Ole Gunnar Austvik: Gassdirektiv, GFU og norske interesser Artikkel i Internasjonal politikk nr. 3 side 367-394,  Norsk utenrikspolitisk institutt (NUPI), Oktober 2001.  21 sider. ISSN 0020-577X.    Last ned original full-tekst versjon.

Artikkelen dr?fter sammenfallende og motstridende interesser mellom Norge og EU n?r det gjelder v?r store gasseksport. Det fokuseres s?rlig p? innf?ringen av det s?kalte Gassdirektivet og EUs kritikk mot organiseringen av det norske gassalget gjennom Gassforhandlingsutvalget (GFU). P? den ene siden konkluderer artikkelen med at Norge deler flere enkeltinteresser med b?de kj?perland og andre eksport?r. P? den annen side er det intet annet land som deler Norges samlede interesse av  en sterk markedsposisjon, h?ye og stabile priser og selvstendighet i utformingen av gasspolitikken. Artikkelen argumenter for behovet for ? utvikle en robust og selvstendig norsk gasstrategi og utenrikspolitikk som eksplisitt hensyntar de s?regne ?konomiske og politiske interessene vi har som storeksport?r av gass. Blant annet p? bakgrunn av dette er det behov for en mer ?pen debatt om disse problemstillingene. Artikkelen argumenter videre for at EU b?r formulere en helhetlig energipolitikk f?r de ut?ver en konkurransepolitikk p? et s? vidt spesielt omr?de som i markedene for ikke-fornybar naturgass. Norge har behov for ? spille en mer aktiv rolle for ? p?virke utformingen av denne.

This article is discussing joint and conflicting interests between Norway and the EU concerning her huge exports of natural gas. In particular, the article is focussing on the introduction of the so-called Gas Directive, and the EU objections to the organization of the Norwegian gas sales through the Gas Negotiation Committee (GFU). It concludes, on one side, that Norway is sharing many interests with the purchasing countries as well as with other exporters. However, no other country shares Norway’s total interests in a strong market position, high and stable prices and the development of an independent gas policy. The article argues that Norway has a need to develop an independent gas strategy and foreign policy that explicitly takes care of her special economic and political interests as a large gas exporter to the European market. It is a need for a more open debate to develop this in a robust manner. The article also argues that the EU should develop a comprehensive energy policy herself before a competition policy is exercised on such a particular field as the markets for non-renewable natural gas. Norway should play a more active role to influence the formulation of EU policy in this area.

I tillegg til ? v?re en av verdens st?rste oljeeksport?rer er Norge i ferd med ? styrke sin stilling som betydelig europeisk gasseksport?r. Gassreservene er vesentlig st?rre enn oljereservene, og gasseksporten kan etterhvert bli viktigere for norske valutainntekter enn oljeeksporten. All norsk gass selges i dag til EU-land, der det omsettes gass for rundt 900 milliarder kroner ?rlig. I dette markedet foreg?r det n? en omfattende liberaliseringsprosess. Liberaliseringen skyldes utbygging av mer omfattende infrastruktur (r?rledningsnett og lagerkapasitet) og politiske tiltak fra EUs side. De politiske tiltakene omfatter b?de energi-, konkurranse- og skattepolitikk. De mest kjente av disse er s? langt det s?kalte Gassdirektivet (EU 1998) samt EFTA Surveillance Agencys (ESAs) klager mot organiseringen av norsk gassalg (EU 2001b).

Den norske regjeringen har signalisert at den aksepterer EUs gassdirektiv som del av E?S-avtalen, langt p? vei mot sin vilje. Den nedla ogs? Gassforhandlingsutvalget (GFU), motvillig og etter press. Til tross for avviklingen av GFU har EU-kommisjonen sommeren 2001 tatt de f?rste skritt i en mulig rettslig prosess mot Statoil og Norsk Hydros salgssamarbeid. Som et ytterpunkt kan prosessen f?re til milliardb?ter for de norske gasselgerne. EU signaliserer dertil ?kte avgifter p? bruk av gass (EU 1997b). Koordinerte avgifter p? bruk av gass i alle EUs medlemsland kan virke lik en tollsats for store land, og bidra til ? presse v?re eksportpriser ned. Norge er som storeksport?r av gass derved i mulige ?konomiske interessekonflikter med et EU som vi samtidig blir stadig tettere integrert med.

Denne artikkelen dr?fter sammenfallende og motstridende interesser mellom Norge og EU n?r det gjelder v?r store gasseksport. F?rst gjennomg?s hovedtrekk i hvordan v?r rolle som gasseksport?r n? utfordres. Dernest dr?ftes mer inng?ende hvordan liberaliseringsendringene p?virker m?ten vi kan organisere den ”norske gassfabrikken” p?. EUs tiltak for et mer liberalt marked diskuteres. Det argumenteres for at Gassdirektivet m? ses i sammenheng med andre utviklingstrekk i markedet og tiltak fra EUs side som vi m? forvente vil komme i fremtiden. Vanskeligheter med ? etablere konkurranse og finne gode reguleringsregimer for henholdsvis produksjon og transport av gass, samt sterke interessekonflikter mellom flere parter i markedet, er viktige grunner til at det synes lite trolig at markedet vil bli fullt ut liberalisert, om enn mer liberalt. P? den annen side vil det i overskuelig fremtid forbli sterkt politisert. Virkningene p?  gassprisene dr?ftes ut fra ulike forutsetninger om hvordan og hvor langt liberaliseringen vil g?.

Artikkelens andre del fokuserer p? hvem som vil bli selgere av norsk gass i det nye markedet, og p? utfordringer norske myndigheter n? st?r overfor n?r de skal s?rge for en forsvarlig forvaltning av de norske gassressursene. P? den ene siden konkluderer artikkelen med at Norge deler flere enkeltinteresser med b?de kj?perland og andre eksport?r. Det kan eksempelvis gjelde felles interesser med kj?perland om en fornuftig ressursforvaltning, og med andre eksportland om niv?et p? prisene. P? den annen side er det intet annet land som deler Norges samlede interesse av  en sterk markedsposisjon, h?ye og stabile priser og selvstendighet i utformingen av gasspolitikken. Artikkelen argumenter for behovet for ? utvikle en robust og selvstendig norsk gasstrategi og utenrikspolitikk som eksplisitt hensyntar de s?regne ?konomiske og politiske interessene vi har som storeksport?r av gass. Blant annet p? bakgrunn av dette er det behov for en mer ?pen debatt om disse problemstillingene. Artikkelen argumenter ogs? for at EU b?r formulere en helhetlig energipolitikk f?r de ut?ver en konkurransepolitikk p? et s? vidt spesielt omr?de som i markedene for ikke-fornybar naturgass. Norge har behov for ? spille en mer aktiv rolle for ? p?virke utformingen av denne.

Perspektiv

Mens oljeproduksjonen flater ut og etter hvert synker, vil vi om f? ?r levere  60–70 milliarder kubikkmeter gass til det vesteuropeiske markedet. Dette gir oss markedsandeler p? 20–40 prosent i mange viktige forbruksland. Ut fra v?re ressurser kan gassproduksjonen ?ke ytterligere, til over 100 milliarder kubikkmeter. Bare Russland, som har verdens st?rste gassressurser og er den st?rste produsenten, vil samlet komme til ? ha st?rre markedsandeler i EU enn Norge.

Produksjon av gass er i utgangspunktet ikke vesensforskjellig fra oljeproduksjon. Det er ved de h?ye transportkostnadene at gassvirksomheten s?rlig skiller seg fra oljevirksomheten (Austvik 2000a). Mens oljen blir transportert over hele verden til en relativt lav kostnad, f?rer de h?ye kostnadene for transport av naturgass til at vi per i dag har regionale gassmarkeder. Det europeiske markedet er ett av disse, uten sammenknytning av betydning til ?vrige markeder, som de i Nord-Amerika eller Asia.

Gassindustrien er en sv?rt kapitalintensiv n?ring der de store feltene i eksportlandene for det europeiske markedet (per i dag Norge, Russland, Algerie og Nederland) ofte krever investeringer med flere ti?rs perspektiv. Investeringene er store og irreversible og har politiske konsekvenser for involverte land, ikke minst gjennom legging av infrastruktur (transmisjon). Norge har foretatt betydelige investeringer i produksjon og transmisjon av gass i l?pet av de siste 20–30 ?rene. For ? sikre disse er det inng?tt langsiktige kontrakter (typisk p? rundt 20 ?r) med transmisjonsselskapene p? kontinentet med s?kalte take-or-pay (TOP)-klausuler (Austvik 2000c:25–26).

Ettersp?rselen etter gass i Europa forventes ? ?ke sterkt i de neste 20 ?rene (EIA 2001). Samtidig er gass en av verdens viktigste ikke-fornybare ressurser, som finnes bare noen relativt f? steder. For ? dekke veksten i ettersp?rselen i det omfang det er snakk om m? flere nye store, fjerntliggende og kostbare felter utvikles. Det er f? land som kan levere gass til Europa i slike volumer. Russland vil v?re det viktigste enkeltlandet, men ogs? Norge vil ha stor betydning. For ?vrig m? gass fra nye leverand?rland, ogs? langt fra markedet og fra politisk ustabile regioner, bli brakt til markedet (EU 2001d).

Liberaliseringen av det europeiske gassmarkedet vil sterkt kunne p?virke l?nnsomheten i v?re (og andre lands) foretatte og fremtidige investeringer og v?r rolle som gassnasjon. En liberalisering vil p? kort og mellomlang sikt kunne f?re til ?kt totaltilbud av gass, med derp? f?lgende prisfall og -fluktuasjoner (Austvik 2001c:45–52).

Omtrent samtidig med at Gassdirektivet ble vedtatt, fremmet EU et direktivforslag som siktet mot ? ?ke avgiftene p? all energibruk til erstatning for avgifter p? arbeid (EU 1997b). Avgifter p? bruk av gass i det regionalt avgrensede europeiske markedet vil kunne ha en tilsvarende effekt som en tollsats (for store land) for importlandene og presse produsentlandenes priser ned (Austvik 1997, 2000b, 2000c:53–62).

Selv om gassprisene fortsatt m? antas ? bli sterkt influert av oljeprisene  (som kan komme til ? holde seg h?ye fremover), peker utviklingen i retning av at produsentene ikke bare kommer til ? ta en ?kt kommersiell prisrisiko i det europeiske gassmarkedet (p? grunn av liberalisering av markedene), men ogs? ?kt usikkerhet knyttet til politiske beslutninger i andre land (p? grunn av m?ten liberaliseringen foretas p?, og gjennom ?ke avgifter p? bruk av gass).

Transmisjonsselskapene har p? sin side til n? operert b?de som grossister og transport?rer i markedet. Grossistrollen skal i et liberalisert marked bli erstattet ved at produsentene gjennom en st?rre og mer diversifisert kontraktsportef?lje selger gass direkte til kj?perne. Kj?perne er i hovedsak lokale distribusjonsselskaper (LDC), gasskraftverk og industrien (s?rlig kjemisk industri) (Austvik 2001c:34–35). N?r produsentene skal selge gass direkte til kj?perne, kan transmisjonsselskapene f? problemer med ? selge all den gass de allerede har kontraktert under langsiktige kontrakter med ulike produsenter. Liberaliseringen kan dermed f?re til at v?re langsiktige kontrakter vil m?tte reforhandles og/eller at gassen m? selges p? nytt (direkte til kj?perne). Alternativt kan transmisjonsselskapene g? konkurs dersom de ikke blir fritatt for eller f?r reforhandlet sine forpliktelser, eventuelt p? en force majeure-basis (Austvik 2001c:91–95).

For nye langsiktige kontrakter er det et problem for produsentene at det tar sv?rt lang tid fra en beslutning om utbygging fattes til produksjon faktisk finner sted. For felter som ikke n?r kravene til avkastning p? et gitt tidspunkt, vil utbygging enten m?tte utsettes eller legges p? is for overskuelig fremtid n?r usikkerheten om priser og leveringsbetingelser ?ker. B?de eksisterende og nye langsiktige kontrakter settes dermed under press; korte kontrakter blir mer dominerende.

B?de for kj?pere og produsenter blir det dermed et sp?rsm?l hvordan det samlede tilbudet  av gass kan orkestreres inn i markedet slik at en fornuftig total utnyttelse av gass som en ikke-fornybar ressurs oppn?s over tid. Her vil kort- og langsiktige interesser kunne bli satt opp mot hverandre. En full liberalisering vil kunne ?ke tilbudet av gass p? kort sikt. Siden investeringene i de store og fjerne feltene da kan g? ned, vil tilbudet p? lengre sikt kunne svekkes og med det gi h?yere priser enn de ellers ville v?rt.

Liberaliseringen p?virker dermed ogs? forbrukslandenes forsyningssikkerhet.  P? den ene siden vil forsyningssikkerheten kunne bedres n?r tilgangen til r?rledningene bedres og (s?rlig) ved fysisk ? f? bygd flere r?rledninger og gasslagre. P? den annen side vil en nedgang i de store investeringene svekke forsyningssikkerheten p? lengre sikt.

Slike erfaringer ble gjort i det amerikanske gassmarkedet, som opplevde sterkt prisfall etter dereguleringen p? 1980-tallet, ofte kalt ”the gas bubble” (Austvik 2000c:75–80). De manglende investeringene som samtidig fulgte, har f?rt til knapphet p? gass og h?yere priser i dag. I september 2000 var pris til husholdninger n?dd 10 $/tcf mot 6,8 $/tcf i 1998 (tcf = trillion cubic feet, som er den mengdeenheten amerikanerne m?ler gass i). Prisene til de amerikanske produsentene er p? sin side doblet de siste par ?rene, etter ? ha falt i ?rene etter dereguleringen, og er n? h?yere enn i Europa.

Noe tilsvarende har vi ogs? sett i oljemarkedet med de lave prisene i perioden 1986–99. Nettokapasiteten for oljeproduksjon (globalt) har vokst lite i denne perioden, og vi sitter i dag med et oljemarked med enda mindre ledig produksjonskapasitet enn under oljesjokkene i 1973–74 og 1979–80 (EIA 2000). Dette synes ? v?re en vel s? viktig grunn til at oljeprisene n?  har g?tt opp, som OPECs kvoteadministrasjon av produksjonen i sine medlemsland.

Som i oljemarkedet, om enn p? noe andre m?ter, har den europeiske gasshandelen ogs? implikasjoner for andre politikkomr?der enn energi. Siden gassproduksjonen krever utbygging av langsiktig, kostbar og uflyttbar transportkapasitet, skaper den et avhengighetsforhold med strategiske og sikkerhetspolitiske konsekvenser b?de for Norge og mottakerlandene (Austvik 2000d). De store bel?pene gasshandelen omfatter, gj?r dertil at alle land er opptatt av v?re handlinger p? dette omr?det. Norge har f?tt ?kt utenrikspolitisk betydning b?de for andre produsentland og for land som kj?per olje og gass, ikke bare n?r det er ufred.

Dette st?r i kontrast til at olje- og gassaktiviteten fra norsk side lenge har v?rt oppfattet som et rent ressurssp?rsm?l, og produktene som en vanlig handelsvare. Utlandet ser det betydelige omfanget av norsk olje- og gassvirksomhet som et sp?rsm?l som ogs? har klare utenriks- og sikkerhetspolitiske implikasjoner. Dette betyr at norske offisielle handlingssett p? olje- og gassektoren av utlandet blir betraktet som et sp?rsm?l som ogs? er av utenriks- og sikkerhetspolitisk karakter. Dette gjelder uansett norske  myndigheters egne motiver eller begrunnelse for sitt valgte handlingsm?nster (Kibsgaard et al. 2000). At dette forholdet kan gj?re oss til brikker i stormakters rivalisering, s? vi eksempler p? allerede tidlig p? 1980-tallet. I 1982 fors?kte USA ? gjennomf?re en embargo mot bygging av nye sovjetiske r?rledninger til Vest-Europa, med norsk gass som erstatningsalternativ (Austvik 1991a).

Norge kan i det europeiske gassmarkedet, gjennom sin st?rrelse og geografiske og politiske beliggenhet, ha st?rre potensial til ? p?virke priser, omsatte mengder og leveringssikkerhet for enkeltselskaper og land enn i de fleste andre internasjonale markeder vi selger v?re varer og tjenester. I det europeiske gassmarkedet er ikke Norge kun en prisfast kvantumstilpasser.  V?r rolle som stor gasseksport?r er ikke viktig utelukkende for n?ringsliv og ?konomi, men ogs? for norsk diplomati, utenriks- og forsvarspolitikk.

Situasjonen gir oss styrke og muligheter, men inneb?rer ogs? problemer og utfordringer. Den dokumenterer behov for en samlende norsk gasstrategi som fremmer v?re ?konomiske og politiske interesser overfor kj?perlandene og andre eksportland. I en utenrikspolitisk kontekst m? strategien utformes med bevissthet om at blant annet supermakten USA, kj?perland som europeiske stormakter som Storbritannia, Tyskland og Frankrike, samt konkurrentland som Russland og Algerie, og mulige nye leverand?rland fra Afrika, Midt?sten og Sentral-Asia, er opptatt av innholdet i den. Samtidig blir alts? gasseksporten stadig viktigere for oss selv.

”Den norske gassfabrikken” utfordres

Den ?kte europeiske integrasjonen f?rer til stor grad av harmonisering av deltakende lands konkurranse- og n?ringspolitikk. Dette gjelder ogs? for norsk petroleumssektor siden vi reelt og formelt er deltaker i EUs indre marked. Samtidig er olje og gass forskjellig fra andre varer og tjenester p? grunn av at de er ikke-fornybare ressurser. Ikke-fornybare ressurser m? forvaltes p? en annen m?te enn fornybare. I en periode med generelt fallende r?varepriser vil markedshensyn og markedsmakt ogs? tillegges vekt i forvaltningen.

Dette er viktige grunner til at s? godt som alle store olje- og gassproduserende land har andre regimer for petroleumsvirksomheten enn for annen ?konomisk virksomhet. De andre landene som eksporterer gass til det europeiske markedet, har organisert sin transmisjon og salg av gass under ett selskap kontrollert av nasjonale myndigheter. I Russland styrer Gazprom dertil mesteparten av den russiske produksjonen, mens Sonatrach har kontroll med all produksjon i Algerie. I Nederland kj?per Gasunie opp gassen fra produsent(ene) for videresalg, og styrer med det langt p? vei ogs? utvinningstakten.

Norge har for sin gass (hatt) en ordning der Olje- og energidepartementet koordinerer produksjonen mellom felter og selskaper gjennom Forsyningsutvalget (FU) og regulerer transmisjonen p? norsk sokkel og styrer salget av gass gjennom Gassforhandlingsutvalget (GFU) (figur 1). Transmisjonen av gass p? og fra norsk sokkel er organisert gjennom egne selskaper. Tariffene er til dels sv?rt forskjellige i ulike transportsystemer. Produsenter som ?nsker transport, m? forhandle om transportl?sninger og -betingelser med r?rselskapene. Selskaper som eier gass, men som ikke har en andel i det aktuelle transportsystemet (tredjeparter), vil generelt m?tte betale mer for transporten enn de som ogs? eier en andel av transportsystemet. Transporttariffene er uavhengige av prisene p? gass. H?ye transporttariffer kan i noen tilfeller flytte betydelig fortjeneste fra feltene til r?rselskapene, p? norsk sokkel s? vel som p? kontinentet. Samtidig opererer r?rselskapene med liten risiko.

Eksporten av norsk gass startet i 1977. Frem til n? har gassen i all hovedsak blitt solgt under langsiktige kontrakter. M?ten salget har foreg?tt p?, har imidlertid endret seg over tid. Kontraktene som ble inng?tt f?r Trollavtalen i 1986, var s?kalte feltutt?mmingskontrakter, der i prinsippet hele det aktuelle feltets reserver ble solgt. Trollavtalen fra 1986 og senere avtaler er p? sin side volumkontrakter der gassens opprinnelsesfelt ikke ble spesifisert. GFU, som ogs? ble opprettet i 1986, har her st?tt for de kommersielle forhandlingene med kj?perselskapene. GFU har best?tt av de norske selskapene Statoil (leder) og Norsk Hydro (tidligere deltok ogs? Saga). GFU har hatt ansvar for ? forberede og gjennomf?re alle forhandlinger om salg av norsk gass frem til kontraktinng?elsen, uansett hvilke selskaper som eier gassen.

I 1993 ble i tillegg FU opprettet med deltakelse ogs? av utenlandske selskaper som et r?dgivende organ for Olje- og energidepartementet (OED) i sp?rsm?l knyttet til utbygging og utnyttelse av felter og r?rledninger og allokering av inng?tte kontrakter til de enkelte felter. Alt i alt er det alts? myndighetenes ansvar og oppgave ? utpeke kontrakt- og leveransefelter til kontraktene gjennom FU, samt ? godkjenne de kommersielle avtalene fremforhandlet av GFU.

Den norske modellen for produksjon og salg av gass ble for det f?rste utviklet for at norske myndigheter gjennom konsesjonstildeling og FU skulle kunne ivareta samdriftsfordeler og norske interesser i en optimal ressursutnyttelse mellom ulike felter, og mellom olje- og gassproduksjon, og transmisjon p? norsk sokkel. For det andre ble det argumentert med at et sentralisert norsk gassalg gjennom GFU skulle svekke ensidigheten ved Statoil som den eneste selger av norsk gass. Samtidig var det et ?nske om ? styrke den norske forhandlingsposisjonen overfor markedet, som p? det tidspunkt var organisert som et kj?permonopol (monopsoni). For ? hindre at kj?perne skulle sitte p? begge sider av bordet i en forhandling, ble utenlandske selskaper p? norsk sokkel ikke tatt inn i GFU.

En slik konsentrasjon av ressursforvaltning, realisering av samdriftsfordeler og samlet salg er alts? vanlig hos produsenter som leverer til det europeiske gassmarkedet. Den norske ordningen er en noe l?sere form for samordning enn den vi finner i de andre eksportlandene, men er etablert av samme grunn. Hensikten er ? drive en forsvarlig ressursforvaltning gjennom ? 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 s? veid samlet inn i salgssituasjonen der en koordinering ogs? antas ? gi en bedre markedsposisjon enn om flere mindre enkeltvolumer ble tilbudt uavhengig av hverandre.

Selv om ordningen i enkelte tilfeller  kunne oppfattes som uheldig for ”mindre” gassfelter, som ikke selv forsvarer utbygging av nye r?rledninger og der produsenten ikke har eierandel i r?rledningen, har systemet langt p? vei sikret langsiktige investeringer og en realisering av vesentlige samdriftsfordeler mellom produksjon og transport for hovedtyngden av norsk gass.

Selv uten en formell samordning er imidlertid den norske gassproduksjonen sterkt konsentrert rundt noen f? felter og selskaper. Frem til midten av 1980-tallet bestod norsk gasseksport hovedsakelig av gass fra Frigg- og Ekofisk-omr?dene. Etter Frigg- og Ekofisk-kontraktene 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 p? 1990-tallet og vokser n? frem mot ?r 2010. Selv om disse avtalene var volumavtaler, og ikke feltutt?mmingskontrakter, vil gass fra Trollfeltet om f? ?r alene representere om lag 75 prosent av den totale norske gasseksporten. Hoveddelen av ?vrig eksport vil komme fra ”restgass” fra Ekofisk-omr?det, Sleipner, Oseberg og ?sgard.

Den st?rste gasseier er Statens direkte ?konomiske engasjement (SD?E – n? Petoro) som st?r for 30–63 prosent av de store feltene som n? vil dominere salget (Troll, Sleipner, ?sgard og Oseberg) og 40–73 prosent av de feltene som i stor grad n? fases ned (Gullfaks, Heimdal og Statfjord). Helstatlige (inntil v?ren 2001) Statoil og delstatlige Norsk Hydro eier hver i tillegg 9–20 prosent av hvert felt. Legger vi sammen eierandelene til Petoro, Statoil og Norsk Hydro, kommer vi opp i eierandeler p? 53–100 prosent, med et gjennomsnitt p? kanskje 70–80 prosent av feltene i produksjon. Petoro representerer alene over 40 prosent. Legger vi til utenlandske selskaper som Esso og Shell, representerer noen f? 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 Petoro som vesentlig part i alle r?rsystemer bygd etter at ordningen ble etablert i 1986. I forbindelse med privatiseringen av Statoil skal Petoro ?ke sine eierandeler i Statpipe og Norpipe, systemer der de i dag ikke har noen andel.

GFU–FU-ordningen ble skapt dels ut fra ressursforvaltnings- og samdriftshensyn, og dels ut fra markedshensyn. At ressursforvaltningen skal v?re slik at vi optimaliserer uttaket av gass over tid slik at maksimal mengde gass og olje kan produseres og at samkj?ringen mellom produksjon og transport blir mest mulig effektiv, b?r ikke v?re i strid med EUs interesser eller markedsliberalistiske prinsipper anvendt p? produksjon og transport av en ikke-fornybar ressurs. I sp?rsm?let om markedsmakt st?r vi p? den annen side i en interessekonflikt med kj?perlandene. Kritikken mot GFU er s?rlig tuftet p? argumentet om at horisontalt samarbeid mellom selskaper er illegalt i henhold til EUs konkurranselovgivning. Ordningens betydning for ressursforvaltning og samdrift er s? langt knapt nevnt fra EUs side.

Ordningen har blitt forsvart av norske myndigheter og selskaper med at de langsiktige kontraktene og den organisatoriske modellen sikrer at Norge kan fremst? som en stabil leverand?r av gass med ”fabrikkporter” i Emden, Zeebr?gge, Dunkerque og St. Fergus. Det norske argumentet har fremhevet at en endring av denne samlede ordningen vil sette langsiktige investeringer i fare og dermed svekke tilbudet av gass p? lengre sikt, noe som vil v?re en ulempe ogs? for kj?perlandene.

Gassdirektivet anvendt p? norsk sokkel vil p? sin side i prinsippet flytte salgspunktet for norsk gass fra grensen mot kj?perlandene (Emden, Zeebr?gge og Dunkerque p? kontinentet) til produksjonsfeltet. Kj?perne av gass skal direkte kunne forhandle med de enkelte norske produsentene og ikke med transmisjonsselskapene som i dag. En slik endring er ment ? redusere transmisjonsselskapenes (b?de p? norsk sokkel og p? kontinentet) viktige ?konomiske rolle i markedet. Det skal redusere effekten av transport?renes ofte monopollignende posisjon og skape mer effektivitet. Gassdirektivet har gjennom dette en direkte virkning p? m?ten vi ordner gassalget p?. N?r hver enkelt produsent (i prinsippet) skal selge sin gass, utfordres den samordnende salgsordningen under GFU.

Som E?S-medlem st?r Norge i en s?rstilling blant gasseksport?rene. Det ytre press mot organiseringen av norsk gassvirksomhet kommer formelt fra EUs regelverk. Et slik press har ikke v?re konkurrenter, Russland, Algerie eller potensielle nye eksportland. Sammen med Norge kan disse landene tenkes ? st? for veksten i tilbudet de n?rmeste ti?rene. Hvorvidt EU skal kunne forlange en helt annen struktur p? norsk gassvirksomhet enn i de andre eksportlandene, er en problemstilling det har v?rt stilt sp?rsm?l om.

Utover ressursforvaltningshensyn og hensynet til samdriftsfordeler vil et sp?rsm?l for Norge n? v?re hvordan vi innenfor EUs regler skal og kan organisere sektoren slik at vi ikke skaper en form for konkurranse mellom norske selskaper som presser priser i markedet ned p? bekostning av et langsiktig tilbud. Samtidig m? organiseringen v?re slik at selskaper gis anledning til ? dra fordeler av ?kt konkurranse nedstr?ms. Dette er markedshensyn vi som storeksport?r av gass (s? vel som andre eksport?rer) vil m?tte v?re opptatt av.

Som f?lge av modning av sektoren og endrede internasjonale markeder og spilleregler skjer det n? en vesentlig reorganisering av norsk petroleumsvirksomhet. I forbindelse med privatiseringen av Statoil v?ren 2001 ble Petoro etablert som et nytt selskap som skal ivareta statens interesser i SD?E. Det ble ogs? etablert et eget transportselskap for gass p? norsk sokkel (Gassco) (OED 2001). I juni 2001 ble GFU og FU varslet oppl?st i l?pet av ?ret. I tiden fremover skal selskapene selv selge sin gass.

For norsk gassalg er det imidlertid ikke n?dvendigvis slik at disse endringene m? svekke forhandlingssituasjonen i avgj?rende grad. Andelshaverne i hvert felt m? fortsatt koordinere sine salg med hverandre, og staten vil fortsatt sitte som dominerende eier p? tvers av alle de store feltene, gjennom Petoro og det dominerende eierskapet til Statoil og dels ogs? Norsk Hydro.

Innen de rammene som Gassdirektivet og utviklingen ellers setter, er det derfor langt p? vei mulig at Norge, som de andre eksportlandene, fortsetter et i hovedsak samlet salg av gass fra sokkelen. Det er samtidig mulig at transmisjonsselskapene fortsetter ? v?re de mest betydelige kj?perne av gassen, selv om markedet blir langt mer sammensatt enn tidligere. Det er  med andre ord mange kombinasjoner av liberalisering i ulike ledd gjennom gasskjeden som er mulig, med til dels h?yst ulike (positive og negative) virkninger for Norge. Det vil derfor v?re nyttig ? se n?rmere p? de politiske prosessene vi st?r i overfor EU, som grunnlag for ? vurdere hva vi kan forvente om utviklingen fremover.

EUs tiltak for et mer liberalt marked

Gassdirektivet er bare ett av flere tiltak og forhold som n? er med p? ? omforme det europeiske gassmarkedet. Vi kan si at EU politisk s?ker ? forsterke en utvikling der markedets vekst og byggingen av nye r?rledninger presser i retning av mer konkurranse og direkte kontakter mellom ulike akt?rer. Hensikten er ? gj?re markedet mer effektivt fra et konsument- og brukerst?sted, samt ? f? billigere gass. Disse m?lene kommer som en naturlig forlengelse av etableringen av et felles marked for alle varer og tjenester. Enhetsakten (The Single Act) fra 1986 og etableringen av Det indre markedet i 1993 forutsetter fri bevegelse av arbeid, kapital, varer og tjenester.

Allerede i 1988 la EU-kommisjonen til grunn at forhold innen det vesteuropeiske gassmarkedet fungerer i strid med prinsippene for Det indre markedet-:

 De st?rste hindringer for en fri bevegelse av naturgass i Europa er offentlig kontroll av import og eksport av naturgass og foretak som holder et monopol eller en dominerende posisjon som gj?r dem i stand til ? blokkere bevegelse av naturgass(EU 1988a: 63).

Om r?rselskapene i transmisjonssektoren sier Kommisjonen spesielt:

 Transport av gass i medlemsstatene er karakterisert ved eksistensen av formelle eller faktiske monopoler i markedet (... denne) eksistensen av dominerende eller monopolistiske transmisjonsforetak i hvert medlemsland f?rer til segmentering av Fellesskapets marked; disse foretakene kan begrense transporten av naturgass og til og med, der det ikke finnes lovgivning p? omr?det, blokkere import og eksport av gass (ibid.: 64).

Med bakgrunn i denne situasjonsbeskrivelsen dr?ftet Kommisjonen innf?ring av et s?kalt "Common Carriage" (CC)-system for transport av gass (Austvik 1990). Et slikt system skulle ha ?pen adgang for alle som ?nsker ? benytte det. Transmisjonsselskapene skulle kreve inn en "rimelig" tariff til dekning av sine utgifter og normal fortjeneste, men ikke ta inn renprofitt (fortjeneste utover den normale fortjenesten). Noen rask l?sning s? imidlertid ikke Kommisjonen for seg. Tiltakene som ble foresl?tt, hadde mer preg av steg p? veien. Det ble foresl?tt tre direktiver som siktet i retning av mer liberal gasshandel. Disse omfattet ?:

a) gj?re markedet mer gjennomsiktig (EU 1990),
b) tillate transitt av gass mellom h?ytrykks transmisjonsledninger (EU 1991a), og
c) ? innf?re tredjepartsadgang (TPA) til transmisjonsledningene samt ? splitte ("unbundle") transmisjonsselskapenes funksjon som b?de transport?r og grossist (EU1992).

Hensikten med Gassdirektivet er ? ”establish common rules for access to the market and for the criteria and procedures to be used when licensing the transmission, storage, and distribution of natural gas”. Direktivet inneb?rer at EU-land over en ti?rsperiode vil m?tte ?pne for mer direkte avtaler mellom produsenter og kj?perne. 20 prosent av markedet skal v?re tilgjengelig umiddelbart, 28 prosent etter fem ?r og 33 prosent etter ti ?r. Alle gasskraftverk skal kunne nytte ordningen, samt industrielle brukere over en viss st?rrelse. I startfasen skal de industrielle brukerne som kan nytte systemet, ha et forbruk p? minst 25 millioner kubikkmeter per ?r, minst 15 etter fem ?r og minst 10 millioner kubikkmeter etter ti ?r.

Den st?rste vanskeligheten med ? enes om direktivet gjaldt fastsettelsen av minsteandelene av de enkelte markeder som skulle ?pnes i planens tre faser. Debatten om dette tok nesten ett ?r etter at elektrisitetsdirektivet var vedtatt. Frankrike og Belgia ?nsket ? begrense liberaliseringen til ? omfatte et minsteniv? p? 15 prosent av markedene. Hensikten skal ha v?rt ? beskytte interessene til Gaz de France og Distrigaz, som begge har hatt n?r 100 prosent kontroll over import og transport i sine respektive land. P? den annen side ?nsket Storbritannia og Tyskland minst 28 prosent ?pning i planens f?rste fase. Disse landene fremf?rte argumenter om fordelene ved en raskere liberalisering.

En TPA-ordning skal ideelt sett f?re til at r?rselskapene kun opererer som transport?rer. Til n? har retten til transport i hovedsak v?rt forbeholdt eierne av r?rsystemene. Hensikten med direktivet er ? skape lettere og rimeligere adgang til gassens hovedveier for produsenter og kj?perne. I st?rre grad  skal disse kunne gj?re direkte avtaler seg imellom og ha rett til ? forhandle seg frem til en transportavtale med transmisjonsnettene. Det er, under direktivet, opp til de enkelte nasjonalstatene ? velge om de vil innf?re eksplisitt tariffering av transporttjenestene.

Det er ogs? adgang til ? inng? nye take-or-pay-kontrakter dersom nasjonale myndigheter tillater det. Det ble fastsatt en rekke regler for hvordan Kommisjonen skal kunne overpr?ve slike bestemmelser. Kommisjonens beslutninger kan i sin tur bare overpr?ves av EU-domstolen (EIA 1998). Direktivet fastsetter imidlertid ingen prosedyre for hvordan tvister skal l?ses f.eks. om hvilken tariff som skal betales for transporten dersom forhandlinger ikke f?rer frem (EU-domstolen, EFTA-domstolen, nasjonale myndigheter eller annet) under en forhandlet TPA-ordning.

Distribusjonsverkene (de lokale transportnettverkene) er heller ikke ber?rt av direktivet med mindre nasjonale myndigheter selv ?nsker det. Dette inneb?rer at distribusjonsverkene langt p? vei kan operere etter nasjonal politisk kontroll som i dag. Det regulerer heller ikke konkurransen p? produsentleddet. I sum er Gassdirektivet s?ledes et skritt p? veien mot et mer liberalt marked, men er alene relativt langt fra en fullstendig liberalisert markedsordning. I mars 2001 signaliserte EU p? den annen side en forsering av tempoet i liberaliseringsprosessene (EU 2001a). Det synes rimelig ? forvente flere direktiver i ?rene fremover.

Alt i alt er det noks? sikkert at markedet blir annerledes enn f?r, det blir mer mangfoldig og ”liberalt”, men det er ikke ?penbart hvor langt utviklingen konkret vil g? og p? hvilke omr?der og i hvilke markedssegmenter endringene vil ha de st?rste konsekvensene for oss. Avhengig av hvordan utviklingen blir, kan vi b?de tape og tjene p? endringene. I august 2001 stilte EU seg faktisk dels p? norske myndigheters side ved ? kreve en raskere ?pning av transmisjonsledningene p? kontinentet slik at norske produsenter lettere kan selge direkte til de enkelte kj?perne (EU 2001c).

Virkninger p? priser og kontrakter

Prisvirkningen av liberalisering i de ulike ledd i gasskjeden avhenger av hvordan markedet blir liberalisert. Som grunnlag for diskusjonen kan det her v?re nyttig f?rst ? studere hvordan et (teoretisk) fullstendig liberalisert gassmarked, alts? ordninger som g?r lengre enn Gassdirektivet, ville fungere, men som liberaliseringsprosessene beveger seg i retning av.

I et perfekt liberalisert marked ville transportleddene (transmisjon og distribusjon) f? sine fortjenestemarginer bestemt av en reguleringsmyndighet eller av konkurranse. Samtidig skal produsentene selge direkte til distribusjonsverk, kraftverk og store industrielle brukere (gass-til-gass-konkurranse), som bestemt under TPA-direktivet. Dette inneb?rer at transmisjonsselskapenes grossistrolle vil bli redusert og at de i hovedsak skal fungere som transport?rer av gass mot en tariff, som i et bomfinansiert veisystem. I et slikt marked vil transmisjonsselskapenes marginer bli lavere enn i dag (ideelt sett skal de bare inkludere normal fortjeneste). Bruttomarginene vil i en mer direkte form enn under dagens markedsordning v?re uavhengig av prisendringer i markedet da de ikke lenger i samme grad er resultat av forhandlinger. R?rselskapene kan i et fullstendig liberalisert marked bli mer opptatt av ? p?virke reguleringsmyndigheten som setter rammene for deres virksomhet (principal-agent-situasjon).

Med sluttbrukerpriser fastsatt av konkurrerende energipriser b?r transportleddenes lavere marginer tilfalle produsenten/eksport?ren. Imidlertid er det sannsynlig at et mer liberalt gassmarked ogs? vil f?re til flere, mer kortsiktige kontrakter for eksport?ren, inkludert spot- og terminmarkeder. Det vil bli st?rre prisvariasjoner, ogs? gjennom ?ret. Eksport?ren skal jo ta over det kontraktsleddet som i dag h?ndteres av transmisjonsselskapene som selgere av gass. Dette kan f?re til st?rre variasjoner i  gassprisene for eksport?rene p? kort og mellomlang sikt etter hvor stramt gassmarkedet er. I perioder vil det kunne gi b?de h?yere og lavere priser enn prisen p? alternativene. Ustabiliteten vil oppleves som en ulempe i forhold til dagens situasjon.

Siden et liberalisert gassmarked vil kunne f?re til mer ustabile priser for produsent/eksport?r, vil pris til produsent kunne g? ned dersom markedet samtidig som liberaliseringen finner sted er svakt ("overskuddstilbud"), selv om bruttomarginene til transmisjon og distribusjon g?r ned (Austvik 2000c:87–91). De enkelte gasselskaper vil som regel ha et kortere tidsperspektiv for sin produksjon enn Norge som nasjon har, og i f?rste omgang ?ke tilbudet av gass n?r de f?r mulighet til det. En stram  markedssituasjon vil (p? lengre sikt) p? den annen side kunne forsterke den positive priseffekten liberaliseringseffekten (partielt sett) kan ha for produsenten, idet sluttbrukerprisene da vil kunne holdes h?yere enn utgangsprisen ("overskuddsettersp?rsel") i en periode. Herunder er det viktig ? merke seg at kort og mellomlang sikt i et gassmarked kan dreie seg om fem til ti ?r, blant annet p? grunn av lange etterslep i tid mellom investeringsbeslutninger og det tidspunkt produksjon faktisk finner sted. Kort og mellomlang sikt kan dertil v?re forskjellig i et stramt og i et svakt marked. Et stramt marked med h?yere priser til produsent vil kunne f?re til redusert vekst i ettersp?rselen etter gass. Overstiger prisen substituttprisen, vil gassettersp?rselen over tid g? ned.

Gassdirektivet, og/eller konkurranse mellom r?rledninger, vil f?re til at transmisjonsselskapenes kunder i de fleste tilfeller vil kunne f? lavere innkj?pspriser og dermed h?yere fortjeneste, p? grunn av ?kt gass-til-gass-konkurranse ved utl?pet av r?rledningene (flere selgere). Det press transmisjonsselskapene eventuelt vil f? p? prisene til sine kunder, vil legge press p? deres marginer, all den tid de er bundet av langsiktige TOP-kontrakter med blant annet Norge som gasselger. Dette kan f?re til ?nsker fra transmisjonsselskapene om ? reforhandle allerede inng?tte kontrakter med eksport?rene, ut fra et force majeure-argument om endrede politiske rammebetingelser de ikke er herre over. B?de de inng?tte kontraktene og utviklingen av nye store gassfelter p? norsk sokkel vil dermed kunne trues av usikkerheten vedr?rende niv? p? og stabilitet i prisene. Ved overskuddsettersp?rsel vil volumene da kunne m?tte holdes tilbake for ? hindre et overskuddstilbud med prisfall til f?lge. Et prisfall vil kunne gj?re investeringene ul?nnsomme. L?nnsomheten i gassinvesteringene (felt og r?r) er i dag allerede d?rligere enn investeringene i oljeproduksjon.

En liberalisering f?rer til at norske salgskontrakter kan bli mer mangeartede og kortsiktige. Dette vil s?rlig gjelde nye kontrakter, men kan ogs? bli alternativet dersom utviklingen skulle g? s? langt at eksisterende kontrakter blir oppl?st. Det kan da bli mer fordelaktig ? inng? direkte kontrakter med kj?perne enn ? reforhandle de gamle med transmisjonsselskapene. Det er imidlertid ikke n?dvendigvis slik at det gjennomsnittlige niv?et p? eksportprisene m? bli lavere enn i dag i et perfekt liberalisert marked selv om prisen til brukerne skulle g? ned. R?rselskapenes antatt lavere bruttomarginer vil delvis ogs? kunne tilfalle produsentene.

Nettoutfallet av lavere transportkostnader og lavere priser hos kj?perne, for oss som eksport?rer, avhenger ogs? av hvordan vi klarer ? dra fordeler og unng? ulemper av utviklingen. Transmisjonsselskapene tar en h?y fortjeneste for ? ut?ve rollen som grossist og markedsbalans?r under dagens markedsordning, noe norske eksport?rer vil kunne se som verdifullt ? ta over. Utover ressursforvaltnings- og samdriftshensyn vil det v?re viktig ? opprettholde st?rst mulig markedsmakt overfor kj?perne siden det fortsatt vil v?re en grunnrente til fordeling. Akt?rene i markedet vil, partielt sett, tjene p? at det blir ?kt konkurranse i et annet ledd i gasskjeden, men vanligvis ikke p? at det blir ?kt konkurranse i det ledd en selv opererer innenfor. Men det er ikke bare kommersielle selskaper som vil v?re akt?rer her. Ogs? forbrukslandene vil ha interesse i ? innkassere grunnrenten. Instrumentet for ? gj?r dette er i s? fall ?kte avgifter p? bruk av gass. Vi skal komme noe tilbake til dette mot slutten av artikkelen.

Hvem vil selge ny norsk gass?

B?de markedsutviklingen og de politiske tiltakene peker alts? i retning av at produsentene i ?kende grad m? selge gass direkte til kj?perne. Transmisjonsselskapene skal i et liberalisert marked helst virke som rene transport?rer mot kostnadsdekning, slik at deres transport- og lagerholdsfunksjon og rolle som grossist opph?rer eller skilles (”unbundling”). En viktig effekt av dette er at allerede inng?tte norske langsiktige kontrakter (”gammel” gass) kan p?virkes. Betingelsene for den gamle gassen kan komme til ? m?tte bli reforhandlet, eller solgt p? nytt. Kj?perne av ”ny” norsk gass (nye kontrakter) vil ikke i samme grad v?re de samme som f?r (transmisjonsselskapene), men transmisjonsselskapenes n?v?rende kunder.

Til i dag har norske myndigheter styrt produksjon, transport og salg frem til importlandets terminal. De har brukt de modeller de har ment var de beste for ? f? dette til, ut fra hensyn til kostnadseffektivitet og ressursforvaltning, herunder tjenester fra ulike norske og utenlandske selskaper. I dette bildet har FU og GFU spilt viktige roller. Et samlet norsk gassalg har mange elementer i seg som ivaretar rasjonell ressursforvaltning og utnyttelse av samdriftsfordeler ogs? i forhold til oljeproduksjonen. Et sp?rsm?l (som EU stiller) er om et norsk gassalgsmonopol er n?dvendig for ? ivareta disse hensynene, eller om salget kan ordnes p? andre m?ter som ogs? fremmer konkurransen p? tilbudssiden i markedet.

Et ytterpunkt for norsk gassalg i fremtiden er at det, til tross for GFU-avviklingen, i realiteten fortsetter tiln?rmet samlet, p? grunn av den sterke felt- og eierkonsentrasjonen. I et liberalisert marked vil vi da (tiln?rmet samlet) selge gass direkte til kj?perne i stedet for til transmisjonsselskapene. Vi g?r med det forbi transmisjonsselskapene som grossister. Dette er illustrert ved pil I i figur 2. Dette kan inneb?re en bedring for Norge i forhold til dagens situasjon, siden den styrker v?r relative forhandlingsposisjon i markedet dersom vi ser bort fra transaksjonskostnader. ESAs motargument mot et slik utfall vil s?rlig v?re at det opprettholder et tiln?rmet de facto norsk salgsmonopol overfor kj?perne.

Ytterpunktet for ? skape mest mulig konkurranse i salget vil p? sin side v?re at de enkelte lisenshaverne p? hvert felt selger sin gass uavhengig av hverandre (pil II og videre p? pil III), og slik splitter hvert felt maksimalt. Dette er EUs utgangspunkt. Det synes imidlertid lite trolig at en slik ordning kan realiseres i noe vesentlig omfang. En lisenshaver med en gitt prosentandel av et felt kan ikke selge mer gass enn andelen tilsier, og dette volumet avhenger av hva alle de andre lisenshaverne selger. Sammen med gassproduksjonen produseres som regel dessuten ogs? olje. Fra et ressursutnyttelsessynspunkt m? produksjonen av olje og gass optimaliseres i forhold til hverandre for at reservoarene skal utnyttes optimalt. Det ville v?re n?r umulig ? foreta noe omfattende salg fra en lisenshaver i et felt uten samordning med de andre lisenshaverne selv om en kan tenke seg ulike l?fteordninger som skjevfordeler salget i perioder. Dette peker i retning av at det lavest mulige niv? for definisjon av en produsent vil m?tte bli p? produksjonsomr?de eller -felt (pil III).

Siden tyngden av norsk gassproduksjon best?r av noen f? felter, med en sterk konsentrasjon p? eiersiden med statlig norsk dominans p? tvers av feltene, vil det fortsatt v?re sterk konsentrasjon rundt de samme akt?rene som til i dag har h?ndtert norsk gassalg gjennom GFU. En opphevelse av GFU vil dermed ikke n?dvendigvis endre selgerkonsentrasjonen m?lt ved felt eller selskap p? norsk sokkel fundamentalt.

N? vil samdriftsfordelene mellom feltene og det norske transmisjonssystemet variere. En innf?ring av en TPA-ordning p? en del av r?rledningene p? norsk sokkel vil det sannsynligvis i utgangspunktet v?re vanskelig ? argumentere mot ut fra et generelt samdrifts- og resssursforvaltningssynspunkt, mens det vil v?re lettere for andre. Gjennom en TPA-ordning kan en del marginale felt lettere kunne bli solgt enn under dagens system der de norske transmisjonsselskapene kan nekte transport eller ta prohibitive tariffer. R?rselskapene p? norsk sokkel, som p? kontinentet, kan ha fortjenestemarginer som langt overstiger normal fortjeneste, selv om de varierer sterkt. De overstiger ofte ogs? fortjenesten til produsentene av gass, noe som kan v?re uheldig fra et incitamentssynspunkt overfor produsentene (jf. Marathons sak mot Statoil og Ruhrgas). Dette var en del av bakgrunnen for tankene bak det s?kalte GasLed-prosjektet. I GasLed-prosjektet skulle eierinteressene til flere av de norske transmisjonsselskapene samles for ? ivareta t?rrgasstransport fra norsk sokkel til kontinentet (Statpipe, Zeepipe, NorFra/Franpipe og Europipe II). Selskapene ble verdsatt i forhold til hverandre og s?knad om etablering ble sendt norske myndigheter h?sten 1995, men ble avsl?tt (Elfs ?rsrapport 1995 og 1996 og Stortingsproposisjon nr. 15 for 1996–97).

Innen  rammen av Gassdirektivet slik det i dag st?r, er det opp til nasjonale myndigheter om det skal v?re en forhandlingsl?sning eller offentlig regulerte tariffer for transport. Siden den norske staten sitter med tilsvarende konsentrasjonsgrad p? eiersiden rundt Petoro, Statoil og Norsk Hydro p? transportsiden som den gj?r p? produksjonssiden (i enkelte tilfeller over 80 prosent), synes det sannsynlig at Norge vil velge en forhandlet TPA-ordning. I f?rste omgang er det derfor vanskelig ? se at innf?ring av TPA p? norsk sokkel vil endre dagens system i betydelig grad.

Et annet sp?rsm?l, b?de p? norsk sokkel og i markedet for ?vrig, er hva som vil skje dersom en part klager et avslag p? transport eller en tariff inn for EU for vurdering, for eksempel av konkurransedirektoratet DGIV. N?r slike klager eventuelt m?tte komme, er det mulig at en regulert TPA-ordning i alle land tvinges  igjennom. Muligheten for innf?ring av noen form for de facto reguleringsmyndighet fra EUs side legger modererende press p? alle transmisjonsselskapers (offshore og onshore) eksplisitte eller implisitte tariffering. EU sendte i mars 2001 signaler om en forsering av denne prosessen hvor ogs? etablering av nasjonale reguleringsmyndigheter inng?r (EU 2001a).

Det er p? den annen side ogs? mulig at liberaliseringen skjer fortere hos oss enn nedstr?ms i markedet. Det kan fortsatt tenkes at transmisjonsselskapene i relativt stor grad fortsetter ? v?re kj?pere av gass. En begrenset oppsplitting av norsk gassalg, som diskutert ovenfor, med bibehold av den sterke kj?perposisjonen til r?rselskapene, vil kunne svekke den samlede norske forhandlingsposisjonen (pil IV). Dette er et norsk worst-case-scenario.

Uavhengig av liberaliseringsform og -grad vil vi som storeksport?r av gass fra store og kostbare felter trenge en modell som gir oversyn over ulike samdriftsfordeler og fortjenestefordelingen gjennom gasskjeden, og mange av (om ikke alle) disse interesser og synspunkter m? EU ogs? dele. Siden gass er en ikke-fornybar ressurs, er det grunner til noen grad av kontroll med hvordan ressursene totalt blir tatt ut og solgt, ogs? ut fra konsumentlandenes langsiktige interesser. I enda mindre grad enn nedstr?ms i markedet vil det v?re mulig ? finne enkle en-gang-for-alle-l?sninger som b?de ?ker konkurransen, sikrer en forsvarlig ressursforvaltning og det langsiktige tilbudet av gass. Disse dilemmaene vil EU  i st?rre grad ogs? m?tte fokusere p? fremover, ikke minst om energiprisene fortsetter trenden oppover, og den langsiktige forsyningssikkerheten igjen kommer mer i fokus.

Behovet for en norsk gasstrategi

Norges situasjon overfor EU p? gassomr?det representerer den nye virkeligheten de fleste ?konomiske og politiske akt?rer i dag st?r overfor i internasjonal handel og politikk. Rammene og spillereglene for de internasjonale ?konomiske integrasjonsprosessene settes i stadig st?rre grad globalt gjennom institusjoner som WTO og EU. Energicharteret (IEA 1995) er et fors?k p? innf?re WTOs prinsipper p? energisektoren ogs? for land som ikke er medlem av WTO. I disse og andre internasjonalt viktige fora er r?vareprodusenter ofte i mindretall og blir lett en politisk svak gruppe. I den moderne, internasjonale integrerte ?konomien er spillereglene forskjellig fra den tid da eiendomsretten til ressursene var avgj?rende for utnyttelsen av dem og p?f?lgende inntjening ved salg. Utviklingen i og omorganiseringen av det europeiske gassmarkedet, og ogs? avgiftspolitikken for olje og gass, understreker at makten i energimarkedene n? i vel s? stor grad ligger hos konsument- som hos produsentlandene.

Siden gass er en ikke-fornybar og strategisk ressurs i det europeiske markedet, vil  samtidig markedsliberalisering over tid kunne ha litt andre virkninger p? priser og tilbud enn det den vil ha i mange andre markeder. De fleste parter vil i utgangspunktet v?re interessert i ? finne l?sninger som tar hensyn til effektivisering,  optimal ressursforvaltning og samdriftsfordeler. Et slikt marked vil imidlertid vanskelig kunne liberaliseres ved hjelp av konkurranse alene. Fortsatt eksistens av grunnrente ogs? i et liberalisert europeisk gassmarked bidrar til at det m? forventes ? forbli mer politisert enn de fleste andre internasjonale markeder. Politiske handlinger og kommersielle strategier vil p?virke hvordan grunnrenten til slutt fordeles. Vi kan ikke regne med at parter med ulike interesser p? dette punktet kommer til ? bli fullt ut enige om hva som er den ”riktige” modell for det europeiske gassmarkedet fra produsent til brenner s? lenge det er slik at liberaliseringsprinsippene kan tolkes i ulike retninger (Austvik 2000a).

Max Webers klassiske definisjon fremhever sannsynligheten for at individer eller grupper f?r sin vilje i en relasjon basert p? interessemotsetninger eller konflikt. I et slikt perspektiv vil materielle ressurser og formelle posisjoner st? sentralt i analysen, men rammen for ut?velse av slik makt vil gjerne v?re innebygde skjevheter i utbredte normer, forestillinger og autoritativ kunnskap. At ?konomiske prosesser har en makt- og demokratidimensjon, er allment akseptert. Weber dr?ftet dette innen rammen av nasjonalstaten: ’Processes of economic development are in the final analysis also power struggles, and the ultimate and decisive interest at whose service economic policy must place itself are the interests of national power’ (Andersen ? Austvik 2000). Sp?rsm?l om organiseringen av markedet s? vel som p? norsk sokkel m? forventes fortsatt ? v?re sterkt politisert i overskuelig fremtid, der ?konomisk og politisk rasjonalitet skal balanseres inn i partenes mulighet og evne til ? n? sine m?l.

Selv om Norge b?de ?konomisk, politisk og forsvarsmessig er alliert med konsumentlandene, og har mange fellesinteresser med disse, m? vi derfor v?re klar over at vi er noks? alene om ? ivareta v?re samlede interesser som gasseksport?r. Sp?rsm?l om organiseringen av det europeiske gassmarkedet s? vel som virksomheten p? norsk sokkel m? forventes ? inneb?re kontroversielle elementer mellom Norge og EU i tiden fremover. ?konomisk og politisk rasjonalitet skal balanseres inn i partenes mulighet og evne til ? n? sine m?l. Som sm?stat i de fleste sammenhenger, men hovedakt?r i et av Europas viktige energimarkeder, vil derfor betydelige krav og utfordringer bli stilt fremover til norske politiske og kommersielle gassakt?rer. Herunder er det viktig ? f? innflytelse p? energipolitiske beslutninger i EU.

Et kommersielt viktig moment for Norge ved EUs gassdirektiv er at usikkerheten ved prisutviklingen ?ker betraktelig. Sammen med den annonserte ?kningen av energibeskatningen vil prisene til eksport?r kunne presses ned. En del gass vil lettere kunne komme p? markedet gjennom liberaliseringen, men samtidig blir det mindre attraktivt for produsentene ? investere i de store og sv?rt kostbare prosjektene som ligger langt fra markedet.  Dette vil true forsyningssikkerheten p? lengre sikt. Det kan derfor se ut til at EU ikke fullt ut har tenkt gjennom de langsiktige effektene av ?nskene om full liberalisering av tilbudssiden i det europeiske gassmarkedet. Diskusjoner mellom EU og Russland om dobling av gassleveransene etter langsiktige kontrakter er p? den annen side tegn p? at denne delen av EUs energipolitikk i st?rre grad n? ?nskes styrt politisk. EU har annonsert en analyse av tilbudssiden i det europeiske gassmarkedet mot slutten av 2001 (EU 2001d).

Som vi har diskutert ovenfor, vil hvem som tjener og taper p? en liberalisering v?re avhengig av hvordan liberaliseringen finner sted, og hvordan kommersielle og politiske akt?rer i de enkelte ledd i gasskjeden opptrer, hver for seg og sammen. Uavhengig av politiske vedtak vil norsk gass i ?kende grad uansett m?tte selges direkte til distribusjonsselskaper, industrien og gasskraftverk. Markedsutviklingen og politiske vedtak tvinger frem nye kommersielle strategier, ?ker behovet for nye former for samspill mellom industrien og norske myndigheter og stiller nye krav til myndighetene for ? p?virke og samspille i utformingen av internasjonale institusjoner og egen, kj?perlandenes og andre eksportlands energipolitikk.

I det europeiske gassmarkedet kan Norge v?re f?lsom, eventuelt s?rbar, i avhengigheten av ? eksportere gass til EU, alt ettersom energi-, milj?- og avgiftspolitikken i EU og EU-land blir utformet (Austvik 1999). Det er behov for utvikling av en helhetlig norsk gasstrategi som omfatter m?ten vi organiserer produksjon, transport og salg av norsk gass p?, hvordan vi forholder oss til EU og EU-lands energi-, milj?- og avgiftspolitikk og forholdet til andre eksport?rer av gass. For ? bli konsistent m? en norsk gasstrategi utvikles p? grunnlag av en forst?else b?de for ?konomiske og politiske forhold i seg selv og for deres sammenhenger. ?konomiske analyser vil her kunne dr?fte hvordan ?konomien og samfunnet virker under (ulike) forutsetninger om rammer, spilleregler og akt?renes posisjoner. Politikken vil p? sin side omfatte forhandlinger (inkludert diplomati) og bruk av posisjoner og makt, og utvikling og p?virkning av institusjonelle forhold i det norske og internasjonale samfunnet.

En del av en strategiutvikling m? omfatte m?ten ? organisere produksjon, transport og salg av gass p? innen rammen av en mer integrert internasjonal ?konomi. Den m? ogs? omfatte m?ter ? forbedre kvaliteten og fleksibiliteten i de produktene vi tilbyr i markedet p? og hvordan kostnadsreduksjoner i produksjon og transport kan n?s, slik at merverdiskapningen ?ker ogs? gjennom nye produkter og markeder. Heri inng?r sp?rsm?let hvordan norske selskaper b?r utnytte de mulighetene markedsliberaliseringen ?pner for gjennom ? engasjere seg sterkere nedstr?ms gjennom vertikal integrasjon, og i hvilken grad nedstr?msselskaper skal tillates ? integreres oppstr?ms p? norsk sokkel.

Ogs? forholdet til andre gasseksporterende land er viktig. Andre gasseksport?rer, og s?rlig Russland, vil v?re konkurrenter til norsk gass i markedet. Samtidig er det slik at gassprisen er relativt lik for de enkelte eksport?rene. Norge f?r alts? ikke noen prispremie for politisk tilh?righet eller p?st?tt bedre leveringssikkerhet enn russerne (Austvik 1986). Det vil v?re viktig for Norge ? f?lge med i russisk energipolitikk.

Liberaliseringen og norske interesser

Den ?kte ustabiliteten vil v?re negativt for Norge og inneb?rer en st?rre risiko for gasselgerne. Prisnedgangen som i f?rste omgang kan bli virkningen, vil kunne f?re til en stopp-og-g?-politikk i investeringer og inntekter. N?r prisene faller, svekkes investeringslysten, og forbruket ?ker. N?r prisene har holdt seg h?ye en tid, og forventningene om at de skal fortsette p? dette h?ye niv?et er til stede, foretas investeringer som kan f?re til overskuddstilbud i markedet med p?f?lgende prisfall.  B?de forbrukere og produsenter har felles interesse i stabile priser og forsynings-/leveransesikkerhet i energimarkeder da energi inng?r i annen industriell virksomhet og er en grunnleggende vare for den enkelte forbruker. Ingen av disse fellesinteressene blir borte med den p?g?ende liberaliseringen av de europeiske energimarkedene. For Norge gjelder det her ? finne felles forst?else med EU for gassektorens s?regenheter.

EU krever n? en annen struktur p? norsk gassvirksomhet enn i de andre eksportlandene som f?lge av v?r E?S-avtale og de konkurranseregler som f?lger av den. Det b?r imidlertid fra Norges side v?re et krav om at EU formulerer en energipolitikk f?r den ut?ver en konkurransepolitikk p? et s? vidt spesielt omr?de som energisektoren. Uten en kopling mot gassektorens s?regenheter, blir det interessant ? se om trusselen om milliardb?ter mot et statsp?lagt samarbeid mellom et 100 prosents og et (i mesteparten av tiden) 51 prosents statseid selskap virkelig kan vinne frem.

Det er imidlertid flere forhold enn organiseringen av gassproduksjon og -salg som er viktig for Norge. For det f?rste lar Gassdirektivet det v?re opp til det enkelte land ? velge forhandlet eller regulert TPA. Dette gj?r at det er mulig det ikke skjer s? mye nedstr?ms som intensjonen bak direktivet legger opp til. I modifiserte former kan det derfor tenkes at transmisjonsselskapene fortsetter ? v?re betydelige kj?pere av gass. En bekymring for dette uttrykker EU-kommisjonen i sin pressemelding 2. august 2001 (EU 2001c). I denne henstiller den til medlemslandene ? sikre at norsk gass f?r reell adgang til kj?perne. Markedsliberaliseringen vil alts? ikke bare svekke norsk gasseksport. Gassdirektivet er positivt for de norske gasselgerne i og med at de f?r bedre ?pning til markedene p? kontinentet. Dette vil samtidig bedre EU-landenes forsyningssikkerhet.

For det andre er Gassdirektivet ment ? gi lavere priser til forbrukerne. Det er imidlertid langt fra sikkert at dette vil bli effekten p? lang sikt. Ved at EU fremtvinger konkurranse i dette markedet, overlates prisfastsettelsen i st?rre grad til forholdet mellom tilbud og ettersp?rsel p? gass. I dag er prisene i hovedsak knyttet til prisene p? oljeprodukter. P? kort sikt tilsier dette ?kte prissvingninger. En h?y pris i en periode kan ikke s? lett m?tes av ?kt tilbud da det tar tid ? fremskaffe nye gassreserver, som ogs? bare finnes noen f? steder. En lav pris i en periode leder til redusert kapasitetsutbygging med betydning for tilbudet p? lengre sikt. Dersom utbyggingen av nye gassreserver t?rker inn, vil prisene stige p? lengre sikt og true EUs forsyningssikkerhet.

For det tredje foresl?r EU ogs? en omlegging av skattepolitikken der lavere skatt p? arbeid skal kompenseres ved ?kte energiavgifter. Avgifter p? den milj?vennlige gassen skal ?ke like mye som avgiftene p? det forurensende kullet (EU 1997b). Det er alts? slett ikke sikkert at forbrukerne og industrien heller vil se s? mye til de lavere prisene. Siden EU dominerer det europeiske gassmarkedet p? ettersp?rselssiden, vil harmoniseringen av avgiftene samtidig legge et trykk p? prisene til produsent og virke omtrent som en importtoll. Vinnerne i det nye europeiske gassmarkedet kan dermed bli statskassene i EU-landene p? bekostning av forbrukere og produsenter. De annonserte ?kte avgiftene p? v?rt etter hvert viktigste eksportprodukt representerer over tid den kanskje mest alvorlige trussel for de norske gassinntektene. Her har vi en klar interessekonflikt med EU.

Norges forhold til omverdenen p? et s?vidt komplekst omr?de som gassektoren m? h?ndteres b?de interdisiplin?rt og -departementalt. Det kan ha v?rt en svakhet ved utformingen av den norske gasspolitikken at den i sv?rt liten grad har v?rt gjenstand for offentlig debatt med sikte p? ? evaluere eksisterende ordninger og generere innspill til reformer og strategier i forbindelse med ytre endringer. Isteden har man, som norsk hoppsport gjorde, motsatt seg det nye og holdt fast p? de gamle stilarter. En mer ?pen debatt kunne gj?re det lettere ? f?re en politikk som h?ndterer kombinasjonen av felles og motstridende interesser mellom Norge og EU p? dette feltet.
 

Litteratur:

Andersen, Svein ? Austvik, Ole Gunnar, 2000: Nasjonal handlefrihet - nye internasjonale rammebetingelser: Petroleum, makt og demokrati, Forprosjekt til Makt- og demokratiutredningen 1998-2003. Unipub forlag. August.

Austvik, Ole Gunnar, 1986: "Political Gas Pricing Premiums: The Development in West Germany 1977-1985", OPEC Review no. 2 June 1987.

Austvik, Ole Gunnar, 1990: Europe 1992; Introduction of Common Carriage for Natural Gas?, Discussion Paper M-90-01, Energy and Environmental Policy Center, John F. Kennedy School of Government, Harvard University July/1990. 105 pages.

Austvik, Ole Gunnar, 1991a: "Stormaktsinteresser og norsk petroleumspolitikk", Internasjonal Politikk nr.1/ 1991

Austvik, Ole Gunnar, 1991b: Norwegian Gas in the New Europe; How Politics Shape Markets, NUPI/Vett ? Viten August 1991, 144 Pages, Norwegian Foreign Policy Studies no.76

Austvik, Ole Gunnar, 1996: "Avgifter og petroleumspriser. Tar forbrukslandene olje- og gassinntektene?", Sosial?konomen x/1996 mai.

Austvik, Ole Gunnar, 1997: "Gas pricing in a liberalized European market; Will the rent be taxed away?", Energy Policy vol 20/no.12 pp. 997-1012. Elsevier Science.

Austvik, Ole Gunnar, 1999: "Norges avhengighet av olje- og gassmarkedene". Internasjonal politikk nr. 3 / 1999.

Austvik, Ole Gunnar, 2000a: Economics of Natural Gas Transportation , Forskningsrapport no. 53  H?gskolen i Lillehammer August  2000. 64 pages.

Austvik, Ole Gunnar, 2000b: Government Taxation and Supply of Gas, Presentation at the European Gas Supply Conference, Europaprogrammet ? Russian Academy of Sciences. Oslo September 13, 2000. Arbeidsnotat nr. 115 / 2000 H?gskolen i Lillehammer.

Austvik, Ole Gunnar, 2000c: Norge som storeksport?r av gass. Europa-programmet desember.  114 sider.

Austvik, Ole Gunnar, 2000d: Norges som storeksport?r av gass; Uten- og sikkerhetspolitiske konsekvenser, Det sikkerhetspolitiske bibliotek nr. 8 - 2001.  Den norske atlanterhavskomiteen, Juni 2001.

Austvik, Ole Gunnar, 2000e: Drivkreftene i oljemarkedet. Forskningsrapport ved H?gskolen i Lillehammer nr. 50 mars.

Energy Information Administration, EIA (annual); International Energy Outlook, US Department of Energy

European Union (EU), 1988a: The Internal Energy Market, "Commis-sion Working Document", May.

EU, 1988b: The Need for Greater Integration of Europe's Gas Grid. Energy in Europe no. 10.

EU, 1990: Council Directive of 29 June 1990 concerning a community procedure to improve the transparency of gas and electricity prices charged to industrial end-users, CEL-Title: 90/377/EEC

EU, 1991a; Council directive of 31 May 1991 on the TRANSIT of natural gas through grids, CEL-Title 91/296/EEC

EU, 1991b; Reports of the Consultative Committees on Third Party Access to Natural Gas Networks, Directorate General for Energy, Brussels

EU, 1992: Proposal for a Council directive concerning common rules for the internal market in natural gas, (Third Party Access, TPA, directive) Com (91) 548 Final SYN 385, European Union, Brussels

EU, 1993 European Parliament: Draft Report on the Commissions Proposal for a Council Directive Concerning Common Rules for the Internal Market in Natural Gas", Committee on Energy, Research and Technology, Claude Desama. Com (91) 0548 Final c3-0103/92 SYN 385.

EU, 1997a: Directive of the European Parliament and of the Council concerning common rules for the internal market in electricity. Directive 96/92/EC (Official journal NO. L 027 , 30/01/1997 P. 0020).

EU, 1997b: Restucturing the Community Framework for the Taxation of Energy Products, Proposal for a Council Directive COM (97) 30 Final 97/0111 (CNS)  12.3.1997.  http://europa.eu.int/en/comm/dg17/rapcge.htm

EU, 1998: The Single Market for Natural Gas, IGM Directive 98/30 ("Gassdirektivet").  http://europa.eu.int/en/comm/dg17/gashome.htm

EU, 2001a: The Internal market for Gas and Electricity: Completing the internal energy market, Package of Commission documents adopted on 13 March 2001.
http://europa.eu.int/comm/energy/en/internal-market/int-market.html

EU, 2001b: Commission objects to GFU joint gas sales in Norway, DN: IP/01/830 Date: 2001-06-13.
http://europa.eu.int/rapid/start/cgi/guesten.ksh?p_action.gettxt=gt?doc=IP/01/830|0|RAPID?lg=EN

EU, 2001c: Commission insists on effective access to European pipelines for Norwegian gas. Date: 2001-08-02.
http://europa.eu.int/rapid/start/cgi/guesten.ksh?p_action.gettxt=gt?doc=IP/01/1170|0|RAPID?lg=EN> ?doc=IP/01/1170|0|RAPID?lg=EN

EU, 2001d: Assessment of internal and external gas supply options for the EU, evaluation of the supply costs of new natural gas supply projects to the EU and an investigation of related financial requirements and tools. Forthcoming fall 2001.

International Energy Agency (IEA), 1994: Natural Gas Transportation; Organisation and Regulation, IEA/OECD Paris.

IEA, 1995: The Energy Charter Treaty. A description of its provisions, By the Legal Counsel of the IEA. ISBN 92-64-14384-X.

IEA, 1995: The IEA Natural Gas Security Study, IEA/OECD, Paris

Kibsgaard, B, 2000 (red.): Norge i energiens geopolitikk. Europaprogrammet desember 2000. 194 sider.

Lynch, Michael, 1992: The Fog of Commerce. The Failure of Long-Term Oil Market Forecasting, Center for International Studies, Massachusetts Institute of Technology. Working Paper C92/5 September 1992.

Olje- og energidepartementet (OED), 2001: Eierskap i Statoil og fremtidig forvaltning av SD?E. St. prp. nr. 36 (2000-2001)
 Sammendrag