5 Gassvirksomheten

Naturgass vil spille en stadig viktigere rolle i den norske petroleumsvirksomheten. Produksjonen av gass utgjør om lag 20 pst. av den totale petroleumsproduksjonen, men denne andelen vil øke utover i tid. Over halvparten av de påviste gjenværende petroleumsressursene som befinner seg på kontinentalsokkelen er naturgass.

Det har hittil blitt foretatt betydelige investeringer i utbygging av gassfelt, transportsystemer og landanlegg for gass. Norske selgere av gass har så langt inngått langsiktige gassalgsavtaler med kjøpere på kontinentet og i Storbritannia som til sammen antas å ville gi fremtidige salgsinntekter i størrelsesorden 800-1000 mrd. kr. Selv om større mengder gass allerede er bundet opp av de langsiktige gassalgsavtalene, vil det ut fra ressursgrunnlaget på kontinentalsokkelen være et betydelig grunnlag for inngåelse av nye gassalg og utbygging av nye felt.

5.1 Norsk gassvirksomhet

5.1.1 Ressurser og produksjon

Av de påviste gjenværende petroleumsressursene utgjør olje 2,7 mrd. Sm³og naturgass 3300 mrd. Sm³ gass. De påviste gjenværende gassressursene er dermed større enn de påviste gjenværende oljeressursene.

Oljedirektoratet anslår at de totale gjenværende gassressursene kan komme opp i rundt 6000 mrd. Sm³. De totale leveringsforpliktelsene som norske selgere av gass har påtatt seg, er på omlag 1600 mrd. Sm³. Kjøperne har i kontraktene en viss fleksibilitet med hensyn på hvor store volum de må motta. 1600 mrd. Sm³representerer årlig et avtak på 100 pst. i kontraktene av de volum som kjøperne kan kreve, og som norske selgere er forpliktet til å levere. Kjøperne kan som regel ta opp til 110 pst. av det volum som er avtalt i kontraktene. Det er likevel vanlig at avtaket i kontraktene ligger på rundt 90 pst.

Kilde: OD

Av de 1600 mrd. Sm³gass som er forpliktet, hører 100 mrd. Sm³innunder såkalte feltuttømmingskontrakter, eller kontrakter som er knyttet opp til gassreservene i et spesifikt felt. De resterende 1500 mrd. Sm³er solgt på forsyningskontrakter. Dette er kontrakter hvor det tas stilling til hvilke felt som skal levere under dem i etterkant av kontraktsinngåelsen.

De påviste ressursene utgjør ca. 3300 mrd. Sm³. Av dette er det anslått at omlag 900 mrd. Sm³er umodne ressurser, eller ligger i områder uten infrastruktur. Det vil da være ca. 800 mrd. Sm³naturgass ledige for nye salg. Dette bildet vil endre seg etter hvert som det gjøres nye gassfunn. På den annen side legger hensynet til god ressursforvaltning føringer for hvor raskt de ledige gassressursene bør produseres.

Ingen av de norske feltene som leverer gass er rene gassfelt, men inneholder i varierende grad en kombinasjon av gass og væske. Fra nesten alle felt vil det bli produsert både olje og gass. Utvinningsgraden varierer sterkt fra felt til felt, og er avhengig av bl.a. trykkforhold i reservoaret. For å oppnå en høy grad av oljeutvinning er det i enkelte tilfeller nødvendig å beholde gassen i feltet til størstedelen av oljen er produsert. I andre tilfeller vil injeksjon av gass fra andre felt for å opprettholde trykket i reservoaret vært gunstig for å øke oljeutvinningen. Det forventes at en vesentlig del av gassen som produseres på kontinentalsokkelen, vil bli injisert for å øke oljeutvinningen. Mellom 60-90 pst. av den injiserte gassen kan reproduseres senere.

Den totale produksjonen av gass på kontinentalsokkelen bestemmes i hovedsak av de gassalgsforpliktelsene som er inngått og ut fra behovet for gass til injeksjon i felt for å øke utvinningsgraden av olje. De tilgjengelige gassressursene, kostnadene knyttet til utbygging og drift av felt og infrastruktur samt markedsbehovet for gass og gasspris legger rammene for produksjonsnivået på lengre sikt.

Kilde: OD, Forsyningsutvalget

I år 2000 vil salget av gass i h.t. gassalgsforpliktelsene bli på 51 mrd. Sm³. Norsk gassvirksomhet er for tiden inne i en periode med rask oppbygging og salget av gass vil øke fra dagens nivå til 72 mrd. Sm³ i år 2006.

Fram til 2005 er det tilstrekkelig kapasitet i eksisterende felt til å dekke inngåtte salgsforpliktelser. Selv om det fram til 2005 kan være ledig kapasitet, vil det de nærmeste årene være viktig ut fra hensynet til å øke utvinningsgraden for olje ikke å benytte den ledige kapasiteten for produksjon av gass fullt ut. Fra rundt år 2005 vil det være behov for nye utbygginger. Aktuelle kandidatene for utbygging vil være Kvitebjørn og Mikkel.

Kilde: OED

Departementet tar sikte på å foreta en ny gassallokering innen juli 2000. Med gassallokering menes prosessen rundt departementets utpeking av felt som skal ivareta ansvaret for å forsyne gassalgskontraktene norske selgere har inngått med de ulike kjøpere. Gassfelt som er aktuelle for utbygging vil sende inn en søknad om rett til å levere under forsyningskontraktene. Departementets allokeringsbeslutning vil være basert på anbefalinger fra Forsyningsutvalget (som består av de fleste selskapene som har betydelige gassressurser på kontinentalsokkelen) og Oljedirektoratet. Departementet fremmet i april 2000 en proposisjon om utbygging av gassfeltet Kvitebjørn. Det tas sikte på at feltet tildeles allokering innen juli 2000, forutsatt at Stortinget samtykker i at feltet skal bygges ut.

5.1.2 Forsyningssituasjonen på kort og lengre sikt

Utbygging av gass felt og rørledninger er kostnadskrevende og preget av stordriftsfordeler med store økonomiske gevinster ved samordning av utbygging av felt og infrastruktur for gass. Lønnsomheten i gassvirksomheten er lavere enn for olje (pr. energienhet) blant annet på grunn av høye transportkostnader pga. stor avstand og dyre rørledninger og langstrakt produksjonsprofil. Utbygging av gassfelt foretas etter at det på forhånd foreligger en gassavsetningsløsning. Inngåelse av langsiktige kontrakter danner grunnlaget for nye utbygginger og overholdelse av leveranseforpliktelsene er av viktigste prioritet. En effektiv utnyttelse av de omfattende investeringer som er foretatt i felt, rør og terminaler blir viktig i de nærmeste årene for å opprettholde lønnsomheten i norsk gassvirksomhet. På kort sikt vil det være perioder med ledig kapasitet som i enkelte tilfeller kan benyttes til å selge gass på kortsiktige salg.

Tidligere var avsetning av gass i større grad enn nå begrenset av markedet. Begrensningene nå ligger i større grad på en begrenset tilgang på nye utbyggingsklare felt ut over det som kreves for å oppfylle de inngåtte gassalgsforpliktelsene. Hensynet til ressurssituasjonen, usikkerheten i markedet, ledig kapasitet i felt og rørledninger og behovet for gass til injeksjon på kontinentalsokkelen, tilsier at veksten i salget av gass de nærmeste årene vil være lavere enn tidligere. Inngåelse av nye gassalgsavtaler vil likevel kunne bidra til utbygginger av nye felt og infrastruktur.

Selv om det eksisterer ledig produksjonskapasitet i enkelte felt som inneholder både gass og olje, er det i disse feltene viktig at produksjonen av gass begrenses for å hindre tap av oljeressurser. Produksjonen av gass fra disse feltene kan først økes når oljeressursene er utvunnet. Før inngåelse av nye salg vil det derfor være viktig å vurdere dette opp mot tilgjengelige ressurser, behovet for gass til injeksjon og gass- og væskebalansen i felt. For høyt gassuttak for tidlig, fra felt med avhengighet mellom olje- og gassproduksjon, kan føre til tap av oljeressurser.

Dagens inngåtte salgsforpliktelser er på ca. 70 mrd på platånivå. De etablerte transportsystemene til kontinentet har en kapasitet på om lag 76 mrd. Sm³. Dette er tilgjengelig kapasitet det allerede er investert i. Til Storbritannia kan en gjennom det norske Frigg-røret transportere omkring 10 mrd. Sm³. Frigg-røret må i såfall knyttes til resten av transportsystemene. En løsning som er foreslått, er å knytte Frigg-rørledningen til Heimdal. Det er en investering på rundt 1 mrd. kroner. Det er mulig å utvide transportkapasiteten mot kontinentet ytterligere med marginale investeringer.

De siste årene er det også blitt gjort nye betydelige gassfunn i Norskehavet som kan medvirke til en betydelig fremtidig vekst av salget av gass fra kontinentalsokkelen. Dersom en fremtidig utbygging av Ormen lange skal fases inn mot det eksisterende transportsystemet, vil utbygging kun være mulig på lengre sikt når produksjonen fra andre felt reduseres og det blir ledig transportkapasitet. Det vil derfor i tiden fremover være nødvendig å se nærmere på i hvilken grad det vil være behov for en ytterligere utbygging av transportsystemet.

Produksjonen fra feltene som ble bygget ut først, er avtagende. Etter hvert vil det bli økende plass for gass fra nye felt i eksportrørene. Det vil derfor være nødvendig å se utnyttelse av eksisterende rør i sammenheng med behovet for ny kapasitet.

5.2 Det europeiske gassmarkedet

Den europeiske gassindustrien er inne i en periode med betydelige endringer karakterisert ved markedsliberalisering og restrukturering blant gasselskapene. De markedsmessige rammer er meget viktige for utviklingen av norsk gassvirksomhet. Departementet har derfor analysert hvordan det europeiske gassmarkedet vil utvikle seg på sikt og hvilke utfordringer og muligheter norsk oppstrøms gassvirksomhet vil stå overfor.

5.2.1 Innledning

Omtalen av det europeiske gassmarkedet og hvordan markedet forventes å utvikle seg, er bl.a. basert på en studie utarbeidet av Wood Mackenzie for departementet i 1999. Hensikten med studien var å undersøke hvordan det europeiske gassmarkedet kan utvikle seg på lengre sikt, og hvilke muligheter og utfordringer norsk gassvirksomhet vil stå overfor i lys av utviklingen. Departementet har også basert omtalen på møter med oljeselskaper om strukturelle og institusjonelle endringer i det europeiske gassmarkedet.

Forsyningskjeden for naturgass kan deles opp i produksjon, transmisjon, distribusjon og handel. Produksjon inkluderer utforskning og utvinning, blanding og transport i rørledninger. Med transmisjon av gass menes transport av gass i høytrykks rørledninger nedstrøms etter at gassen er behandlet i ilandføringsterminalene på kontinentet. Distribusjon omfatter de lokale distribusjonssystemene for gass, salg til industrikunder og lagring. Med handel menes salg av gass til sluttbrukere.

Det er en rekke karakteristika som er særegen for gass. En av de viktigste er at naturgass ikke har et eget, dedikert marked som f.eks. olje i bensinmarkedet. Gass brukes fortrinnsvis i stasjonære anvendelser for varmeformål og kraftgenerering, hvor gassen er i stadig konkurranse med ulike energikilder som olje, kull og atomkraft. Naturgassens konkurranseevne er derfor avhengig av hvor konkurransedyktig den er i forhold til andre energibærere.

En annen egenskap ved naturgass fra Norge er de høye kostnadene knyttet til produksjon til havs. På norsk kontinentalsokkel har reduksjonen i kostnadene knyttet til produksjon av gass likevel blitt motvirket ved at flere nye utbygginger ligger lenger fra markedet og på økende havdyp. Produksjonskostnadene varierer likevel betraktelig fra felt til felt. Selv om produksjonskostnadene er høye, er det transportkostnadene som skiller naturgass fra andre primære energikilder som olje. De høye transportkostnadene gjør det lite lønnsomt å transportere gass over svært lange avstander. Dette er hovedårsaken til at det ikke eksisterer et globalt marked for naturgass i motsetning til for olje. Naturgass omsettes i regionale markeder. Disse er i en viss forstand knyttet sammen ved at det i en viss utstrekning foregår et salg av gass nedkjølt til væskeform (LNG) på tvers av regionene. Dette salget utgjør likevel en mindre andel av markedene og er som regel ikke like konkurransedyktig som rørgass i Europa. I Europa er likevel LNG et viktig bidrag til å diversifisere forsyningen av gass. Transport av gass i rør er preget av betydelig stordriftsfordeler. Hvor konkurransedyktig naturgass transportert i rørledning er i forhold til naturgass transportert som LNG eller andre energikilder, er derfor avhengig av transportkapasiteten og kapasitetsutnyttelsen i rørledningene.

I Europa blir naturgass først og fremst brukt til oppvarming. Forbruket av gass påvirkes derfor i stor grad av værforhold. En spesiell egenskap ved gassindustrien er at den i stor grad må innrette virksomheten slik at det tas hensyn til sesongvariasjoner i etterspørselen etter gass. Det er krevende å balansere forsyningen av gass mot behovet til enhver tid. Gasselskaper håndterer disse fluktuasjonene på flere måter, blant annet ved å bygge ut produksjonskapasiteten oppstrøms og transportkapasiteten nedstrøms, slik at de er i stand til å levere tilstrekkelig gass vinterstid. De benytter seg også av lagringsmuligheter og salg til kunder som kan avbrytes (f.eks. industrikunder som på kort varsel kan erstatte gass med fyringsolje). For å møte svingningene inngår gasselskapene også gassalgsavtaler som gir mulighet for store svingninger i avtak, særlig på daglig basis. Balansering av forsyning og behov er vanskelig fordi det er kostbart å lagre gass.

Naturgassektoren er svært kapitalintensiv på grunn av de store kostnadene knyttet til utbygging av infrastruktur. Dette har i stor grad påvirket aktørbildet i dette markedet i retning av store selskaper som har den finansielle styrken til å foreta langsiktige investeringer. På samme vis som utbyggingen av felt har vært avhengig av at risikoen knyttet til utbygging ble fordelt mellom bl.a. gassprodusent og kjøper, har utbyggingen av transmisjonsnettet også vært avhengig av langsiktige kontrakter. For at gassen skal være omsettelig må den være konkurransedyktig i forhold til alternative energikilder. Transmisjonsselskapene sikret seg derfor, ved at prisen på gass i de langsiktige kontrakter som blir inngått med selgerne, skal være konkurransedyktig mot andre energiformer. Dette sikret at tilstrekkelige mengder med gass ble avsatt til å sikre en akseptabel lønnsomhet ved bygging av nye rørledninger. Grunnlaget for utbyggingen av gassektoren har således i stor grad vært basert på en fordeling av risikoen. Det kan derfor sies at utbyggingen av gassektoren i stor grad har vært basert på en risikofordeling hvor produsenten har tatt på seg en prisrisiko, mens kjøper har tatt på seg en volumrisiko.

Forbruk av gass i Europa

Etterfulgt av olje er naturgass i dag den viktigste primære energikilden i Europa. I løpet av de 30 siste årene har forbruket av gass i Europa økt kraftig. Fra 1980 og fram til i dag har forbruket av gass i Europa økt med om lag 50 pst. mens det totale energiforbruket har vokst med i underkant av 10 pst. Naturgass utgjør i dag om lag 1/5 av det europeiske energiforbruket.

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 kraftproduksjonen har naturgass derimot foreløpig mindre betydning og gasskraft sørger kun for i overkant av 10 pst. av kraftproduksjonen.

De siste årene har veksten i forbruket av gass økt raskere pga. økt etterspørsel etter gass til produksjon av kraft. Kull og atomkraft er de viktigste energibærene i kraftproduksjon i de fleste europeiske land, men naturgassens betydning er økende også i denne sektoren, blant annet på grunn av lave investeringskostnader og høy virkningsgrad for nye gasskraftverk.

Forbruket av naturgass varierer betraktelig fra region til region i Europa. Det er betydelige variasjoner i forbruket av gass mellom regionene. Kjerneområdet for naturgass i Europa ligger i Storbritannia, Tyskland, Frankrike, Nederland og Benelux-landene som står for det meste av det europeiske gassforbruket. Dette området har et høyt innslag av gass i energiforbruket. Det er også hit det meste av den norske gassen blir eksportert. Øst-Europa har også et betydelig innslag av gass i sitt energiforbruk, mens innslaget av gass i det sørlige Europa er lavere (med unntak av Italia) men i sterk vekst. I Norden som helhet er bruk av naturgass lite utbredt.

Den raske veksten i forbruket av naturgass vært mulig bl.a. fordi det har vært en god tilgang på gass fra flere kilder som historisk har bidratt til en høy grad av forsyningssikkerhet. Forholdet mellom behov for gass og egenproduksjon har likevel etter hvert ført til at behovet for gass i større grad må dekkes av områder utenfor Europa. I 1998 importerte OECD-landene i Europa 35 pst. av sitt gassforbruk. Fram mot 2020 antas importandelen å øke til 50 pst.. Dersom man ser isolert på EU-området stod importen der for 44 pst. av gassforbruket i 1998 og antas å øke til 70 pst. i samme tidsrom 1.

Norsk eksport av naturgass

Norsk gass blir eksportert til Tyskland, Frankrike, Nederland, Belgia, Spania, Østerrike, Tsjekkia og Storbritannia. Norske selgere av gass har også inngått avtaler om salg av gass til Polen og Italia fra hhv. 2000 og 2001.

Den norske andelen av gassforbruket i Europa er på mer enn 10 pst. Denne andelen vil øke de nærmeste årene som følge av inngåtte langsiktige kontrakter. De største produsentlandene av gass til Europa er Storbritannia, Nederland, Russland, Algerie og Norge.

Storbritannias produksjon dekker i all hovedsak det britiske markedet, mens en liten andel av gassen eksporteres. Det forventes at Storbritannia på lengre sikt kan få et underskudd på gass som må dekkes opp av andre kilder.

I Nederland benyttes en betydelig mengde gass til eget bruk samtidig som Nederland også er en betydelig eksportør. En beregnende faktor for eksporten her, er at nederlandske myndigheter ønsker å bevare et langsiktig perspektiv for utvinning av gassen.

Russland har alene nok gass til å dekke det europeiske forbruk i mange tiår, men produksjonsmulighetene er begrenset av transportkapasiteten.

Algerie har også betydelige ressurser.

Den forventede økningen i etterspørselen etter gass forventes i stor grad dekket av Norge, Russland og Algerie.

Norge er sammen med Russland og Algerie de største eksportørene av gass til land i Europa, og spiller en viktig rolle i å forsyne Europa med denne energikilden. En forutsetning for at gass er den raskest voksende energikilden i Europa, er at det har vært en god forsyningssikkerhet for gass. Forsyningssikkerheten ivaretas best når gassen kommer fra flere kilder.

Kilde: Statoil

Markedsstrukturen for gass i Europa

Organisering av energisektoren har tradisjonelt vært et nasjonalt anliggende, og verken EU-traktaten eller EØS-avtalen inneholder bestemmelser om en felles energipolitikk. Energisektoren er likevel underlagt EUs generelle lovgivning om blant annet konkurranse. I tillegg kommer utviklingen av det indre energimarked og miljøpolitikken. Energipolitikken kan variere sterkt fra land til land avhengig av deres nasjonale energiressurser og historiske tradisjoner. De enkelte lands nasjonale energimål er av stor betydning for hvordan energisammensetningen er i dag. Det er betydelig forskjeller i rammebetingelsene for naturgass fra land til land.

Den eksisterende markedsstrukturen er i land på kontinentet karakterisert ved store nasjonale transmisjonsselskaper. Disse selskapene eier som regel transmisjonsnettet, er operatør av det og er betydelige importører av gass. Staten er som regel deleier i selskapene.

Gassmarkedet i Storbritannia er privatisert og liberalisert, og atskiller seg vesentlig fra de andre markedene for gass i Europa. Bakgrunnen for liberaliseringen i Storbritannia var press fra myndigheter og kunder som krevde å få kjøpe gass fra flere selskaper og oppheve selskapet British Gas' daværende nasjonale monopol på bruk av transmisjons- og distribusjonsnettet og salg av gass. I Storbritannia gjennomførte myndighetene liberaliseringen og endret eierstrukturen og funksjonen til British Gas.

De viktigste forskjellene mellom markedet i Storbritannia og kontinentet er at selgere i Storbritannia er utsatt for gass-til-gass-konkurranse, mens gass på kontinentet konkurrerer først og fremst mot andre energikilder, hovedsakelig fyringsolje. Markedene atskiller seg også ved at naturgass på kontinentet omtrent utelukkende selges på langsiktige kontrakter, mens en økende andel av gass i Storbritannia i større grad selges på kortsiktige kontrakter.

Naturgass har tatt markedsandeler først og fremst i direkte forbruk. Det er likevel store variasjoner mellom land i kostnadene knyttet til forsyning, transport, transmisjon og lagring av gass. Det er også betydelige variasjoner i beskatning av gass og kryssubsidiering mellom sluttbrukersektorene. Dette underbygger at det europeiske gassmarkedet kan beskrives ved at det består av ulike nasjonale markeder.

5.2.2 Endringer i gassmarkedet på kontinentet

5.2.3 Fremtidsutsikter for det europeiske gassmarkedet

Generelt er det antatt at det totale forbruket av naturgass vil fortsette å vokse og fortrenge kull og olje. Veksten antas i stor grad å være drevet av den økte etterspørselen etter gass til kraft. Organisasjonen Eurogas som består av de største gasselskapene i EU, har anslått at forbruket av naturgass i Vest-Europa vil øke med nesten 50 pst. fra 1997 til 2020 og i løpet av 2005 utgjøre ¼ av det totale energiforbruket.

Wood Mackenzie har i sin studie lagt vekt på at noe av den største usikkerheten i utviklingen av gassmarkedet er hvordan forsyningssituasjonen vil utvikle seg, hvordan produsenter kan dekke den forventede økningen i etterspørselen over en periode hvor det vil være behov for å foreta investeringer i områder lenger unna markedet med betydelige kapitalkostnader samtidig som det er en økende usikkerhet knyttet til mulighetene for å sikre en tilfredsstillende adgang til sluttbrukermarkedet.

Liberaliseringen av gassmarkedet forventes også å føre til at det etter hvert vil bli inngått flere kortsiktige gassalgskontrakter. I dag selges omtrent all norsk gass på langsiktige kontrakter som kan ha en varighet på flere tiår. Liberaliseringen kan også påvirke grunnlaget for inngåelse av nye slike kontrakter. Gassmarkedsdirektivet vil føre til at gassmarkedet åpnes gradvis. I følge direktivet skal 20 pst. av markedet være åpnet for konkurranse innen august 2000. I løpet av 2010 skal 33 pst. av markedet være åpnet for konkurranse.

Siden liberalisering fører til en økende grad av oppdeling av de ulike aktivitetene nedstrøms, vil det innebære at det oppstår nye muligheter i markedet som kan være attraktive for eksisterende og nye deltakere.

Prisen på gass på kontinentet er indeksert til konkurrerende energikilder. I hovedsak er det meste av gassen solgt til priser som er indeksert til prisen på fyringsolje, som er den største konkurrenten til gass. I Storbritannia der det eksisterer en høy grad av konkurranse, er det liten sammenheng mellom prisutviklingen på gass og prisutviklingen på fyringsolje. Det er derfor mulig at liberalisering av markedet på kontinentet kan føre til at prisen på gass i mindre grad påvirkes av prisen på fyringsolje. Det er også sannsynlig at prisen på gass på kontinentet etter hvert vil bli påvirket av kraftprisen pga. av den økte etterspørselen etter gass til produksjon av kraft.

Den forventede veksten vil gi rom for nye salg av gass. Norske selgere av gass vil kunne stå ovenfor et økende antall interesserte kjøpere av gass ettersom markedene nedstrøms åpnes. Det er også forventet at flere oljeselskaper på kontinentalsokkelen vil etablere seg i markedene nedstrøms, mens selskaper nedstrøms vil ønske å delta i produksjon av gass på kontinentalsokkelen. Fra et produsentperspektiv vil liberaliseringen kunne representere nye muligheter for tilgang til andre deler av verdikjeden, og muligheten til å selge gass direkte til sluttbrukeren, samtidig som det med de nye mulighetene også vil bli økt konkurranse nedstrøms og økt usikkerhet. Produsentene kan i fremtiden finne det mer lønnsomt og i økende grad nødvendig å sikre en rute til markedet for sin gassproduksjon.

Flere av de største produsentselskapene anser det som attraktivt å utvikle en helhetlig gasstrategi for Europa hvor det fokuseres på både tilgang til utvinningskonsesjoner i gassområder i og utenfor Europa og å sikre seg direkte avsetningsmuligheter for denne gassen. Størrelsen på mange av disse selskapene gjør dem i stand til å utvikle og forvalte en diversifisert produksjonsportefølje samtidig som de søker å sikre seg transportrettigheter til markedet for porteføljen.

Den europeiske kraftindustrien gjennomgår for tiden betydelige forandringer som tidligere omtalt bidrar til et økende behov for gass til kraftproduksjon. Naturgassens økende rolle innen kraftproduksjonen vil kunne føre til økt samspill mellom prisen på gass og kraft, en trend som blir forsterket av at begge markedene gjennomgår en liberaliseringsprosess. I Storbritannia var det for de første gasskraftverkene ofte et viktig grunnlag for å sikre utbygging at det ble inngått langsiktige kontrakter sikret tilgang på gass og avsetning av kraften. Liberaliseringen av kraftmarkedet medførte at kraftprodusentene etter hvert ønsket å indeksere prisen på gass til prisen på kraft, og dermed overføre en del av prisrisikoen i kraftmarkedet til selgerne av gass. Denne utviklingen vil sannsynligvis også bli gjentatt i landene på kontinentet etter hvert som energimarkedene åpnes.

Forsyningssikkerhet er og har vært en hjørnestein i energipolitikken både på et nasjonalt og europeisk nivå. Som tidligere omtalt vil det europeiske gassmarkedet i økende grad bli avhengig av import av gass, etter hvert som egenproduksjonen synker. Det er sannsynlig at en økende del av dette importbehovet vil bli dekket opp Russland og Nord-Afrika.

For den videre utviklingen av gassmarkedet er det avgjørende at det oppnås en tilfredsstillende diversifisering av gassforsyningen. I tillegg vil enkelte land kunne velge å utvikle andre strategier som bidrar til økt forsyningssikkerhet slik som økt lagringskapasitet. Slike virkemidler er likevel kostbare og kan bidra til å utfordre naturgassens konkurranseevne i enkelte markeder mht. konkurrerende energikilder. Forsyningssikkerhet kan i enkelte tilfeller bidra til å begrense veksten i enkelte gassmarked som er isolerte. Det er likevel antatt at hensynet til forsyningssikkerhet i mindre grad vil være avgjørende for veksten i det europeiske gassmarkedet.

5.3 Gassmarkedsdirektivet

En sentral del av utviklingen av EUs indre marked er å sikre større grad av konkurranse og likeverdige konkurransevilkår blant aktørene i markedet. Dette oppnås ved utforming av sekundærlovgivning for de enkelte sektorer (bl.a. gassmarkedsdirektivet) med utgangspunkt i traktatbestemmelsene om det indre marked.

Gassmarkedsdirektivet (rådets og parlamentets direktiv 98/30/EC om felles regler for det indre gassmarked) trådte ikraft 10. august 1998. Det skal være gjennomført i medlemsstatenes nasjonale lovgivning innen 10. august 2000.

Direktivets formål er å åpne det indre gassmarked for konkurranse. Dette oppnås hovedsakelig ved å gi andre enn rørledningseiere og gassprodusenter rett til å få adgang til rørledninger for overføring og distribusjon av gass, samt lager. Direktivet etablerer felles regler for medlemslandenes regulering av overføring, distribusjon, forsyning og lagring av naturgass.

I direktivets artikkel 23 er det inntatt en egen bestemmelse om at "kvalifiserte" gasskjøpere også skal sikres adgang til oppstrøms rørledningssystemer for å sikre et konkurransedyktig indre gassmarked. En nærmere studie av artikkel 23 sammenholdt med resten av direktivet, viser at rekkevidden av bestemmelsen må klargjøres.

I og med at direktivet er hjemlet i EU-traktatens bestemmelser om etablering av det indre marked, vil det i utgangspunktet være relevant for innlemmelse i EØS-avtalen.

Norge er invitert til å innlemme direktivet i EØS-avtalen. Regjeringen er i de pågående vurderinger av gassmarkedsdirektivet i forhold til Norge, innstilt på at det skal innlemmes i EØS-avtalen. Hensynet til ivaretakelse av en fullgod forvaltning av gassressursene er viktig i denne forbindelse. For å sikre at de nødvendige tilpasninger av ressursforvaltningssystemet kan skje i relasjon til direktivet, har Norge bedt om en overgangsordning for gjennomføring av direktivet i norsk lovgivning. En er aktiv i dialog med EU om disse spørsmålene.

5.4 Det norske gassforvaltningssystemet

Den norske organiseringen av gassvirksomheten er utviklet for å oppnå en best mulig forvaltning av gassressursene. Organiseringen skal bidra til å oppnå en høy verdiskapning, herunder sikre en optimal utnyttelse av den eksisterende produksjons- og transportkapasiteten og bidra til at beslutninger om nye utbygginger av gassfelt og infrastruktur gjøres på et samfunnsøkonomisk grunnlag.

5.4.1 Organisering av gassvirksomheten

De første salgene av norsk gass kom fra Ekofiskområdet og Frigg-området. Gassalgsforhandlingene for disse feltene ble gjennomført av operatørselskapet, dvs. Phillips Petroleum for Ekofisk og Elf Aquitaine for Frigg. For utvinningstillatelser tildelt i årene 1973-78 ledet Statoil forhandlingene om salg av gass fra den enkelte utvinningstillatelse. Dette skjedde med utgangspunkt i den ledende stilling selskapet hadde fått i kraft av sine majoritetsinteresser i feltene. I utvinningstillatelser etter 1973 fikk Statoil en 50 pst. eierandel som kunne økes dersom det ble gjort drivverdige funn. Statoils ledende rolle var likevel ikke presisert i utvinningstillatelsene. Fra og med 4. konsesjonsrunde i 1979 ble Statoils lederrolle i gassforhandlingene fastlagt i statsdeltagelsesavtalene. Ut fra sine eierinteresser og bestemmelsene i statsdeltagelsesavtalene ledet Statoil forhandlingene om salg av gassen fra Ula, Statfjord, Heimdal og Gullfaks til kontinentale gasselskaper, samt forhandlinger om salg av Sleipnergass til Storbritannia. De siste forhandlingene førte ikke til et salg fra Sleipner til Storbritannia, siden britiske myndigheter unnlot å godkjenne avtalen.

Behandlingen av St.meld. nr. 73 (1983-84) om organisering av statens deltagelse i petroleumsvirksomheten førte til at Statoils eierandeler i felt ble delt i Statoil og SDØE og til enkelte endringer i ordningen for salg av gass. For å unngå reforhandlinger av eldre utvinningstillatelser, ble endringene bare gjort gjeldende fra og med 9. konsesjonsrunde (1985).

Gassforhandlingsutvalget (GFU) ble etablert i 1987 med det siktemål å etablere langsiktige vilkår for avsetning av norsk gass. Gassforhandlingsutvalget besto ved opprettelsen av Statoil, Hydro og Saga. Etter at Saga ble slått sammen med Hydro, består GFU av Statoil og Hydro. GFU er et rådgivende organ for departementet. Nye gasskontrakter som forhandles av GFU må godkjennes av norske myndigheter.

Ved Norsk Hydros oppkjøp av Saga Petroleum i 1999 ble antall medlemmer i GFU redusert fra tre til to. Det ble ved Kgl. res. 28. januar 2000 bekreftet at ordningen skal videreføres med Statoil og Hydro som medlemmer.

I 1993 tok myndighetene initiativet til opprettelsen av Forsyningsutvalget (FU) bestående av de ti største ressurseierne og operatørene på kontinentalsokkelen. Formålet med FU var at det skulle være et rådgivende organ overfor myndighetene mht. utvikling av felt og transportsystemer. FUs oppgaver er å vurdere hvordan ulike gassforsyningsløsninger bidrar til en best mulig ressursforvaltning og sentrale spørsmål vil her være hvordan ulike løsninger påvirker produksjonen av væske, tidskritiske reserver, ressursforvaltning, utnyttelse av eksisterende og planlagt infrastruktur og vurdere den tekniske risikoen knyttet til ulike løsningene for gassvirksomheten oppstrøms.

Samarbeidet mellom GFU, FU, utvinningstillatelsene og myndighetene danner grunnlaget for dagens integrerte gassavsetningssystem. Utvinningstillatelsene rapporterer til FU hvilke gassressurser de kan produsere. FU setter sammen informasjonen fra de enkelte utvinningstillatelsene og vurderer det samlede mulige tilbudet fra norsk kontinentalsokkel. FU informerer GFU om forsyningssituasjonen og GFU forhandler deretter fram nye gassalgskontrakter. Ved inngåelse av nye kontrakter er det FUs oppgave å foreslå hvordan kontraktene skal oppfylles på en mest mulig samfunnsøkonomisk måte. Forslaget oversendes myndighetene som avgjør hvilke felt- og transportløsninger som velges. Under hele prosessen er det møter mellom myndighetene og selskapene for å sikre at myndighetene kommer fram til de beste løsningene. Det er også jevnlige møter mellom GFU og myndighetene.

Dette gassforvaltningssystemet er blitt utviklet med sikte på å sikre en best mulig utnyttelse av gassressursene. Systemet skal sikre langsiktige vilkår for avsetning av gass som danner grunnlaget for nye utbygginger av gassfelt og rørledninger. En annen hensikt har vært at ordningen også skal bidra til at det velges de utbyggingsløsninger for felt og transportrør som er mest kostnadseffektivt og bidrar til å oppfylle gassalgsforpliktelsene på en mest mulig samfunnsøkonomisk lønnsom måte. Dette gjøres i hovedsak ved å samordne avsetningen av gass, nye feltutbygginger og infrastruktur, gassproduksjonen og utnyttelsen av rørledningene. Systemet skal bidra til at det foretas en optimal avveining mellom behovet for gass til injeksjon, inngåelse av nye salg og hensynet til utvinningsgraden av væske i olje- og gassfelt. Det skal også bidra til å samordne produksjonen fra store og mindre felt og derved oppnå effektivitetsgevinster.

Deler av kontinentalsokkelen er inne i en modningsfase for så vel olje- som gassvirksomheten. Utviklingen i Nordsjøen går i retning av mindre feltprosjekter, der en hovedutfordring blir å få til en best mulig utnyttelse av eksisterende infrastruktur i felt og rørledninger. For Norskehavet og Barentshavet er derimot situasjonen en annen. Dette er relativt nye gassregioner med mulighet for nye store funn og feltutbygginger, noe som igjen skaper utfordringer m.h.t. utbygging av ny infrastruktur. Disse områdene ligger langt fra markedene i forhold til den mer modne Nordsjøen. Transportkostnadene blir dermed et viktig element i vurderingene rundt nye utbygginger i disse gassprovinsene.

5.4.2 Ressursoptimalisering kontinentalsokkelen - Troll sving

Samordning av produksjon mellom felt som produserer gass kan gi grunnlag for betydelig verdiskapning. En har flere eksempler på felt i Nordsjøen som har kunnet optimalisere uttaket av ressursene ved samordning av produksjonen.

De mest åpenbare fordelene knyttet til slik samordning mellom gassfelt vil være at produksjonen fra væskerike felt kan fremskyndes og at væskeuttaket kan økes, slik at verdiskapningen knyttet til olje- og gassproduksjonen på kontinentalsokkelen øker. Man vil også kunne tilpasse leveransene av gass slik at det oppnås økt fleksibilitet ved oppstart av produksjon fra felt, samt få en bedre utnyttelse av produksjons- og transportkapasitet.

Utgangspunktet for en slik samordning er at det finnes ledig kapasitet som man vil forsøke å utnytte for å bedre ressursforvaltningen. Trollfeltet er et felt med slike egenskaper. Departementet påla derfor Trollgruppen å bidra til utvikling av et system for bedret ressursutnyttelse gjennom enn mer effektiv utnyttelse av felt og infrastruktur på kontinentalsokkelen. Troll sving er Trollgruppens forslag til et system for samordning mellom Trollfeltet og andre felt. Det kan også være aktuelt at andre felt enn Troll yter slike tjenester. Departementet tar sikte på å arbeide videre med å klarlegge grunnlaget for at også andre felt kan yte tjenester som bidrar til bedret ressursutnyttelse.

Konseptet, slik det er utviklet på Troll, består av at Troll tilbyr nærmere definerte moduleringstjenester til brukerfeltene mot en avgift. Trollfeltet kan tilby å svinge ned sin gassproduksjon slik at brukerfeltet kan produsere og utnytte sin produksjonskapasitet jevnt over hele året. De investeringer som er foretatt kan da bli bedre utnyttet og feltet vil forsere og i enkelte tilfeller øke væskeproduksjonen. Svingtjenesten består av at Troll holder tilbake egen produksjon, og absorberer tidlig produksjon og overskuddsproduksjon fra brukerfeltet. Gass levert til Troll blir lagret i Trollreservoaret og kan tas ut igjen på bestemte vilkår. Selv om kundene etterspør mindre gass enn det brukerfeltet ønsker å produsere, vil feltet kunne fortsette med en jevn produksjon ved bruk av svingtjenesten. Når kundens gassavtak overstiger feltets optimale produksjon, vil en kunne be Trollfeltet om tilbakelevering av den lagrede gassen. Troll vil bruke sin produksjons- og prosesseringskapasitet til å reprodusere den innlagrede gassen.

Troll vil også kunne yte regularitetstjenester ved at Troll leverer gass på vegne av brukerfeltet i tilfeller hvor brukerfeltet har uforutsatte nedstengninger.

Brukerfeltene kan i tillegg be om å få levere gass som ikke tilfredsstiller kvalitetskravene i transport- og salgskontraktene. Denne gassen blir så blandet med gassen fra Troll gass slik at den samlede gasstrømmen innfrir gasskontraktenes kvalitetskrav.

Tiltak

• Departementet vil arbeide videre med å klarlegge grunnlaget for at flere felt kan yte tjenester som bidrar til bedret ressursutnyttelse.