kom (2017) 0320 - Bilag 3: Kopi af EFK alm. del - svar på MFU som. 389 om naturgas ifm. Nord Stream I og II, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Europaudvalget 2017-18
KOM (2017) 0320 Bilag 3
Offentligt

Notat til besvarelse af EFK alm. del

–

spørgsmål 389

Kontor/afdeling

EU-kontoret/Center for

Forsyning

Dato

25. september 2017

J nr. 2015-3797

Del 1

–

Prognoser for naturgasbehovet i EU

EU’s gasforbrug udgjorde 418 mia. m

i 2014 , hvilket svarer til omkring 25 pct. af

EU’s samlede energiforbrug. Ifølge IEA’s fremskrivninger forventes

naturgasforbruget enten at ligge relativt stabilt i årene fremefter eller at stige frem til

2035 afhængigt af den faktiske udvikling i EU’s klima-

og energipolitik.

Usikkerheden knytter sig bl.a. til gennemførelsen EU’s målsætninger om reduktion

af drivhusgasudledning, stigende anvendelse af vedvarende energi (herunder

udfasning af kul) og forbedret energieffektivitet. Samlet set indebærer disse

faktorer, at det er vanskeligt nøjagtigt at forudse gasforbruget i EU i 2030 og årene

fremefter.

EU’s egenproduktion dækker aktuelt ca. en tredjedel af det samlede gasforbrug og

består især af produktion i Nederlandene og Storbritannien. IEA har i Energy

Outlook

2016 foretaget en fremskrivning af EU’s forventede gasforbrug frem til

2035 baseret på forskellige scenarier, som er angivet i nedenstående figur.

PST/JGK

Kilde: EU-Kommissionen,

staff working document

til strategi for LNG og gaslagring

Energi-, Forsynings- og

Klimaministeriet

Stormgade 2-6

1470 København K

T: +45 3392 2800

E: [email protected]

Tal fra IEA’s World Energy Outlook 2016

Side 1/6

www.efkm.dk

kom (2017) 0320 - Bilag 3: Kopi af EFK alm. del - svar på MFU som. 389 om naturgas ifm. Nord Stream I og II, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

PRIMES afspejler EU-Kommissionens fremskrivninger med udgangspunkt i 2013

data, mens IEA tager udgangspunkt i det faktiske forbrug i 2015. Figuren viser

bl.a., at der er et forholdsvist stort spænd i det forventede gasforbrug i 2035. I et

scenarie med en fastfrysning af nuværende energi- og klimapolitik ventes der at

være et årligt gasforbrug i 2035 på godt 500 mia. m gas, mens en mere ambitiøs

energi- og klimapolitik (dvs, med mere varende energi og stigende

energieffektivitet) kan resultere i et noget lavere årligt gasforbrug på godt 400 mia.

EU’s import udgør cirka 66 pct. af naturgasforbruget. Hovedparten af gasimporten

kommer fra henholdsvis Rusland (39 pct.), Norge (31 pct.) og Algeriet (13 pct.),

mens en del af den resterende import udgøres af flydende naturgas (LNG).

IEA påpeger i Energy Outlook 2016, at der kan identificeres to centrale udviklinger i

Europas gas-balance mellem 2010 og 2015. For det første ses en markant stigning

i andelen af russisk og norsk gas, og for det andet forudses et generelt lavere

gasforbrug på grund af bl.a. en lav økonomisk vækst, som dog ikke har ændret på

efterspørgslen af gas til opvarmning i husholdninger. Stigningen i andelen af

russisk gas skal bl.a. ses i forhold til faldet i egenproduktion i særligt Nederlandene

og Storbritannien.

Nord Stream 2 vil kunne øge den tekniske importkapacitet fra Rusland til EU. Det

er uvist, om Rusland vil benytte den ekstra kapacitet til at omdirigere forsyningerne

på bekostning af de øvrige import-ruter gennem Ukraine og Hviderusland/Polen

og/eller forøge gaseksporten til EU yderligere. Omdirigering af forsyningerne

ventes

–

afhængigt af de nøjagtige ændringer

–

at ville kunne betyde tab af

transitindtægter for Ukraine, Hviderusland, Polen og Slovakiet.

Den direkte transitforbindelse fra Rusland til Tyskland via Østersøen

–

via hhv. den

eksisterende Nord Stream-forbindelse og den foreslåede Nord Stream 2

–

vurderes

at indebære lavere transitomkostninger i forhold til de øvrige transitruter til EU.

Hertil skal dog tillægges transportomkostninger fra Østersøkysten i Tyskland til

andre EU-lande, herunder i forbindelse med eventuel videretransport til andre

europæiske lande.

Selvom der forventes en stigende gasanvendelse i EU frem mod 2040 og en

faldende egenproduktion, forudser IEA, at importandelen fra Rusland vil falde fra

43 pct. i 2014 til 35 pct. i 2040. Manglende gasmængder til EU’s gasmarked

forventes at blive kompenseret via øget import af LNG fra andre leverandører,

herunder Qatar, USA, Canada og afrikanske eksportører (beskrives yderligere

under del 3).

Side 2/6

kom (2017) 0320 - Bilag 3: Kopi af EFK alm. del - svar på MFU som. 389 om naturgas ifm. Nord Stream I og II, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Del 2 og 5

–

naturgasledninger og eksportkapacitet for import fra Rusland

Rørledningsimport fra Rusland til Europa sker via en række transportkorridorer,

som fremgår af kortet herunder.

Kilde: Gas Infrastructur Europe (GIE)

Side 3/6

kom (2017) 0320 - Bilag 3: Kopi af EFK alm. del - svar på MFU som. 389 om naturgas ifm. Nord Stream I og II, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Det drejer sig om

Yamal-ledningen,

der løber i transit gennem Hviderusland, og

forsyner Litauen, Polen og Tyskland.

Brotherhood

Soyuz-rørledningerne

gennem Ukraine, der løber i transit gennem Slovakiet, forsyner en lang række

lande i Central- og Østeuropa samt videre derfra. De to rørledninger gennem

Ukraine har den største tekniske transitkapacitet på ca. 104 mia. m pr. år til

Slovakiet og Ungarn. Nord Stream-rørledningerne har en teknisk kapacitet på 55

mia. m pr. år, som med det påtænkte Nord Stream 2-projekt vil fordobles til 110

mia. m pr. år.

Del 3

–

LNG til Europa

IEA angiver i ”Natural Gas information 2017”, at den samlede, årlige tekniske LNG-

importkapacitet i EU er på godt 150 mia. m naturgas. Hvorvidt det i praksis er

muligt at udnytte den samlede tekniske kapacitet er usikkert, idet en fuld teknisk

kapacitetsudnyttelse bl.a. kræver, at der er den nødvendige gasinfrastruktur til

rådighed, der kan sikre, at gassen i tilstrækkelig grad kan transporteres internt

rundt i EU.

I dag udnyttes ca. en tredjedel af kapaciteten i de eksisterende LNG-

modtageterminaler i EU. EU vil således med kort varsel kunne øge LNG-importen,

såfremt LNG er prismæssigt konkurrencedygtig i forhold til import af rørbunden

gas, eller såfremt der af andre grunde måtte være et ønske herom, fx af hensyn til

gasforsyningssikkerheden.

Siden 2009 er gasproduktionen i USA øget drastisk, hvilket har medført, at landet i

dag er nettoeksportør af naturgas. I løbet af de næste fem år forventes USA og

Australien at tilføre det globale gasmarked yderligere 130 mia. m LNG-kapacitet,

som vil skabe nye muligheder og fleksibilitet for globale gashandlere. Det skal

bemærkes, at LNG afsættes i konkurrence med rørbunden naturgas, der typisk er

karakteriseret ved lavere transportomkostninger, hvorfor en stigende europæisk

anvendelse af LNG vil

bero på LNG’s konkurrencedygtighed i forhold

til rørbunden

gas.

Del 4

–

naturgasleverancer via Nord Stream 1

I de seneste tre år er der i gennemsnit udnyttet ca. 63 pct. af den samlede

rørledningskapacitet til leverancer af gas til Europa, hvilket betyder, at der er en

teknisk overskudskapacitet på ca. 95 mia. m , som er fordelt på både Nord Stream

1 og transitruten via Ukraine.

EU-regulering i form af bl.a. gasmarkedsdirektivet, der stiller krav om ikke-

diskriminatorisk adgang for alle gasselskaber, har dog betydning for, hvor meget af

den tekniske kapacitet, det har været muligt at udnytte i Nord Stream 1. Det

skyldes, at reglerne begrænser brugen af OPAL-ledningen, der fordeler gassen

videre i Tyskland fra Nord Stream-landingsterminalen ved Greifswald og til Syd- og

Centraleuropa. Hertil kommer, at det er uvist, om det vil være muligt at udnytte den

Side 4/6

kom (2017) 0320 - Bilag 3: Kopi af EFK alm. del - svar på MFU som. 389 om naturgas ifm. Nord Stream I og II, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

fulde tekniske kapacitet via Ukraine, idet dele af infrastrukturen er dårligt

vedligeholdt.

OPAL-ledningen blev efter ansøgning fra den tyske energiregulator

–

Bundesnetzagentur

–

undtaget fra bestemmelser

i EU’s gasmarkedsdirektiv om

bl.a. tredjepartsadgang og tarifreguleret adgang. Undtagelsen blev givet af

Kommissionen med begrundelse i, at investering i ledningen ikke ville blive

foretaget, såfremt driften af ledningen skulle ske på normale regulerede vilkår.

Som vilkår for undtagelsen indgik, at gasselskaber med dominerende indflydelse

på det tjekkiske gasmarked, herunder Gazprom- og RWE-gruppen, kun havde

tilladelse til at reservere mere end 50 pct. af transportkapaciteten, såfremt

selskaberne

gennemførte et såkaldt ”gas release program”, hvor gassen udbydes

til salg på betingelser fastsat af reguleringsmyndigheden. Et sådant program er

aldrig gennemført, hvorfor kun 50 pct. af transportkapaciteten i OPAL-ledningen er

blevet udnyttet.

EU-Kommissionen traf den 28. oktober 2016 beslutning om at ændre betingelserne

for benyttelse af OPAL-gastransmissionsledningen i Tyskland. EU-Kommissionens

beslutning betyder, at selskaber med en dominerende stilling på det tjekkiske

gasmarked nu har mulighed for at købe yderligere transportkapacitet i forhold til

begrænsningen på 50 pct. af ledningens transportkapacitet, uden at skulle

gennemføre en ”gas release auktion” af de transporterede mængder.

Det forventes at indebære en højere udnyttelse af transportkapaciteten i såvel

OPAL-ledningen som Nord Stream 1.

Del 6

–

tysk naturgasforsyning

Tysklands forbrug af gas udgjorde i 2016 ca. 86 mia. m , svarende til ca. 23 pct. af

Tysklands energiforbrug. Tyskland importerede i 2016 godt 100 mia. m gas, hvilket

afspejler, at Tyskland også fungerer som transitland for gas til andre europæiske

lande. DONG Energy har f.eks. indgået aftaler om køb af gas med Gazprom, som

selskabet afsætter på markedet i Nordvesteuropa. Tyskland råder fysisk ikke over

LNG-terminaler, hvorfor importeret gas er rørbunden.

Baltic Pipe-projektet er betegnelsen for et samlet infrastrukturprojekt, der skal sikre

gasforsyning fra Norge gennem Danmark til Polen. Såfremt Baltic Pipe-projektet

gennemføres, og gastransmissionssystemet i Polen udbygges, vil leverancer af

norsk gas via Danmark sammen med anvendelse af LNG-terminalen ved

Swinoujscie og polsk egenproduktion kunne gøre Polen uafhængig af import af gas

fra Rusland. Det er usikkert, hvorvidt direkte norske gasleverancer til Polen via

Baltic Pipe vil føre til større norsk gaseksport til EU, eller blot erstatte nuværende

norske leverance til Vesteuropa gennem det eksisterende rørledningssystem. Baltic

Pipe kan volumenmæssigt ikke betragtes som et alternativ til Nord Stream 2, der

har en væsentlig større transportkapacitet på 55 mia. m .

Side 5/6

kom (2017) 0320 - Bilag 3: Kopi af EFK alm. del - svar på MFU som. 389 om naturgas ifm. Nord Stream I og II, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Del 7

–

dansk naturgasforsyning

Danmarks naturgasforbrug er i de senere år faldet, som følge af energibesparelser

og omlægning til andre brændsler, herunder vedvarende energi. Forbruget

udgjorde i 2016 ca. 2,5 mia. m , eksklusiv off shore forbrug. Danmark er

nettoeksportør af gas og forventes at være det i årene fremefter

–

med undtagelse

af den midlertidige periode, hvor Tyra-komplekset i Nordsøen er nedlukket.

Danmark forventes derfor ikke i årene fremover at blive afhængig af import af gas

fra Rusland.

Del 8

–

etablering af Nord Stream 2

Nord Stream 2 omfatter etablering af to parallelle gasrørledninger fra Rusland til

Tyskland, som således umiddelbart må være de lande, der har interesser i

projektet.

Andre lande vil dog indirekte kunne blive berørt af Nord Stream 2-projektet.

Gennemførelse af Nord Stream 2 vil, jf. oven for, kunne indebære ændringer af

forsyningsruterne for russisk gas til Europa. Ifølge EU-Kommissionen vil Nord

Stream 2 i vidt omfang kunne erstatte de eksisterende transitruter via

Ukraine/Slovakiet og Hviderusland/Polen.

Endelig kan det bemærkes, at et antal vesteuropæiske energiselskaber har

økonomiske interesser i projektet, idet selskaberne har medvirket til finansieringen

af Nord Stream 2-projektet. Det drejer sig om følgende selskaber: Uniper,

Wintershall, Shell, OMV og Engie.

Side 6/6