2 Lovforslagets bakgrunn
2.1 Tredje gassmarkedsdirektiv
Europaparlaments- og rådsdirektiv 2009/73/EF (tredje gassmarkedsdirektiv) følger samme hovedstruktur som europaparlaments- og rådsdirektiv 2003/55/EF (annet gassmarkedsdirektiv) og har i alt 10 kapitler og et vedlegg. Direktivet etablerer felles regler for medlemslandenes regulering av transmisjon, distribusjon, forsyning og lagring av naturgass, inklusive LNG (naturgass som nedkjøles til flytende form). Flere av bestemmelsene er nye sammenlignet med annet gassmarkedsdirektiv. Dette gjelder særlig krav til organisering av eier- og operatørskap for transmisjon, lager og LNG-system og en mer utførlig regulering av kravene til nasjonal reguleringsmyndighet.
Tredje gassmarkedsdirektiv omfatter ikke produksjon av naturgass på norsk sokkel. Tildeling av tillatelser for produksjon av naturgass er regulert av konsesjonsdirektivet (europarlaments- og rådsdirektiv 94/22/EF om vilkårene for tildeling og bruk av tillatelser til å drive leting etter og utvinning av hydrokarboner). Dette berøres ikke i lovforslaget. Gassmarkedsdirektivet har én bestemmelse om tilgang til oppstrøms rørledningsnett (artikkel 34). Denne artikkelen viderefører den eksisterende oppstrømsartikkelen i andre direktiv (artikkel 20) uendret. Det foreslås ingen endringer i petroleumsloven.
Naturgassloven ble vedtatt i 2002 til gjennomføring av EUs første gassmarkedsdirektiv (europaparlaments- og rådsdirektiv 98/30/EF om felles regler for det indre marked for naturgass). Loven ble gitt som en rammelov der de sentrale prinsippene i direktivet ble nedfelt og med fullmakt for Kongen til å gi utfyllende bestemmelser, jf. Ot.prp. nr. 81 (2001–2002) punkt 1.3.
Loven ble endret i 2006 til gjennomføring av EUs annet gassmarkedsdirektiv, jf. Ot.prp. nr. 57 (2005–2006). Lovens innretning som kort rammelov ble opprettholdt. Det hang sammen med at direktivet og de daværende EØS-tilpasningene åpnet for at Norge kunne ha et mindre omfattende regulatorisk regime for et såkalt marked under oppbygging. I proposisjonen punkt 1.3 ble unntaksmuligheten beskrevet slik:
«Gassmarknadsdirektiv II er utforma for å regulere ein moden marknad med etablert infrastruktur. Direktivet balanserer òg omsyna til ein marknad under oppbygging og marknader som er meir utvikla. Innafor ramma av direktivet er det mogeleg å ta omsyn til spesielle høve i dei landa der gassmarknadene er lite utvikla. Gjennomføring av gassmarknadsdirektiv II i Noreg vil difor ta omsyn til at den norske nedstraumsgassmarknaden er å rekne som ein marknad under oppbygging i tråd med direktivet artikkel 28 (2). Status som marknad under oppbygging inneber at Noreg innafor direktivet sine rammer kan bruke inntil 10 år frå 2004 – tida fram til 2014 – for gjennomføring av fleire av reglane i direktivet. I EØS-komitévedtaket av 2. desember 2005 er det slått fast at Noreg er ein gassmarknad under oppbygging. Dette gir mellom anna høve for unntak frå reglane om tredjepartstilgang, reglane om utpeiking av operatør for overføring og distribusjon av naturgass og om krav til selskapsmessig og funksjonelt skilje av operatørar for overførings- og distribusjonsnett for naturgass.»
Norges unntak utløp 10. april 2014. Departementet foreslår en mer omfattende regulering i naturgassloven, som også omfatter EØS-rettslige krav som tidligere ikke måtte gjennomføres i norsk rett. Samtidig mener departementet at detaljgraden i den norske reguleringen av det innenlandske gassmarkedet må tilpasses det reelle behovet for markedsregulering. Markedet for distribusjon av naturgass omfatter rørledninger i enkelte områder på Vestlandet. Departementet foreslår at loven beholdes som en overordnet lov med hjemler for å innlemme nærmere regler i forskrift i tråd med Norges EØS-rettslige forpliktelser.
Det norske markedets begrensede omfang, volumer og til dels alder kan tilsi at det gjøres unntak i enkelte områder der direktivet åpner for dette. Departementet mener det kan være aktuelt med såkalte regionale unntak i henhold til gassmarkedsdirektivet for geografisk avgrensete områder dersom implementering av direktivet vil medføre betydelige problemer, jf. artikkel 49 nr. 4 og 5. Rekkevidden og varigheten av slike unntak må vurderes konkret og i tråd med de kriteriene som følger av direktivet.
Det tredje gassmarkedsdirektivet inneholder i likhet med elmarkedsdirektivet styrkede krav til den uavhengige nasjonale reguleringsmyndigheten. Direktivet lister opp en rekke oppgaver for reguleringsmyndigheten, se nærmere gjennomgang i punkt 4.3 nedenfor. Som i tredje elmarkedsdirektiv (europaparlaments- og rådsdirektiv 2009/72/EF) krever tredje gassmarkedsdirektiv at parter som berøres av reguleringsmyndighetens beslutninger (enkeltvedtak) skal kunne klage til en instans som er uavhengig av involverte parter og politiske myndigheter. Departementet kan derfor ikke lenger være klageinstans for NVEs vedtak på regulatorområdet.
De tredje elektrisitets- og gassmarkedsdirektivene har strengere krav til organiseringen av naturgassvirksomheten på transmisjonsnivå. Som hovedmodell er det krav om eiermessig utskilling av transmisjonsvirksomheten. Som det fremgår av punkt 2.4 nedenfor finnes det etter departementets vurdering ikke infrastruktur for transmisjon av naturgass i direktivets forstand i Norge. Disse reglene vil etter departementets vurdering ikke ha praktisk betydning for aktører i Norge i dag.
Som i tredje elmarkedsdirektiv er det vedtatt mer omfattende og styrkede forbrukerregler i tredje gassmarkedsdirektiv. Det vil være behov for en ytterligere gjennomgang av de gjeldende reglene i naturgassforskriften, blant annet for å gjennomføre kravene til forbrukeres rettigheter og nærmere avgrensning av reguleringsmyndighetens oppgaver.
2.2 Forordning om gasstransmisjon
Europaparlaments- og rådsforordning (EF) nr. 715/2009 (andre gasstransmisjonsforordning) supplerer gassmarkedsdirektivet og regulerer forhold av særlig betydning for adgang til transmisjonssystem, LNG- og lageranlegg. Forordningen er omtalt i Prop. 4 S (2017–2018). Forordningen viderefører og erstatter Europaparlaments- og rådsforordning (EF) nr. 1775/2005 (første gasstransmisjonsforordning). Denne er innlemmet i EØS-avtalen, men er ikke gjennomført i norsk rett. Norge har ikke vært forpliktet til å gjennomføre første gasstransmisjonsforordning på grunn av unntaket for marked under oppbygging.
Etter EØS-avtalen artikkel 7 bokstav a skal forordninger «som sådan» gjøres til del av avtalepartenes interne rettsorden. Departementet foreslår en hjemmel i naturgassloven for å gi forskrift som gjennomfører gasstransmisjonsforordningen i Norge. Departementet foreslår samme gjennomføringsteknikk som på elektrisitetssiden. Som det fremgår av punkt 2.4 nedenfor finnes det etter departementets vurdering ikke infrastruktur for transmisjon av naturgass i direktivets forstand i Norge.
Gjennomføring av gasstransmisjonsforordningen i norsk rett vil sikre harmoniserte rammebetingelser i tråd med EØS-avtalen. Selve gjennomføringen vil følges opp som en egen forskriftssak.
2.3 Forordning om opprettelse av ACER
I europaparlaments- og rådsforordning nr. 713/2009 (EF) reguleres opprettelsen av et nytt EU-byrå for samarbeid mellom energiregulatorer (ACER). Forordningen har regler om byråets organisering, oppgaver, kompetanse og finansiering. De enkelte landenes reguleringsmyndigheter skal gjennom samarbeid i ACER bidra til å fjerne hindringer i grensekryssende handel med elektrisk energi og naturgass. Byrået har en egen administrasjon og ledelse.
ACER skal i samarbeid med Kommisjonen overvåke at de nasjonale reguleringsmyndighetene utøver sine funksjoner i tråd med el- og gassmarkedsdirektivene. På forespørsel kan byrået gi rådgivende uttalelser til nasjonale reguleringsmyndigheter om riktig anvendelse av EU-regelverket i konkrete saker. ACER skal videre føre tilsyn med hvordan det regionale og det europeiske samarbeidet mellom systemoperatører (TSOene) fungerer i organisasjonene ENTSO-E og ENTSO-G. I visse tilfeller har ACER kompetanse til å fatte vedtak ved uenighet mellom nasjonale reguleringsmyndigheter, eller dersom disse i fellesskap ber om vedtak. En nærmere beskrivelse av forordning 713/2009 er gitt i Prop. 4 S (2017–2018).
I medhold av den andre gasstransmisjonsforordningen utvikles det i EU en rekke nettkoder av betydning for grensekryssende naturgasshandel på transmisjonsnivå og videre markedsintegrasjon. I disse prosessene har de europeiske systemoperatørene en sentral rolle gjennom organisasjonen ENTSO-G og de nasjonale reguleringsmyndighetene tilsvarende gjennom byrået ACER. Byrået skal fastsette rammeretningslinjer som blir førende for hvordan ENTSO-G utarbeider forslag til nettkoder. Deretter legges regelverket fram for Kommisjonen for vedtagelse etter at medlemslandene har vært involvert gjennom prosedyren for komitologi. Nye rettsakter som blir bindende i EU vil for Norges del bli vurdert på ordinær måte med hensyn til innlemmelse i EØS-avtalen og eventuelle tilpasninger.
I tråd med EØS-tilpasningene vil Norges vassdrags- og energidirektorat delta uten stemmerett i ACER. Ved uenighet mellom forskjellige lands reguleringsmyndigheter om vilkår og betingelser for tilgang til grensekryssende infrastruktur og om operasjonell sikkerhet, kan ACER fatte vedtak på angitte områder dersom reguleringsmyndighetene ikke kommer til enighet eller ber om et slikt vedtak. På dette punktet gjelder egne EØS-tilpasninger for EFTA-landenes del som er nærmere beskrevet i Prop. 4 S (2017–2018).
Som det fremgår av punkt 2.4, eksisterer det ikke grensekryssende infrastruktur for transport av naturgass i Norge i dag. De norske rørledningene til kontinentet og Storbritannia er å anse som en del av oppstrømssystemet, som reguleres av en egen bestemmelse i gassmarkedsdirektivet. Av hensyn til NVEs mulighet til å delta i ACER og for å sikre parallelle regler på elektrisitets- og naturgassområdet, foreslår departement en endring i forskriftshjemmelen i naturgassloven for å gjennomføre ACER-forordningen, se omtale i punkt 4.8 nedenfor.
2.4 Nærmere om det norske innenlandske gassmarkedet
Norge har store gassressurser. I 2016 ble det produsert 120,6 mrd. standard kubikkmeter (sm3) gass fra norsk sokkel. Om lag 95 prosent går til eksport. Utvinning av olje og gass er energikrevende, og i 2016 gikk det med 4,7 milliarder sm3 til ulike prosesser ved utvinningen av olje og gass.
Det er fem ilandføringsterminaler for gass i Norge: Melkøya, Tjeldbergodden, Nyhamna, Kollsnes og Kårstø. Ved disse er gass tilgjengelig for innenlandsk bruk. En betydelig bruker er metanolfabrikken på Tjeldbergodden som produserer metanol med gass som råstoff. Ved flere av ilandføringsstedene er det kraftverk som bruker gass til produksjon av kraft og varme, slik som varmekraftverket på Mongstad og gasskraftverket i Hammerfest. Samlet bruk av naturgass til produksjon av kraft og varme var i 2016 på om lag 0,5 milliarder sm3.
I 2015 ble 4,8 TWh naturgass distribuert gjennom distribusjonsrørnettverk eller som småskala LNG-distribusjon. Den rørbaserte distribusjonen utgjør om lag 2 TWh og er avgrenset til de to gassrørnettverkene i Rogaland. Det ene nettet har en lengde på om lag 120 km rør og forsyner brukere på Haugalandet, mens det andre nettet er om lag 620 kilometer og leverer gass i Stavanger-området. Kundene er i hovedsak bedrifter som bruker gass til termiske formål.
De siste ti årene har det vokst frem et marked for distribusjon av LNG i Norge. LNG produseres ved fire fabrikker i Rogaland og Hordaland, som har en produksjonskapasitet på til sammen 440 000 tonn per år. I tillegg har LNG-anlegget på Melkøya en betydelig produksjon hvor nesten alt går til eksport. LNG kan fraktes i tankbiler eller på mindre LNG-frakteskip til mottaksanlegg hos kundene. Ved mottaksanlegget blir LNG regassifisert og kan benyttes til for eksempel industrielle formål. LNG kan også brukes direkte som drivstoff i skip eller tungtransport. Innenlandsk bruk av LNG utgjorde om lag 2,7 TWh i 2015. Halvparten ble brukt som drivstoff i ferger, skip og veitransport, mens resten blir stort sett benyttet i industrien til termiske formål.
I 2014 var det om lag 70 mottaksanlegg for LNG i varierende størrelse som betjener LNG til industrikunder og skip som bruker LNG som drivstoff. Leveransene av LNG har hittil stort sett skjedd gjennom langsiktige avtaler. De fleste mottaksanleggene er finansiert av LNG-leverandørene, men noen er betalt av kundene selv. I perioden 2004 til 2011 har Enova bidratt med 152 mill. kroner i investeringsstøtte til ni større mottaksanlegg. Enovas støtteprogram for bygging av LNG-anlegg opphørte i 2011. Næringslivets NOx-fond har bidratt til å fremme bruken av LNG ved å gi investeringsstøtte til skip som bruker LNG som drivstoff og til omlegginger i industrien fra olje til bruk av LNG.
I punkt 4 gjennomgår departementet behovet for endringer i naturgassloven sett i lys av direktivets virkeområde. Etter departementets vurdering vil det i utgangspunktet kun være aktører innenfor rørledningsbasert distribusjon og forsyning av naturgass som berøres av de foreslåtte lovendringene.