsættelsen. I virkeligheden kan der forventes at kapaciteten kun vil blive delvist udnyttet svarende til den nuværende Nordsø produktion. 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. De forskellige forslag har meget forskellige investeringsomkostninger, driftsomkostninger og kapaciteter. For at lave en rå sammenligning, er anvendt NPV værdien af CAPEX, OPEX og kapaciteter og en indikativ tarif som NPV (CAPEX + OPEX)/NPV(kapacitet) er beregnet. For dubleringen af Ellund - Egtved er der desuden medtaget beregninger hhv. med og uden EU tilskud. I følge Finansministeriets vejledning i udarbejdelse af samfundsøkonomiske kon- Side 70

72 sekvensvurderinger bør et EU-tilskud medtages som en samfundsøkonomisk fordel idet tilskuddet er af projektspecifik karakter og uafhængigt af andre EU-tilskud. 12 Figur 9.3 Omkostninger ved forskellige udbygningsalternativer 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 kun blev anvendt med en kapacitet på 5,4 Mm3/dag svarende til den kapacitet der er solgt i open season processen divideret med 0,7 for at tage hensyn til ønsket om fri kapacitet af hensyn til konkurrence situationen, ville omkostningerne blive 0,0293 DKK/Nm3 uden tilskud og 0,0164 DKK/Nm3 med tilskud, altså stadig lavere end alternativerne. I beregningerne 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/Nm3 og med tilskud 0,0189 DKK/Nm3. 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 argumenters for, at etablering af ny kapacitet i Nordsøen vil begrænse driftsomkostningerne ved kompressoren i Egtved på samme måde som ved etablering af dubleringen. Alternativt ville der muligvis kunne opnås besparelser offshore ved at sænke trykket i offshore rørledningerne da der er rigelig kapacitet i disse. Der er ikke fremlagt sammenhængende beregninger af sådanne mulige besparelser. Hvis EU tilskuddet medtages i beregningerne, er dubleringen af Ellund - Egtved klart den løsning, der giver laveste tariffer. Uden tilskud, er tarifferne på samme niveau som en F3-Tyra 12 Finansministeriet: Vejledning i udarbejdelse af samfundsøkonomiske konsekvensvurderinger, november 1999 s. 37 Side 71

73 løsning uden gas behandling. Det er dog usikkert om ejerne har mulighed for at opnå denne besparelse ved at undlade gas behandling i Holland. En direkte forbindelse fra Norge til onshore Danmark vil undgå tarif betaling på de eksisterende offshore rørledninger. Denne løsning er derfor ikke direkte sammenlignelig med de øvrige. Baltic Gas Interconnector fra Tyskland til Sverige og Danmark er medtaget, da dette er et oplagt svensk alternativ til transport via Danmark. Herved vil svenske brugere undgå betaling af tariffer for det danske system. Således fungerer Baltic Gas Interconnector som en øvre grænse for hvor høje danske tariffer kan blive før det, set fra svensk side, bliver fordelagtigt at bygge egen infrastruktur udenom Danmark. Dette vil alt andet lige føre til højere tariffer i det danske system, idet den transporterede gasmængde vil falde betydeligt ved frafald af det svenske marked, hvorfor gennemsnitsomkostningerne må formodes at stige. 9.2 Tarifmodel salg til Danmark, Holland eller Tyskland I det følgende præsenteres en tarifmodel, der illustrerer vigtigheden af de danske off- og onshore tariffers størrelse for producenternes valg om leverance til hhv. udlandet (Holland/Tyskland) eller Danmark. Modellen opstiller to scenarier. I det første vil Danmark være eksportør af naturgas, svarende til den nuværende situation. For at bevare konkurrenceevnen må prisen på dansk gas være bestemt ved den udenlandske pris fratrukket de transportomkostninger der er forbundet med at levere gassen til udlandet. I det andet scenario er Danmark importør af gas svarende til den situation Danmark vil befinde sig i på det lidt længere sigt, når Nordsøproduktionen ikke er tilstrækkelig til at møde Danmarks og Sveriges efterspørgsel. Her vil prisen på gas i Danmark være bestemt af den udenlandske pris plus de transportomkostninger der er forbundet med at bringe gassen til Danmark. Vi må således formode at prisen på gas i Danmark vil stige når landet ændrer status fra eksportør til importør, idet man går fra et "fradrag" til et "tillæg" i prisen drevet af transportomkostningerne. Således er det nødvendigt at præsentere tarifmodellen med to scenarier. Således ligger der bag modellen en forudsætning om perfekte markeder, hvor gas i Nordtyskland er prissættende, Danmark er pristager, nordeuropæiske prisforskelle afspejler alene de underliggende transportomkostninger og transmissionsnettet er ikke præget af kapacitetsbegrænsninger. Modellen betragter tre producenter: i) producenter fra danske felter (Tyra), ii) producenter fra hollandske/tyske felter (f.eks. F3 og A6), samt producenter fra norske felter (felter forbundet med Europipe 1) Resultater Dansk gas import vil også tiltrække Nordsø gassen Tarifmodellen viser, at salg til Holland fra såvel Tyra som F3 er mest profitabelt for producenten når Danmark er eksportør af gas. Når Danmark derimod bliver importør af gas bliver salg til Danmark fra Tyra mest profitabelt, mens salg fra F3 fortsat er mere profitabelt ved Side 72

74 salg til Holland. Resultatet af analysen er sammenfattet i figur 9.4 herunder, hvor den for producenten højeste pris er fremhævet med fed skrift. Modellen illustrerer således at transportomkostningerne (processering off-shore, sørør samt entry-tariffer) er af afgørende betydning for de kommercielle beslutninger om hvortil gassen skal flyde. Figur 9.4 Salgspriser på baggrund af transporttariffer Import af tysk/hollandsk gas over F3 Pris på Tyra Pris i Danmark Salg til Holland Salg til Danmark DK eksportør 0,98 0,92 DK eksportør 1,06 DK importør 0,98 1,00 DK importør 1,14 Pris på F3 Salg til Holland Salg til Danmark DK eksportør 1,00 0,87 DK importør 1,00 0,95 Pris i Holland Pris i Tyskland DK eksportør 1,14 DK eksportør 1,11 DK importør 1,14 DK importør 1,11 Alle priser er omregnet til DKK/Nm3 Import af norsk gas fra Europipe Pris i Norge Pris i Danmark Salg til Tyskland Salg til Danmark DK eksportør 0,99 0,75 DK eksportør 1,06 DK importør 0,99 0,83 DK importør 1,14 Pris i Tyskland Kilde: Rambøll DK eksportør 1,11 DK importør 1,11 Alle priser er omregnet til DKK/Nm3 Med udgangspunkt i den tyske pris beregnes en pris i Danmark på 1,06 DKK/m 3 når Danmark er eksportør. Til sammenligning er prisen i dag på den danske gasbørs Nordpool omtrent DKK 1,21. Modellen viser således at der er betydelig forskel på prisen i Danmark og Tyskland når der tages højde for transportomkostningerne. Figur 9.5 viser hvorledes salgsprisen i Figur 9.4 er fremkommet. Den samlede højde på søjlediagrammerne angiver den samlede gaspris, svarende til den tyske spot-handelspris korrigeret for transportomkostninger. Del-elementerne i søjlediagrammet angiver tariffer og transportomkostninger, hvilket efterlader værdien af gassen på produktionsstedet angivet ved den store lyseblå del af søjlen. Af figuren fremgår således de enkelte tarifelementers bidrag til de samlede omkostninger ved de enkelte løsninger ligesom de enkelte bidrags sensitivitet overfor konklusionen kan udledes af figuren. Side 73

75 DKK/m3 DKK/m3 DKK/m3 DKK/m3 DKK/m3 DKK/m3 Figur 9.5: Komposition af salgspriser og tariffer 1,20 Salg fra Tyra - Danmark eksportør 1,20 Salg fra Tyra - Danmark importør 1,00 Nybro Entry 1,00 Nybro Entry 0,80 NOGAT pipeline 0,80 NOGAT pipeline 0,60 F3-Tyra pipeline 0,60 F3-Tyra pipeline 0,40 Offshore dansk sørør 0,40 Offshore dansk sørør 0,20 Holland Entry 0,20 Holland Entry 0,00 Salg til Holland Salg til DK Værdi 0,00 Salg til Holland Salg til DK Værdi Salg fra F3 - Danmark eksportør Salg fra F3 - Danmark importør 1,20 1,20 1,00 0,80 0,60 0,40 Dan Helder processering Nybro Entry NOGAT pipeline Entry + proces på Tyra Offshore dansk sørør 1,00 0,80 0,60 0,40 Dan Helder processering Nybro Entry NOGAT pipeline Entry + proces på Tyra Offshore dansk sørør 0,20 Holland Entry 0,20 Holland Entry 0,00 Salg til Holland Salg til DK Værdi 0,00 Salg til Holland Salg til DK Værdi Norsk eksport - Danmark eksportør Norsk eksport - Danmark importør 1,20 1,20 1,00 Offshore platform + ny pipeline 1,00 Offshore platform + ny pipeline Entry Onshore Entry Onshore 0,80 Offshore ny pipline 0,80 Offshore ny pipline 0,60 Kårstø Entry 0,60 Kårstø Entry 0,40 Offshore dansk sørør 0,40 Offshore dansk sørør 0,20 Norsk exit 0,20 Norsk exit 0,00 Ny forbindelse Offshore tie-in Export Tyskland Værdi 0,00 Ny forbindelse Offshore tie-in Export Tyskland Værdi Metode og antagelser for tarifmodellen Udgangspunktet for modellen er producentens valg om leverance af gas fra en platform i Nordsøen, hvor der produceres én Nm 3 /t svarende til 8760 Nm 3 /år. Vi behandler Danmark som pristager, og tager udgangspunkt i den tyske gas børs pris (EEX). I det anvendte eksempel anvendes en pris på gas i Tyskland på 12,3 EUR/MWh, svarende til 1,10952 DKK/Nm 3. Prisen antages for konstant, hvilket ikke medfører et tab af generel gyldighed. Side 74

76 Der beregnes på to scenarier; det første hvor Danmark er eksportør af gas, og den danske pris er derfor bestemt ved den tyske pris minus transportomkostningerne til Tyskland. I det andet scenario er Danmark derimod importør af gas, og den danske pris er udtrykt ved den tyske pris plus transportomkostningerne ved transport fra Tyskland. Med udgangspunkt i den tyske pris beregnes prisen i Holland som den tyske pris plus transportomkostningerne til Holland. Dette afspejler at gas i Tyskland alternativt kan sælges til Holland til en pris svarende til den tyske pris + transportomkostningerne til Holland. Det bemærkes i øvrigt at transportomkostningerne mellem Holland og Tyskland er tilstrækkelig små således at det kvalitative resultat ikke vil blive påvirket, skulle man ændre pris-relationen så prisen i Holland som nettoeksportør var bestemt ved prisen i Tyskland minus transportomkostningerne fra Holland. Forudsætningerne er nu lagt for at vi kan sammenligne priserne i Nordsøen og se hvortil producenterne ønsker at sende deres gas. En producent på F3 vil i Holland kunne opnå den hollandske pris, fratrukket transportomkostningerne til transport (Balgzand Entry samt NOGAT) og procession i Den Helder. Samme producent vil i Danmark kunne få en pris svarende til den danske pris fratrukket transportomkostningerne (F3 Tyra Vest, Tyra Vest Tyra Øst, Dong Energy sørør til Nybro Entry) og procession på Tyra Vest. Den højeste pris vil bestemme hvortil producenten vil sende sin ekstra marginale kubikmeter dagligt. Tilsvarende vil en producent på Tyra Vest i Holland opnå den hollandske pris fratrukket omkostninger til transport (Tyra Vest F3, NOGAT), idet det antages at processionen foretages på Tyra Vest og ikke udgør en meromkostning i Dan Helder. Samme producent vil i Danmark skulle trække transport (Tyra Vest Tyra Øst, Dong sørør til Nybro) samt procession på Tyra Vest fra. En norsk producent vil i Tyskland kunne opnå den tyske pris minus transportomkostningerne (Kårstø og Emden). I Danmark vil producenten opnå den danske pris minus transportomkostningerne (Kårstø Entry, norsk exit fra Europipe 1, Tyra Vest samt Nybro). Bemærk at prisen i såvel Danmark, Tyskland som Holland er prisen i handelszonen. Således er f.eks. DK-Exit-zone betaling ikke medtaget i beregningen. De eksisterende tariffer er anvendt som transportomkostninger. Hvor offentlige tariffer ikke har været tilgængelige, er tarifferne blevet estimeret. Det gælder for eksempel NOGAT tariffen, der er estimeret ud fra forholdet mellem den bookede kapacitet og omsætningen for Processionen i Dan Helder er heller ikke kendt, men anslås til 216 DKK/Nm 3 /t/år, svarende til halvdelen af procession offshore på Tyra Vest. Da en fremtidig norsk tarif ved tie-in til dansk infrastruktur ikke kendes, er tariffen for en tilsvarende off-shore tie-in ved Tampen-link (den norske zone F) anvendt. Dog er beregningen ligeledes foretaget med Energinet.dk's estimerede fremtidige differentierede tariffer. Disse beregninger giver en marginal anden pris på gas i Danmark, idet gasprisen ved Danmarks om eksportør er ca. 2 øre billigere, mens prisen er ca. 2 øre højere hvis Danmark er importør. Prisændringerne ændrer ikke ved de kvalitative resultater, hvorfor de nye tariffer ikke ændrer producenternes valg af leverance. Side 75

77 Modellens væsentligste begrænsning ligger i at ændringer i tariffer (såvel off- som onshore) som følge af flow-ændringer mv. ikke er medtaget i beregningen. Tilsvarende er tyske merudgifter i forbindelse med Ellund - Egtved dubleringen heller ikke medtaget i beregningen. Hertil kommer antagelsen af perfekte markeder, herunder korrekt prisfastsættelse samt fravær af kapacitetsbegrænsninger. 9.3 Kapacitets vurdering Faldende årlig produktion og daglig kapacitet sammenholdt med faldende forbrug Behovet for ændring af det danske gas system skyldes faldende dansk produktion fra felterne i Nordsøen, usikkerhed om hvornår nye felter bliver idriftsat sammenholdt med et faldende dansk forbrug og et stigende svensk forbrug. Samtidig kan gas fra Nord Stream rørledningen fortrænge dansk og norsk gas fra gasmarkedet syd for Danmark i Schleswig-Holstein og Hamburg området samt muligvis i Holland Relevante forsyningssituationer til vurdering af kapacitetsbehov Traditionelt er det danske gas system blevet vurderet ud fra forsyningen en kold vinterdag (-13 C) og i nødforsyningssituationer ved afbrydelse af Nordsøforbindelsen i 60 dage i en normal vintersituation og ved en tre dages kold vinter situation (-13 C) for de ikke afbrydelige kunder. Med den nye forsyningssikkerhedsforordning som forventes godkendt i 2010 vil der være krav om at tage hensyn til den svenske gasforsyning. Der vil være krav om at sikre forsyningen i den såkaldte N-1 situation hvor den største forsyningskilde er afbrudt. N-1 hændelser som kan være relevante er: - Tyra - Nybro Nordsørørledningen - Syd Arne Nybro rørledningen - Danmark Tyskland rørledningen, når der åbnes for import Tyra feltet er hidtil ikke i sig selv blevet betragtet som en årsag til N-1 hændelse, muligvis fordi feltet består af to platformskomplekser som delvis kan operere uafhængigt af hinanden. Hvis der sker en sanering af feltet er det værd at overveje denne situation. Etablering af kompressor og dublering af Deudan-rørledningen vil imidlertid skabe fuld forsyningsmulighed selv om hele Tyra komplekset skulle falde ud. (se figur 9.6) Gaslagrene får større og større betydning for forsyning i kolde perioder og i takt med stigende svensk forbrug. Derfor er det også relevant at overveje om lagrene skal betragtes som en årsag til N-1 hændelse Nordsøproduktionen falder men hvad med kapaciteten? Nordsøproduktionen forventes at falde markant i de kommende år. Men den daglige kapacitet vil afhænge af selve reservoiret, men også hvilke investeringer og saneringer af anlæggene der foretages i de kommende år. Så hvor det tidligere var kapaciteten i Tyra - Nybro rørledningen, der var flaskehalsen i det danske system, er der nu en række begrænsninger i forskellige gas behandlingsanlæg. Der foreligger ikke en langsigtet analyse af den daglige kapacitet. Side 76

78 Figur 9.6 Gasforsyning og forbrug uden Tyra kompleks Kilde: Energistyrelsen 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 visse tidspunkter af året. Kommercielt har der allerede i 2007 og 2009 været behov for fysisk import fra Tyskland Eksport til Holland Gasproduktionen fra Nordsøen bliver i dag eksporteret til Holland eller transporteret via Nordsørørledningerne til Energinet.dk s system. Det er uklart hvilke kontraktlige forpligtigelser der er forbundet med eksporten til Holland. Der er ikke sikkerhed for at gas fortrinsvis sælges til Danmark. Operatørerne i arbejdsgruppen har udtalt, at gas sælges til den højestbydende. Afhængigt af markedsudviklingen og transporttarifferne er det derfor muligt at al gas fra Tyra komplekset eksporteres til Holland via NOGAT -ledningen Eksport til Tyskland hvilke forpligtigelser? Danmark har været eksportør af gas til Tyskland i mange år, men de kontraktlige forpligtigelser er ikke kendte. Der har de senere år været meget store udsving i den fysiske eksport fra Danmark, som er summen af kontraktlige import og eksport. I 2007 opstod der situationer med nul eksport til Tyskland for første gang i nyere tid. Det samme er set i 2009 og 2010 i forbindelse med den relativt kolde vinter i Skandinavien. Side 77