Norge har foretatt betydelige investeringer i produksjon og transport av gass de siste 20-30 årene. Liberaliseringen av det europeiske gassmarkedet vil kunne påvirke lønnsomheten i disse investeringene og vår rolle som gassnasjon. Prisene på gass kan bli mer ustabile og falle de nærmeste årene. Avgifter på bruk av gass kan presse våre priser ytterligere ned. De inngåtte langsiktige kontraktene kan måtte reforhandles og nye kontrakter bli mer diversifiserte og kortsiktige. Måten vi organiserer gassproduksjon og -salg gjennom Gassforhandlingsutvalget (GFU) og Forsyningsutvalget (FU) er også under press. EU ønsker i prinsippet fri konkurranse mellom alle selskap som eier gass i Nordsjøen.

Samtidig er det flere trekk som peker i retning av at endringene ikke nødvendigvis blir så dramatiske som næringen (og nasjonen) har fryktet. Gass er en ikke-fornybar ressurs som forefinnes kun på få steder med mulighet til å forsyne det europeiske markedet. Også EU vil måtte være opptatt av konsekvensene på det langsiktige tilbudet av en eventuell tiltenkt vellykket liberalisering av markedet med lavere priser til forbrukerne. Hvorvidt EU skal kunne forlange en helt annen struktur på norsk gassvirksomhet enn i de andre eksportlandene, er også en problemstilling som kan komme til å måtte vurderes. Det er nokså sikkert at markedet blir annerledes enn før, det blir mer mangfoldig og ”liberalt”, men det er ikke åpenbart hvor langt utviklingen konkret vil gå, og på hvilke områder og i hvilke markedssegmenter endringene vil ha de største konsekvensene for oss

Den norske gassfabrikken

Eksporten av norsk gass startet i 1977. Både da og nå selges gassen i all hovedsak under langsiktige kontrakter. Måten salget har foregått på har imidlertid endret seg over tid. Kontraktene som ble inngått før Trollavtalen i 1986 var såkalte feltuttømmingskontrakter, der i prinsippet hele det aktuelle feltets reserver ble solgt. Trollavtalene fra 1986 og senere avtaler er på sin side volumkontrakter, der gassens opprinnelsesfelt ikke ble spesifisert. GFU, som også ble opprettet i 1986, står her for de kommersielle forhandlingene med kjøperselskapene. GFU består av de norske selskapene Statoil (leder) og Norsk Hydro (tidligere deltok også Saga). GFU har ansvar for å forberede og gjennomføre alle forhandlinger om salg av norsk gass fram til kontraktsinngåelsen, uansett hvilke selskaper som er eier av gassen.

I 1993 ble det i tillegg FU opprettet med deltakelse også av utenlandske selskaper som et rådgivende organ for Olje- og energidepartementet (OED) i spørsmål knyttet til utbygging og utnyttelse av felt og rørledninger og allokering av inngåtte kontrakter til de enkelte felt. Alt i alt er det myndighetenes ansvar og oppgave å utpeke kontrakts- og leveransefelt til kontraktene gjennom FU, samt å godkjenne de kommersielle avtalene fremforhandlet av GFU.

Den norske modellen for produksjon og salg av gass ble for det første utviklet for at norske myndigheter gjennom konsesjonstildeling og FU skulle kunne ivareta samdriftsfordeler og norske interesser i en optimal ressursutnyttelse mellom ulike felt, og mellom olje- og gassproduksjon, og transmisjon på norsk sokkel. For det andre var det argumentert at et sentralisert norsk gassalg gjennom GFU svekke ensidigheten av Statoil som den eneste selger av norsk gass. Samtidig var det et ønske om å styrke den norske forhandlingsposisjonen overfor markedet som på det tidspunkt var organisert som et kjøpermonopol, eller innkjøpsmonopsoni. For å hindre at kjøperne skulle sitte på begge sider av bordet i en forhandling ble utenlandske selskap på norsk sokkel ikke tatt inn i GFU.

En slik konsentrasjon av ressursforvaltning, realisering av samdriftsfordeler og samlet salg er vanlig i det europeiske gassmarkedet. De andre viktige eksportlandene (Russland, Algerie og Nederland) har organisert sin produksjon, transmisjon og salg av gass under ett selskap (Gazprom, Sonatrach og Gasunie). Den norske ordningen er en noe løsere form for samordning enn i de andre eksportlandene, men er etablert av samme grunn. Hensikten er å drive en forsvarlig ressursforvaltning gjennom å optimalisere investeringene i feltutbygging og infrastruktur og uttaket av gass over tid, utnytte fordeler ved stor- og samdrift i og mellom produksjon og transport  og mellom de samtidige uttak av olje og gass i det enkelte felt. Disse hensynene blir så veiet samlet inn i salgssituasjonen der en koordinering også antas å gi en bedre markedsposisjon enn om flere mindre enkeltvolumer ble tilbudt uavhengig av hverandre.

Få produksjonsområder og selskap

Foruten den sterke samordning under OED og de norske selskapene, foregår produksjonen av norsk gass på relativt få felter. Fram til midten av 1980-tallet bestod norsk gasseksport hovedsakelig av gass fra Frigg- og Ekofiskområdene. Etter Frigg- og Ekofiskkontraktene kom den neste store norske avtalen i 1981 og omfattet gass fra Statfjord, Heimdal og Gullfaks fase 1. Dernest kom Trollavtalen fra 1986. Leveransene av Trollgassen startet midt på 1990-tallet og vokser nå fram mot år 2010. Selv om disse avtalene var volumavtaler, og ikke feltuttømmingskontrakter, vil gass fra Trollfeltet om få år representere om lag ¾-deler av den totale norske gasseksporten. Hoveddelen av øvrig eksport vil komme fra ”restgass” fra Ekofiskområdet, Sleipner, Oseberg og Åsgard.

I tillegg til at norsk gassproduksjon er konsentrert om noen få store felt, er den også konsentrert om noen få selskaper og eiere. Den største gasseier er Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE) som står for 30 – 63 prosent av de store feltene som nå vil dominere salget (Troll, Sleipner, Åsgard og Oseberg) og 40-73 prosent av de feltene som i stor grad nå fases ned (Gullfaks, Heimdal og Statfjord). Til nå helstatlige Statoil og delstatlige Norsk Hydro eier hver i tillegg 9-20 prosent av hvert felt. Legger vi sammen eierandelene til SDØE, Statoil og Norsk Hydro kommer vi opp i eierandeler på 53- 100 prosent, med et gjennomsnitt på kanskje 70-80 prosent av feltene i produksjon, der SDØE alene representerer over 40 prosent. Legger vi til utenlandske selskap som Esso og Shell, representerer noen få eierinteresser, med staten som den dominerende part, over 90 prosent av de norske gassressursene.

Tilsvarende eierkonsentrasjon finnes igjen i de fleste viktige transportsystemene fra feltene og til kontinentet, med SDØE som vesentlig part i alle rørsystemer bygd etter at ordningen ble etablert i 1986. I forbindelse med privatiseringen av Statoil skal SDØE øke sine eierandeler i Statpipe og Norpipe, systemer der de i dag ikke har noen andel.

Ordningen kan i tilfeller ha virket uheldig for ”mindre” gassfelt, som ikke forsvarer utbygging av nye rørledninger og der produsenten ikke har eierandel i rørledningen. Transporttariffene på norsk sokkel varierer sterkt, men i enkelte systemer er fortjenesten langt høyere i rørtransport enn i produksjonsleddet. Likevel sikrer systemet langt på veg langsiktige investeringer og en realisering av vesentlige samdriftsfordeler mellom produksjon og transport for hovedtyngden av norsk gass.

Et imperfekt marked tilsier modifiserte endringer

GFU- og FU-ordningen og transportløsningene forsvares av norske myndigheter og selskap i forbindelse med innføringen av EUs gassdirektiv og EFTA Surveillance Authority’s (ESAs) kontroller og vurderinger av konkurranseforholdene på norsk sokkel. De langsiktige kontraktene og den organisatoriske modellen sikrer at Norge kan fremstå som en stabil leverandør av gass med ”fabrikkporter” i Emden, Zeebrügge, Dunkerque og St. Fergus. En endring av denne samlede ordningen vil sette langsiktige investeringer i fare og dermed svekke tilbudet av gass på lengre sikt, noe som vil være en ulempe for kjøperlandene.

Valg av organisasjonsform og balansen mellom utnyttelse av ulike samdriftsfordeler, en optimal ressursforvaltning over tid og hensynet til markedsmakt (som EU ikke ønsker at vi skal ha) krever en avklaring av hvem som egentlig skal betraktes som produsenten på norsk sokkel. I dag styrer norske myndigheter produksjon og salg fram til importlandets terminal, og bruker de modeller de mener er de beste for å få dette til ut fra de hensyn vi måtte ta i forhold til kostnadseffektivitet og ressursforvaltning, herunder tjenester fra ulike norske og utenlandske selskap.

Ytterpunktet ved en liberalisering av tilbudssiden vil være å skape mest mulig konkurranse i salget gjennom at den enkelte lisenshaver på hvert felt selger sin gass uavhengig av hverandre. Det synes lite trolig at en slik ordning kan realiseres i noe vesentlig omfang på norsk sokkel. En lisenshaver med en gitt prosentandel av et felt, kan ikke selge mer gass enn andelen tilsier, og dette volumet avhenger hva alle de andre lisenshaverne selger. Sammen med gassproduksjonen produseres som regel dessuten også olje. Fra et ressursutnyttelsessynspukt må produksjonen av olje og gass optimaliseres i forhold til hverandre for at reservoarene skal utnyttes optimalt. Det ville være nær umulig å foreta noe omfattende salg fra en lisenshaver i et felt uten samordning med de andre lisenshaverne. Selv om en muligens kunne tenke seg at ulike former for løfteordninger mellom lisenshaverne kunne være mulig for mindre volumer, peker dette i retning av at det laveste mulige nivå for definisjon av en produsent i hovedsak vil måtte bli på produksjonsområde eller –felt.

Samtidig er det slik at tyngden av norsk gassproduksjon kommer fra noen få felt, med Troll som det dominerende. I tillegg er det en sterk konsentrasjon på eiersiden med statlig norsk dominans på tvers av feltene. En opphevelse av GFU vil dermed ikke nødvendigvis endre selgerkonsentrasjonen målt ved felt eller selskap på norsk sokkel fundamentalt.

Gassdirektivet har hatt en trang fødsel siden EU-kommisjonen på slutten av 1980-tallet beskrev imperfeksjonene i dagens marked i forbindelse med innføringen av Det indre markedet. At Gassdirektivet lar det være opp til det enkelte land å velge forhandlet eller regulert TPA, gjør at det også er mulig at det ikke skjer så mye nedstrøms som intensjonen bak direktivet legger opp til. I modifiserte former kan det derfor tenkes at transmisjonsselskapene fortsetter å forbli betydelige kjøperne av gass og at Norge, som de andre eksportlandene, fortsetter et i hovedsak samlet salg av gass fra sokkelen. Dette er også viktige grunner til at de nye modeller for produksjon, transport og salg av gass vi måtte velge å utvikle fortsetter å hensynta en optimal ressursforvaltning og samdriftsfordelene til beste for alle, og de økonomiske  særinteresser vi har i forhold til kjøperlandene, i et langsiktig perspektiv.

---