Norsk gass er viktig for energiforsyningen i Europa og blir eksportert til alle de store konsumentlandene i Vest-Europa. Norge eksporterte i 2010 mer enn 100 milliarder Sm3 naturgass. Den største delen av norsk gasseksport går i rør til Tyskland, Storbritannia, Belgia og Frankrike, der norsk gass utgjør mellom 20 og 30 prosent av det samlede forbruket. Om lag 16 prosent av gassforbruket i EU-landene dekkes av gass fra norsk sokkel. Fra Snøhvit-anlegget i Finnmark leveres LNG til blant annet Spania. Norsk gasseksport totalt tilsvarer elektrisitet til 149 millioner europeiske husholdninger.

Siden 1970-tallet har olje- og gasselskapene utviklet en omfattende infrastruktur og produksjonskapasitet på norsk kontinentalsokkel med sikte på å dekke en stadig voksende etterspørsel etter gass i Europa. Norge har etablert en god posisjon i dette markedet, og vil med basis i etablerte langsiktige kontrakter være en betydelig leverandør av naturgass til Europa frem mot 2020. Med sine ressurser lokalisert nær det europeiske markedet er norske produsenter strategisk plassert til å ta attraktive deler av etterspørselen, dersom Norge evner å utvikle nye gassregioner med tilsvarende nye gasseksportløsninger.

Rørledningssystemet på norsk kontinentalsokkel er på totalt 7 800 kilometer. Dette systemet binder felt i havet og prosessanleggene på land sammen med 6 landingspunkter i Frankrike, Tyskland, Belgia og Storbritannia. Transportkapasiteten i det norske rørledningssystemet er i dag om lag 120 milliarder Sm3 per år. Det er utarbeidet avtaler som regulerer rettigheter og plikter mellom Norge og mottagerlandene.

Gassmarkedet i endring

De senere årene har det skjedd store endringer i gassmarkedene i Europa. Dette har fått stor betydning for norsk salg av gass til kundene i Europa. Tidligere var det vanlig med langsiktige avtaler om levering av gass i rør fra gassfeltene til havs til ilandføringsstedene på kontinentet eller Storbritannia der gassprisen i salgsavtalene gjerne var koblet til utviklingen i oljepris. Dette var viktig for selgers side for å sikre forutsigbare inntekter som kunne finansiere store investeringer i feltutbygging og infrastruktur. I sin tid var slike kontrakter, der kundene påtar seg ansvar for å motta bestemte mengder gass gjennom året («take-or-pay»), helt nødvendige for å skape grunnlag for kostbare feltutbygginger og investeringer i infrastruktur. Avtalene måtte være slik at de gjorde det mulig å bygge ut felt og transportløsninger for gass over lange avstander.

Etter hvert som gassmarkedene har vokst og utviklet seg – ikke minst gjennom reguleringer i EUs indre marked – har denne rollen som garantist for avtak av produserte volumer blitt noe mindre viktig. Storbritannia har for eksempel i dag verdens nest største liberaliserte gassmarked etter USA, med en betydelig kortsiktig likviditet. Med høy grad av likviditet er behovet for store enkeltkunder mindre. For tiden skjer det også en gradvis liberalisering i de kontinentale markedene, med framvekst av nye handelsplasser for gass både i Nederland, Belgia og Tyskland og med økt konkurranse mellom gasselskapene.

Etter hvert som markedene endrer seg blir også rollefordelingen mellom gassprodusentene og kundene endret, og i dag selges gass fra norsk sokkel under helt andre kontraktsmessige betingelser enn tilfellet var på 1980- og 1990-tallet. Tilførsel av LNG inn i markeder som tidligere fikk leveranser bare gjennom rørledninger, bidrar også til endringer i gassmarkedet.

Utviklingen de senere årene har presset gassprisene nedover. Skifergassrevolusjonen i Nord-Amerika har gjort USA selvforsynt med gass, og gassprisene i Nord-Amerika har falt betydelig. Lavere importbehov for gass i USA har resultert i et overskudd av LNG som bare delvis har vært mulig å omdirigere til øvrige deler av OECD-området og Kina. Dette har gitt en betydelig overkapasitet i eksisterende rørledninger for gass og LNG-anlegg. International Energy Agency (IEA) forventer at denne overkapasiteten vil vedvare i flere år til. Videre har amerikansk skifergass presset ut kull i kraftproduksjon i USA og ført til eksport av billig amerikansk kull til Europa. Dette, sammen med lave kvotepriser på CO2 og økonomiske nedgangstider, har ført til at gass har blitt presset ut av billigere kull til kraftproduksjon og etterspørselen etter gass i Europa har falt betydelig. Blant annet har Statkraft stanset produksjonen på to av sine fire gasskraftverk i Tyskland, og redusert produksjonen ved sine to øvrige gasskraftverk.

Det har som følge av dette oppstått en betydelig prisforskjell på gass mellom på den ene siden markeder med mer høy grad av konkurranse og spotpriser på gass, som Storbritannia og Nord-Amerika, og på den andre siden Europa og Asia, der gassprisene i stor grad er knyttet til oljeprisen på langsiktige kontrakter. I 2009 var spotprisen på gass i Storbritannia og USA bare om lag halvparten av de oljeavhengige gassprisene i Europa og Japan. Dette vil gi press på gassleverandører i Europa bort fra kontrakter knyttet til oljeprisen. Fortsatt manglende balanse i gassmarkedene peker i retning av at en større andel av gassvolumene i tiden fremover vil handles i spotmarkedene og svekke den tradisjonelle linken til oljeprisen. Gasselskapene på det europeiske kontinentet vil bli presset mellom sine langsiktige kjøpskontrakter med gassleverandørene på den ene siden og på den andre siden press fra kundene, særlig i industrien, som vil kreve lavere priser. Såkalte «take og pay» kontrakter har blitt mer markedsbasert og gitt større fleksibilitet for kjøperne. Dette vil i stor grad påvirke betingelsene for norsk gass, som i stor grad har vært solgt i langsiktige kontrakter knyttet til oljeprisen. Mye tyder på at man er i ferd med å gå mot en full frikobling av gassprisene fra oljeprisen.

Norske kunder bør få fordel av endringene i gassmarkedene i Europa

Utviklingen i det europeiske gassmarkedet, med lavere priser, frikobling av gasspriser fra oljepris og en overgang fra langsiktige kontrakter til mer spotmarked, vil både kunne ha negative og positive sider for Norge. For det første gir det lavere eksportinntekter fra salg av norsk gass til Europa. Dersom Norge fortsetter å satse ensidig på det europeiske markedet, kan dette føre til betydelig nedgang i verdiskapingen på gass til Europa. Men samtidig vil det måtte bety at gass blir vesentlig billigere også i Norge. Det vil kunne komme norsk industri og andre eventuelle brukere av gass i Norge til gode.

Forslagsstillerne mener at også norske kunder bør kunne dra nytte av den endringen som skjer i de europeiske gassmarkedene. Bruken av gass vil imidlertid være mer begrenset i Norge enn i andre land i Europa. Norsk kraftforsyning er nesten utelukkende basert på fornybar energi, og med forventet betydelig kraftoverskudd i årene fremover, blant annet som følge av innføring av elsertifikatmarkedet med Sverige i 2012, er det lite sannsynlig at bygging av nye gasskraftverk i Norge vil være lønnsomt i overskuelig fremtid. Norske husholdninger benytter dessuten elektrisitet og til dels vannbåren varme til oppvarming, og det er ikke bygget ut noen infrastruktur for bruk av gass i husholdningene. Det må derfor forventes at bruk av gass i Norge først og fremst vil være som råvare i industrien.

Det har lenge vært en bred politisk målsetting å øke bruken av gass innenlands i Norge. Blant annet fremmet regjeringen Bondevik II to stortingsmeldinger om bruk av gass i Norge. St.meld. nr. 9 (2002–2003) «Om innenlands bruk av naturgass mv.» ble lagt frem i november 2002, og St.meld. nr. 47 (2004–2005) «Om innovasjonsvirksomheten for miljøvennlige gasskraftteknologier mv.», ble lagt frem i august 2004. Ved behandlingen av begge meldingene var det bred enighet i Stortinget om å legge til rette for økt bruk av gass i Norge.

Det har imidlertid vært vanskelig å finne et format for utnyttelse av naturgass i Norge, som både kan være formålstjenlig for norske brukere og som samtidig ivaretar hensynet til maksimering av eksportverdien for norsk naturgass.

Basert på de endringer som har skjedd i gassmarkedene verden over de siste fem årene, og da særlig i det europeiske gassmarkedet, anses det nå mulig å finne frem til en modell som ivaretar begge hensyn.

En markedsbasert omsetningsplass for gass i Norge

Som en del av GASSMAKS-programmet har Norges forskningsråd derfor gitt den tidligere Statoil-direktøren Terje Martin Halmø i oppdrag å utrede en markedsbasert omsetningsplass for gass i Norge som basis for bærekraftig utnyttelse av naturgass til industri og næringsliv. Han kom med sin rapport i oktober 2012 der det foreslås å etablere en HUB (virtuell markedsplass basert på tilbud og etterspørsel) for norsk gass på Bygnes/Draupner/Sleipner basert på net-back-priser fra National Balancing Point (NBP) i Storbritannia som er en slik markedsplass.

Det pekes i rapporten på at handel med gass normalt vil gjøres etter samme mal som handel med kraft, selv om det vil ta tid før markedet blir like likvid, ikke minst på grunn av lavt volum på kjøpersiden i Norge. Ettersom NordPool allerede er en «Exchange» – eller børs – vil den kunne bruke den samme dataplattformen for gass som brukes for kraft, tilsvarende APX-Endex i Nederland.

Man kunne tenke seg at Petoro eller Statoil tok rollen med å lede handelen, men ingen av disse ville være helt nøytrale parter og neppe heller akseptabel i henhold til gassdirektivet uten en fullstendig «unbundling» i forhold til øvrig virksomhet, noe de neppe vil være tjent med.

Det pekes på at Gassco på Bygnes har den kompetanse og erfaring som skal til for å håndtere den tekniske driften av systemet, herunder balansering. Gassco tilsvarer Gas Transport Services (GTS) i Nederland og National Grid Gas (NGG) i UK, som har etablert henholdsvis TTF og NBP.

Selv med etableringen av en slik markedsplass må det imidlertid forutsettes at kjøperne selv dekker transportkostnadene fra Bygnes/Draupner/Sleipner, justert for kostnadsendringer ved leveranser fra andre leveransepunkter, slik at kostnadsulempen som følger av lavt volum i Norge må industrien fortsatt leve med. Den må også leve med at en norsk gassbørs vil ha betydelig lavere likviditet enn NBP i Storbritannia.