2 Det europeiske energimarkedet

2.1 Energimarkedet i Europa

Siden begynnelsen av 1970-årene har energiforbruket i Vest-Europa økt med nesten 40 pst. og utgjorde i 1997 rundt 1500 mill. tonn olje-enheter (mtoe). Olje er den dominerende energibæreren og dekker 45 pst. av energikonsumet. Tilsvarende tall for gass er 21 pst., kull 17 pst., kjernekraft 15 pst. og vannkraft 3 pst.

Det er store forskjeller i energiforbruket mellom de enkelte land. De store forbrukslandene står til sammen for over 70 pst. av energikonsumet i Vest-Europa (Tyskland 23 pst., Frankrike 16 pst., Storbritannia 15 pst., Italia 10 pst. og Spania 7 pst.). Tyskland alene konsumerte 20 pst. av det totale oljeforbruket i Vest-Europa i 1996, nesten 25 pst. av naturgassen og over 35 pst. av kullet. Frankrike står for 45 pst. av kjernekraften. Norge står for over 20 pst. av den totale produksjonen av vannkraft i Vest-Europa.

Det er også store forskjeller mellom landene i Vest-Europa når det gjelder energisammensetningen, dvs. energibærerens andel av det enkelte lands totale energikonsum. Satsingen på enkelte energibærere er meget stor i enkelte land, noe som for noen land avspeiler naturgitte forhold. Oljen utgjør f.eks. over 60 pst. av energiforbruket i en rekke land (Hellas, Portugal, Italia og Spania). I Nederland står naturgassen for nesten 45 pst. av energikonsumet og over 20 pst. i Tyskland, Irland, Italia og Storbritannia. Når det gjelder kull, utgjør denne energibæreren nesten 40 pst. av energikonsumet i Danmark. Også Tyrkia og Hellas har et stort innslag av kull i energikonsumet. I Sverige og Frankrike utgjør kjernekraften over 40 pst. av konsumet. I Norge utgjør vannkraften 45 pst. av energikonsumet.

IEAs scenario over fremtidig energiforbruk viser fortsatt dominans av fossile brensler de neste 10-20 år. Men store endringer i bl.a. relative priser og miljøpolitikk kan endre dette bildet. Bl.a. diskuteres i EU muligheten til å få til en dobling av anvendelsen av nye og fornybare energikilder i EUs energibalanse fra nesten 6 pst. av brutto energiforbruket i 1997 til nesten 12 pst. i 2010.

IEA forventer en økning i energikonsumet i Vest-Europa til 1730 mtoe i år 2010. Når det gjelder økningen i de enkelte energibærere, anslås den for olje til nesten 10 pst. Tilsvarende tall for naturgass er over 30 pst., kull nesten 25 pst. og vannkraft over 20 pst. Fram til år 2010 forventes en reduksjon i kjernekraften på nesten 5 pst.

Storbritannia og Norge er de to store energiprodusentene i Vest-Europa med henholdsvis nesten 30 pst. og over 20 pst. av den totale energiproduksjonen i 1996 på over 930 mtoe. Til sammen har disse landene 95 pst. av oljeproduksjonen og over 50 pst. av gassproduksjonen. Tyskland står for nesten 50 pst. av produksjonen av kull og nesten 20 pst. av kjernekraftproduksjonen i Vest-Europa. 45 pst. av Vest-Europas kjernekraft produseres i Frankrike. Nederland står for over 30 pst. av gassproduksjonen.

Storbritannia har en større samlet energiproduksjon enn innenlandsk konsum. Norges energiproduksjon er mer enn ti ganger større enn konsumet. I øvrige europeiske land er energikonsumet større enn innenlandsk produksjon, og med en stor variasjon mellom landene i selvforsyningsgrad. Av de store energikonsumentene dekker energiproduksjonen i Tyskland nesten 40 pst. av energikonsumet. Tilsvarende tall for Frankrike er nesten 50 pst., Italia under 20 pst. og Spania over 30 pst. Totalt sett har EU en selvforsyningsgrad på 50 pst. Ser vi på EØS-området, øker selvforsyningsgraden til nesten 65 pst. Det bemerkes at selv i land/regioner med høy selvforsyningsgrad totalt, vil det i utgangspunktet være et behov for handel med andre land/regioner med bakgrunn i bl.a. energisammensetning og kvalitetsforskjeller mellom enkelte energibærere.

Når det gjelder energireserver og fossile brensler, antas det at Norge har 55 pst. og Storbritannia over 20 pst. av oljereservene i Vest-Europa. Oljereservene tilsvarer en oljeproduksjon på over 8 år med dagens nivå på produksjonen. Vest-Europas naturgassreserver - i hovedsak lokalisert til Nederland og Norge - tilsvarer en fortsatt produksjon på dagens nivå i nesten 20 år. Gjenværende kullreserver i Vest-Europa, hvor 60 pst. ligger i Tyskland, tilsvarer en fortsatt produksjon de nærmeste 100 år.

2.2 EU - markedsintegrasjon og konkurranse

I kraft av de eksisterende traktater har Det europeiske fellesskap en rolle å spille 1innenfor energispørsmål, men det etablerte regelsett på fellesskapsplan er ikke særlig omfattende for energiområdets vedkommende.

Energipolitikk er fortsatt landenes kompetanse. Samarbeidet mellom landene dreier seg hovedsakelig om en gradvis utvikling av det indre energimarkedet.

Energisektoren sees i lys av EF-traktatenes helt overordnede mål, spesielt markedsintegrasjon, bærekraftig økonomisk vekst, økt sysselsetting og velferd for borgerne. Innenfor energisamarbeidet legges det stor vekt på tre grunnleggende mål: energiforsyningssikkerhet, bedret generell konkurranseevne og miljø. Hovedmidlene til å gjennomføre disse målene er liberalisering av markedene, en forsvarlig politikk i forhold til avhengighet til tredjeland, fremme en bærekraftig utvikling, samt støtte til forskning og teknologiutvikling på energiområdet.

Hovedinnsatsen med hensyn til markedsintegrasjon og konkurranse ligger innenfor liberalisering av el- og gassmarkedene. I denne sammenheng vektlegges et ensartet konkurransegrunnlag, samtidig som man skal sikre energiforsyningens samfunnsmessige forpliktelser. Første fase i EUs strategi for det indre energimarkedet ble gjennomført ved vedtakene om pristransparensdirektivet og transittdirektivene for elektrisitet og gass. Elmarkedsdirektivet, som ble vedtatt i desember 1996, vurderes inkludert i EØS-avtalen. Gassmarkedsdirektivet som ble ferdigbehandlet 11. mai 1998 vil komme til behandling i EØS-komiteen.

Elmarkedsdirektivet består av hovedbestemmelser som definerer offentlige tjenesteforpliktelser, prosedyrer for bygging av ny produksjonskapasitet, regler vedrørende oppsplitting av kraftselskapers regnskaper og bestemmelser om organisering av markedsadgang. Bestemmelsene om offentlige tjenesteforpliktelser innebærer at myndighetene har anledning til å pålegge selskaper visse oppgaver av hensyn til almene økonomiske interesser. Dette kan være hensyn som energiforsyningssikkerhet, regularitet, pris, kvalitet og miljøbeskyttelse. Myndighetene kan som virkemiddel for å ivareta offentlige tjenesteforpliktelser gjennomføre langsiktig planlegging.

Når det gjelder prosedyrer for organisering av markedsadgang, gir elmarkedsdirektivet valget mellom tre hovedmodeller: - forhandlet tredjepartsadgang som innebærer en rett til å forhandle seg gjennom overføringsnettene, men ikke obligatorisk adgang; - regulert tredjepartsadgang som innebærer en obligatorisk adgang til overføringssystemene (som i Norge og Sverige); - enekjøpermodellen som i praksis innebærer at all kraft som kjøpes og selges må gå gjennom en «enekjøper». Direktivet er videre et minstestandardsdirektiv, og legger opp til en gradvis prosentvis åpning av markedet fra 1997 til 2003. I de nasjonale markeder skal andelen kunder som har mulighet til å forhandle fritt i markedet øke fra 22 pst. i 1997 til 33 pst. i år 2003. Direktivet er forholdsvis grovmasket og innebærer aksept av ulike modeller for organisering av markedet.

2.3 Gassmarkedet

Utviklingen av gassindustrien i Europa har vært en suksesshistorie, der forbruket av naturgass har fått et stadig større omfang. Eksempelvis økte gassforbruket i Europa fra 220 mrd. m³ i 1975 til 430 mrd. m³ i 1996, fordelt på 350 mrd. m³ på de vestlige deler av Europa og 80 mrd. på Europa forøvrig utenom Samveldet av Uavhengige Stater. Bare fra 1995 til 1996 økte det europeiske gassforbruket med drøye 10 pst. Gass utgjorde 21 pst. av primærenergiforbruket i Europa i 1996, og denne andelen forventes å stige til 24 pst. i år 2010 i følge Det internasjonale energibyrået (IEA). Dette skyldes i første rekke en forventet tredobling i forbruket av gass til kraftproduksjon.

Vest-Europa har tidligere dekket en høy andel av sitt gassforbruk fra egne ressurser. Men behovet for leveranser utenfra øker med økt forbruk. Netto import av naturgass til Vest-Europa fra land utenfor EU har økt fra 2,5 pst. av forbruket i 1971 til 41 pst. i 1993. Dette importbehovet anslås å øke til over 50 pst. i år 2010. Området som omfatter de europeiske OECD-medlemmene, er uensartet. Det består av netto eksportører og netto importører, så vel som enkelte land som dekker brorparten av sitt konsum ved innenlandske leveranser.

Energiforsyningssikkerhet har vært en sentral faktor i energipolitikken i mange europeiske land særlig på bakgrunn av oljekrisene i 1970 årene. Mange land har derfor ønsket å diversifisere energiforbruket mellom ulike energibærere ved å øke naturgassens andel på bekostning av råolje. I tillegg har flere vest-europeiske land, bl.a. Storbritannia, Nederland og Danmark, egne naturgassressurser som har bidratt til å redusere avhengigheten av importert energi. Naturgass er mer miljøvennlig enn andre fossile brensler. I bl.a. Danmark og Tyskland er reduksjoner i utslippene av klimagasser et argument for myndighetenes tilrettelegging for naturgass.

Kilde: (Kilde: IEA.)

Norge vil i årene fremover øke markedsandelene i det europeiske gassmarkedet i tråd med de inngåtte salgskontraktene. Leveransene øker til i overkant av 60 mrd. m³ årlig fram til år 2000, og vil i henhold til dagens kontrakter nå en topp på omkring 76 mrd. m³ per år i 2005. Fra en markedsandel på under 10 pst. av det europeiske gassmarkedet i på begynnelsen av 90-tallet, forventes det at norsk gass etter århundreskiftet vil øke sin markedsandel til ca 17 pst.

Gassleveransene fra norsk kontinentalsokkel krever utbygging både av nye felt og nye rørledninger. Det har vært, og er en stor utfordring å løse disse oppgavene på en kostnadseffektiv måte, og slik at Norge beholder sitt renommé som en pålitelig leverandør. Mulighetene gasselskapene har til å inngå langsiktige gassalgskontrakter for store volum, har vært en forutsetning for veksten i gassforbruket i Europa og for produksjon av gass på norsk kontinentalsokkel.

Naturgass må konkurrere med alle andre primærenergibærere om markedsandeler. På samme måte som for elektrisitet er det dyrt å lagre naturgass, men i motsetning til elektrisitet har ikke naturgass såkalte «reserverte markeder», dvs. kunder eller markedssegmenter som vanskelig kan benytte seg av andre energibærere. For å utvikle et gassmarked har produsentene måttet investere store beløp i å bygge ut gassfelt og den nødvendige infrastrukturen for å bringe gassen til markedet, mens kjøperne har investert tilsvarende beløp på å bygge ut innenlands transmisjons- og distribusjonsnett for å bringe gassen til sluttbrukerne.

Gasselskapene har bygget ut infrastrukturen basert på deres forventninger om mulighetene for å selge gass i konkurranse med andre energibærere. Dermed er det blitt etablert nære bånd mellom salg av gass og utbygging av rørkapasitet, noe som har sikret utbygging av infrastrukturen. Dersom forventningene om mulige gassalg i fremtiden tilsier det, blir det også investert i ekstra rørkapasitet. De store investeringene i infrastruktur har bare vært mulige fordi kjøper og selger har kunnet inngå langsiktige kontrakter for store gassvolum, kontrakter som har redusert risikoen for begge parter.

Den påkrevde infrastrukturen for bruk av gass representerer et naturlig monopol i økonomisk terminologi. Eierne av transmisjons- eller distribusjonssystemer har en sterk posisjon i gasskjeden. I flere europeiske land, er transmisjons- og distribusjonssystemene integrert i andre aktiviteter, som f.eks vannsystemet i enkelte tyske delstater.

Etter hvert som eksisterende gassfelt tømmes ut, vil nye gassvolum måtte transporteres fra stadig fjernere kilder for å opprettholde det samme nivået på gassleveransene. Det gjelder også for de norske ressursene hvor nye felt vanligvis ligger lengre nord og på større havdyp enn de eksisterende feltene. For at det europeiske gassmarkedet kan fortsette å vokse, må nye investeringer i produksjons- og ilandføringsfasiliteter bli foretatt. Dette vil i stor grad bli bestemt av muligheten til fortsatt å kunne inngå langsiktige gassalgskontrakter.

Naturgass kan brukes i alle sektorene i økonomien, men nyttes nesten utelukkende i stasjonære anvendelser som oppvarming og generering av elektrisitet. Dette skyldes til stor del at de høye lagringskostnadene forhindrer bruk av gass utenom den installerte infrastrukturen. Mye av økningen i det europeiske gassforbruket skyldes nettopp økt anvendelse av gass til elektrisitetsgenerering. Nye gasskraftverk av typen «Combined Cycle Gas Turbine» (CCGT) har høyere virkningsgrad og kortere byggetid enn konvensjonelle kraftverk, i tillegg til meget konkurransedyktige kostnader og lavere utslipp av CO₂ og SO₂. Til sammen skaper disse egenskapene ved CCGT kraftverkene et betydelig potensial for utvidet gassbruk innenfor elektrisitetsgenereringen. Den mest vanlige anvendelsen av gassen er likevel til oppvarmingsformål.

De energibærerne som representerer alternativet til naturgass i stasjonære anvendelser, er kull og tung fyringsolje. Naturgass er det minst forurensende av de fossile energibærerne, og sammenlignet med bruk av kull og tung fyringsolje vil en overgang til gass spare miljøet for betydelige utslipp.

Sluttbrukere som ikke har lagringsmuligheter for gassen, er avhengige av at de mottar gass i tilstrekkelige mengder når de skulle behøve den. Dette gjør at forsyningssikkerheten har stor betydning for hvordan det europeiske gassmarkedet utvikler seg. For at konsumentene skal ønske å gjøre seg mer avhengige av naturgass som energibærer, må de kunne være sikre på at gassen kan leveres på en pålitelig og økonomiske effektiv måte. For å oppnå dette er det viktig at gassindustrien stilles ovenfor rammebetingelser som ivaretar insentivene til investeringer i produksjonsfasiliteter og infrastruktur.

Investeringer i gassrørledninger er kostbart og det kan ta forholdsvis lang tid før investorene får tilbakebetalt innsatsen. Rammebetingelsene for gassindustrien bør derfor være mest mulig stabile og forutsigbare. Forholdene bør legges til rette for bruk av naturgass ved å tilpasse skatte- og avgiftssystemet samt øvrige reguleringer av energimarkedet på en måte som ikke diskriminerer naturgass, men reflekterer gassens fortrinn i forhold til miljø. Avgiftssystemet i forbrukslandene bør legges om slik at det stimulerer til overgang til de minst forurensende energibærerne. I den grad man ser behovet for energiavgifter for elektrisitet, bør disse plasseres på brenselet heller enn på produktet, slik at elektrisiteten genereres på den mest miljøvennlige måten.

Naturgassens fremtidige muligheter i det europeiske markedet varierer betydelig. De enkelte lands nasjonale energimål er av stor betydning for hvordan energisammensetningen er i dag, og for hvordan den utvikler seg. Eksempelvis finnes det i Danmark en velutviklet infrastruktur og anvendelsen av naturgass har vokst i jevn takt. Gassens stilling har i dette landet blitt styrket av en bevisst skattepolitikk samt av målet om å redusere CO₂-utslippene, hvilket har vært en av grunnene til at man innenfor kraftvarmesektoren har gått inn for å erstatte kull med naturgass. Vi har derimot de siste år sett en kraftig vekst i forbruket av tunge fyringsoljer i Sverige på bekostning av bl.a. naturgass og LPG, etter omlegging av skatte- og avgiftsregimet (se tabell). I Frankrike har kjernekraften stått sterkt, som følge av at Frankrike etter det første oljeprissjokket ved begynnelsen av 1970-årene besluttet å sikre landets energiforsyning gjennom en massiv utbygging av kjernekraft. Dette har blitt fulgt opp av et avgiftssystem som har oppfordret til bruk av elektrisitet på bekostning av fyringsolje og naturgass. I Tyskland har den sterkt subsidierte kullindustrien tradisjonelt dominert energibildet, med sikring av arbeidsplasser og den nasjonale egenforsyningen av energi som viktigste argumenter.

Tabellen gir ikke et dekkende bilde av situasjonen, det finnes bl.a. en rekke unntaksordninger. Mange land har subsidieordninger for enkelte energibærere. Andre land kan ha reguleringer til f.eks fremme av atomkraft eller hindringer av bruk av tung fyringsolje. Naturgassens miljømessige fortrinn fremfor olje og kull, men også hensyn til energisikkerhet og spredning av energikildene, bør veie tungt i favør av gass i det energipolitiske mønsteret i årene fremover.

De europeiske gassmarkedene er i dag i praksis delt i to - et øst-europeisk og et vest-europeisk. Todelingen gjenspeiler tidligere økonomiske og politiske forhold. Infrastruktur, dvs. bl.a. rørledninger, for leveranser fra øst til vest er allerede bygget ut et godt stykke på vei. I øst har Russland fortsatt tilnærmet monopol som leverandør av de kvanta som ikke dekkes av landenes egenproduksjon. Gassavtalen mellom Norge og det tsjekkiske Transgas er den første norske gassavtalen med et land i Sentral- og Øst-Europa.

I 1995 var gjennomsnittslengden på gasskontraktene i Sentral- og Øst-Europa på 3 år. 2 Fordi Sentral- og Øst-Europa tidligere har vært Russlands domene, har det russiske gasselskapet Gazprom kunnet investere i infrastruktur fordi det visste det ville få avsetning på gassen uten langsiktige kontrakter. Etter som gassmarkedene i Sentral- og Øst-Europa åpner seg for andre leverandører, finner også Russland det gunstig å inngå lengre kontrakter i disse landene. Gazprom inngikk i 1996 to langsiktskontrakter med hhv. Polen og Ungarn. Gasskontrakter i Vest-Europa strekker seg vanligvis over 15 år eller mer.

Med ca 20 pst. av det vest-europeiske gassmarkedet på 320 mrd. m³(1995) 3, er Russland en stor aktør også der. I Vest-Europa er det også andre store leverandører, som Nederland med 27 pst., Storbritannia med 20 pst., Norge og Algerie med ca 10 pst. hver, samt Italia og Tyskland med ca 6 pst. hver.

2.4 Etterspørselen etter naturgass

I Europa har naturgassen tatt store markedsandeler i de fleste stasjonære anvendelser der hvor naturgass er tilgjengelig. Naturgass har i stor grad utkonkurrert olje og kull til varmeformål både i industrien og i private husholdninger. I kraftproduksjon derimot har naturgass mindre betydning, bare om lag 10 pst. av elektrisitetsforbruket i OECD-Europa. Kull og atomkraft er de viktigste energibærerne i kraftproduksjonen i de fleste europeiske land. Men naturgassens betydning er økende også i denne sektoren, bl.a. p.g.a. lave investeringskostnader og høy virkningsgrad for moderne gasskraftverk.

Etterspørselen etter gass i OECD-Europa fram mot 2010, forventes å gjennomgå en sterk økning utover dagens nivå. Anslagene for etterspørselsøkningen i dette tidsrommet varierer fra om lag 20 pst. til 50 pst. Som følge av dette vil behovet for gasskjøp fra Norge og innførsel fra kilder utenfor Vest-Europa øke. Russland vil med sine betydelige reserver være en naturlig leverandør av ytterligere kvanta. Algerie kan også øke forsyningene via rør eller som flytende gass (LNG). Andre mulige kilder er Midtøsten, Nigeria og Trinidad (LNG) og Iran og Turkmenistan (rørledninger).

I Sentral- og Øst-Europa har det i flere land blitt uttrykt et ønsket om en endring av dagens situasjon på gassmarkedet, gjennom å spre forsyningskildene. Økt forsyningssikkerhet oppfattes som en styrke også i utenrikspolitisk sammenheng og understreker Sentral- og Øst-Europas målsetting om å redusere avhengigheten av Russland og styrke forbindelsene med Vest-Europa. Diversifiseringsønsket gjelder for øvrig også Finland, det eneste vest-europeiske OECD-land der Russland i dag er eneleverandør av gass.

Kilde: (Kilde: IEA.)

I mange land er det offentlige selskaper som står for import og transport av naturgass. Disse har eller har hatt monopolroller. Dette gjelder bl.a. i Italia hvor Snam står for import og transport av gass i hovedrørledningsnettet og i Belgia og Danmark hvor henholdsvis Distrigaz og Dangas har tilsvarende roller. Også distribusjon av gass til sluttbrukere foretas i stor grad av selskaper med monopolroller. Distribusjonsselskapene har i mange land kommunalt eierskap.

Naturgassen har liten betydning som råstoff til petrokjemisk industri. Til de fleste formål i denne sektoren er våtgass, kull og olje bedre egnet. Naturgass er godt egnet for produksjon av metanol og ammoniakk, men bruk av naturgass som råstoff utgjør en beskjeden andel av gassforbruket i Europa, bare om lag 4 pst.

I mobile anvendelser, dvs. transportsektoren, er naturgass lite konkurransedyktig. Selv om naturgass i utgangspunktet er svært godt egnet som motordrivstoff, medfører bl.a. kostnader til distribusjon at naturgass har konkurranseulemper i denne sektoren. Videre er lagring av gassen på kjøretøyet en utfordring fordi tanker krever stor plass og vekt og er kostbare.

2.5 Tilbudssituasjonen

I Vest-Europa er det bare Norge, Nederland, Storbritannia, og i mindre grad Italia og Tyskland som er gassprodusenter av noen betydning. Land som Danmark, Frankrike, Irland, Østerrike og Spania produserer også mindre kvanta. Nederland er det største av de tre store vest-europeiske produsentlandene.

Over to tredeler av verdens gassreserver antas å være i den tidligere Sovjetunionen og i Midt-Østen, med Iran som det største gassressurslandet i denne regionen. Anslaget over verdens gassreserver er fordoblet siden 1960-årene, og reserveanslagene vil ventelig oppjusteres ved nye funn, ikke minst i den tidligere Sovjetunionen og i Iran. Europas gassreserver, eksklusive de eks-sovjetiske, utgjør bare 14 pst. av verdenstotalen. Norge og Nederland står hver for en tredel av denne andelen.

Russisk gassproduksjon er fjernt fra de store markeder, og har følgelig høyere transportkostnader enn andre store produsenter i Europa..

Tette forbindelser fra Comecon-tiden gir Russland et fortrinn i forhandlinger med Sentral- og Øst-Europa om fremtidige gassleveranser. Prismessig antas Russland å ligge lavere bl.a p.g.a. lavere produksjonsomkostninger enn på norsk kontinentalsokkel. Gazprom drar i tillegg fordel av det utbygde ledningsnettet. Norske gassleverandørers viktigste fordel er at våre gassleveranser oppfattes som «sikre».

Konkurransen fra Russland vil trolig bli mer merkbar også på de tradisjonelle norske gassmarkedene i Vest-Europa, selv om Norges andel av dette markedet forventes å øke forholdsvis mer enn Russlands fram til 2005, fra hhv. 10 til 17 pst. og fra 21 til 22 pst. Fra enkelte hold fremholdes det at forventet vekst både i totalforbruket av energi og i gassens andel av dette vil kunne dempe konkurransen noe. Gazprom som står for ca 95 pst. av alt russisk gassalg, har siden 1990 forsterket sin posisjon i markedene både i øst og i vest, bl.a ved å delta direkte i markedsføring og distribusjon av gassen i kjøperlandet gjennom foretak opprettet i fellesskap med lokale selskaper, eller hvor Gazprom har kjøpt seg inn med tildels betydelige eierandeler i bestående selskaper i importlandet.

Det er i dag ni mottaksterminaler i Vest-Europa for flytende gass (LNG) og flere rørledninger inn til regionen. Fra det tidligere Sovjetunionen går de viktigste rørledningene over den tsjekkisk-tyske og slovakisk-østerrikske grensen. Det går to rørledninger fra Algerie til Europa, en gjennom Tunisia til Italia og en gjennom Marokko over til Spania. Rørledningssystemet i Europa er ganske godt utbygget. Rørledningssystemet er under utvidelse for å knytte Hellas og Portugal til det europeiske gassnettverket.

Transportkapasitet

Transportkapasiteten i det norske rørledningssystemet ligger på om lag 76 mrd. m³ per år til kontinentet og 10 mrd. m³ per år til Storbritannia. Kapasiteten i systemet kan til en viss grad økes ved mindre justeringer.

2.6 Forvaltningsstruktur og salg av norsk gass

I midten av åttiårene sto Norge overfor et økende antall felt med varierende egenskaper, men samtlige var for små til å forsvare bygging av egne ilandføringssystemer.

Erfaringen fra Troll hadde vist nødvendigheten av å utforme et system som kunne bidra til at de beste overordnede løsninger ville bli valgt. St meld nr. 46 (1986 - 87) om petroleumsvirksomheten på mellomlang sikt introduserte de nødvendige tilpasninger i gassavsetningspolitikken. Det fremgikk her at forhandlingskomiteene i de enkelte tillatelser skulle samordne sine aktiviteter i en samlet komite, bestående av de tre norske selskapene.

GFU ble etablert gjennom Stortingets behandling av St meld nr 46 (1986 - 87). I denne stortingsmeldingen ble de nødvendige tilpasninger presentert, og retningslinjene for GFU ble oppstilt. Hovedoppgaven til GFU har siden opprettelsen i 1986 vært å etablere langsiktige vilkår for avsetning av norsk gass. GFU består av Statoil (leder), Norsk Hydro og Saga.

For å sikre myndighetenes mulighet til å fatte overordnede beslutninger til enhver tid, avsettes ikke gassen fra norsk kontinentalsokkel på feltspesifikk basis. GFU ble således etablert med det siktemål å påse at intet enkeltselskap eller rettighetshavergruppe skulle kunne binde opp myndighetenes beslutninger gjennom sin salgsaktivitet. Møter mellom departementet og GFU avholdes regelmessig for å diskutere aktivitetene i GFU i lys av myndighetenes ressursforvaltningspolitikk. Møter om særskilte spørsmål avholdes når departementet eller GFU ser behov for å vurdere spørsmål knyttet til vilkårene for avsetning av gass.

I 1993 begynte departementet den prosessen som førte til etableringen av FU. Formålet med FU er å fungere som et rådgivende organ for staten når det gjelder utbygging og utnyttelse av gassfelt og ilandføringsrørledninger, som beskrevet i St meld nr 2 (1992-93) kapittel 3. FU skal gi myndighetene best mulige råd vedrørende den overordnede forvaltning av gassressursene innenfor utbygging av felt og ilandføringsrørledninger.

Blant de faktorer FU skal vurdere er hvordan forskjellige løsninger for levering av gass vil virke i forhold til forsvarlig ressursforvaltning, produksjon av flytende hydrokarboner, tidskritiske ressurser (»nå eller aldri»), optimal bruk av eksisterende og planlagt infrastruktur og den tekniske risiko ved de forskjellige løsninger.

I begynnelsen besto FU av de ti selskapene som disponerer over de største gassreservene. FU er senere utvidet og består nå av 13 selskaper. Deltakelse i FU og GFU har ingen innvirkning på det enkelte selskaps muligheter til å tilgodese sine egne interesser i forhold til et felt, eller til å foreslå sine egne løsninger.

Sammen med staten utgjør GFU og FU som opererer under myndighetens kontroll, til sammen et overordnet, integrert system for forvaltning av gassressursene på kontinentalsokkelen.

Rettighetshavergruppene rapporterer inn sine ressurser og mulige produksjonskapasitet til FU, som så utformer alternative, overordnede planer for forsyning av gass.

GFU og FU må både vurdere utviklingen i gassmarkedet og ressurssituasjonen på kontinentalsokkelen. Dette er en gjentagende og gjensidig påvirkende prosess der avsetningsmuligheter, leveransemuligheter og økonomi vurderes i sammenheng.

GFU vurderer markedet og forhandler kontrakter om nye gassalg i samsvar med myndighetenes instrukser og under deres kontroll, for derved å etablere avsetningsvilkår som grunnlag for beslutninger hos myndighetene og i Stortinget. FU utarbeider planer for hvordan de nye leveranseforpliktelsene kan oppfylles.

GFU forhandler nye kontrakter og er for tiden i ferd med å forhandle nye salg og tilleggssalg til eksisterende kontrakter med flere kjøpere på kontinentet. I noen av disse forhandlingene er selskaper som ikke er medlemmer av GFU invitert til delta. Slike invitasjoner til å delta i gassalgsforhandlingene er gitt på myndighetenes initiativ og med deres godkjennelse. Grunnen til at andre selskaper er invitert til å delta i gassalgsforhandlingene, er ønsket om å bedre kommunikasjonen mellom selskapene og å tilføre kompetanse i vurderingene for på den måten å finne det beste samsvar mellom markedets behov og forsvarlig ressursforvaltning. Dette understreker det nære forhold mellom avsetning, produksjon og effektivt avtak av gass fra kontinentalsokkelen.

Enhver gassalgsavtale skal godkjennes av myndighetene. Myndighetene utarbeider retningslinjer for forhandlingene og kan anmode GFU om bl.a. å reforhandle vilkårene om pris og volumer.

Deretter oversendes et forslag til myndighetene som allokerer bestemte volumer til bestemte felt. Regjeringen og Stortinget fatter så den endelige beslutning om utbygging av feltet eller feltene, samt hvilke ilandføringsløsninger eller ilandføringsrørledninger som er nødvendige for å oppfylle leveranseforpliktelsene under de nye salgskontraktene.

De aktuelle rettighetshavere underrettes om myndighetenes beslutning. Dersom de aksepterer denne, overtar de ansvaret for de nye kontraktene og for å utføre det arbeid som er nødvendig for oppfylle sine forpliktelser.