Nationell förebyggande åtgärdsplan för Sveriges naturgasförsörjning
Nationell förebyggande åtgärdsplan för Sveriges naturgasförsörjning
Nationell förebyggande åtgärdsplan för Sveriges naturgasförsörjning
You also want an ePaper? Increase the reach of your titles
YUMPU automatically turns print PDFs into web optimized ePapers that Google loves.
<strong>Nationell</strong><br />
<strong><strong>för</strong>ebyggande</strong><br />
<strong>åtgärdsplan</strong> <strong>för</strong><br />
<strong>Sveriges</strong><br />
naturgas<strong>för</strong>sörjning<br />
– enligt Europaparlamentets och rådets <strong>för</strong>ordning (EU)<br />
nr 994/2010<br />
Dnr 2013-3253<br />
Version 1.0, 2013-05-27
Förord<br />
Energimyndigheten har i egenskap av behörig myndighet skyldighet enligt<br />
Europaparlamentets och rådets <strong>för</strong>ordning (EU) nr 994/2010 1 (”<strong>för</strong>sörjnings<strong>för</strong>ordningen”)<br />
att på nationell nivå upprätta en <strong><strong>för</strong>ebyggande</strong> <strong>åtgärdsplan</strong>, vars<br />
andra utgåva utgörs av <strong>för</strong>eliggande dokument.<br />
Vid upprättandet av den nationella <strong><strong>för</strong>ebyggande</strong> <strong>åtgärdsplan</strong>en har behörig<br />
myndighet följt <strong>för</strong>sörjnings<strong>för</strong>ordningens krav på samråd. Samråd har ägt rum<br />
mellan myndigheten och EU-kommissionen samt behörig myndighet i Danmark.<br />
Eskilstuna i maj 2013<br />
Erik Brandsma Michael Pellijeff<br />
Generaldirektör Projektledare<br />
1 Europaparlamentets och rådets <strong>för</strong>ordning (EU) nr 994/2010 av den 20 oktober 2010 om åtgärder<br />
<strong>för</strong> att trygga naturgas<strong>för</strong>sörjningen och om upphävande av rådets direktiv 2004/67/EG.
Innehåll<br />
1 Inledning 5<br />
2 Resultatet av riskbedömningen 7<br />
2.1 Riskidentifiering och konsekvenser ....................................................... 7<br />
2.2 Gasbehovet vid tillämpning av infrastruktur- respektive<br />
<strong>för</strong>sörjningsnormen .............................................................................. 10<br />
3 Åtgärder och volymer <strong>för</strong> att uppfylla normerna och hantera<br />
identifierade risker 11<br />
3.1 Utgångspunkter <strong>för</strong> att uppfylla infrastruktur- och<br />
<strong>för</strong>sörjningsnormerna ........................................................................... 11<br />
3.2 Uppfylla infrastrukturnormen .............................................................. 12<br />
3.3 Uppfylla <strong>för</strong>sörjningsnormen............................................................... 14<br />
3.4 Åtgärder <strong>för</strong> att upprätthålla gas<strong>för</strong>sörjningen till samtliga<br />
kunder, artikel 5.1d .............................................................................. 18<br />
3.5 Sammanställning över åtgärder ........................................................... 19<br />
4 Skyldigheter <strong>för</strong> systembalansansvarig, naturgas<strong>för</strong>etag<br />
och <strong>för</strong>brukare 22<br />
4.1 Systembalansansvarig .......................................................................... 22<br />
4.2 Gasleverantör och balansansvarig ....................................................... 22<br />
4.3 Innehavare av lagringsanläggning ....................................................... 22<br />
4.4 Innehavare av naturgasledning ............................................................ 22<br />
4.5 Större <strong>för</strong>brukare .................................................................................. 23<br />
Referenser 24
1 Inledning<br />
I syfte att trygga gas<strong>för</strong>sörjningen, genom en väl och kontinuerligt fungerande<br />
inre marknad <strong>för</strong> naturgas antogs <strong>för</strong>sörjnings<strong>för</strong>ordningen den 20 oktober 2010.<br />
Enligt <strong>för</strong>sörjnings<strong>för</strong>ordningen ansvarar naturgas<strong>för</strong>etagen, medlemsstaterna<br />
(fram<strong>för</strong> allt genom sina behöriga myndigheter) och kommissionen tillsammans<br />
<strong>för</strong> att trygga gas<strong>för</strong>sörjningen inom sina respektive verksamhets- och<br />
behörighetsområden. Vidare ska enligt <strong>för</strong>sörjnings<strong>för</strong>ordningen gas<strong>för</strong>sörjningen<br />
tryggas till s.k. skyddade kunder. Sverige har i enlighet med den valmöjlighet som<br />
<strong>för</strong>sörjnings<strong>för</strong>ordningen <strong>för</strong>eskriver valt att endast s.k. hushållskunder som är<br />
anslutna till distributionsnät <strong>för</strong> gas ska omfattas av definitionen av begreppet<br />
”skyddade kunder”. Begreppet ”hushållskunder” används även i direktiv<br />
2009/73/EG 2 . I naturgaslagen (2005:403) har begreppet ”hushållskund” ersatts<br />
med begreppet ”konsument”.<br />
Den behöriga myndigheten ska enligt <strong>för</strong>sörjnings<strong>för</strong>ordningen efter samråd med<br />
behöriga myndigheter på lämplig regional nivå och med kommissionen uppdatera<br />
den <strong><strong>för</strong>ebyggande</strong> <strong>åtgärdsplan</strong>en som ska innehålla de åtgärder som måste vidtas<br />
<strong>för</strong> att undanröja eller minska de risker som identifierats i riskbedömningen 3 av<br />
den svenska naturgas<strong>för</strong>sörjningen. Energimyndigheten har samrått med behöriga<br />
myndigheter i Danmark och Tyskland. Förevarande dokument utgör den<br />
uppdaterade <strong><strong>för</strong>ebyggande</strong> <strong>åtgärdsplan</strong> som åsyftas ovan.<br />
Det ska noteras att <strong>för</strong>sörjnings<strong>för</strong>ordningen är direkt bindande och tillämplig i<br />
Sverige. Energimyndigheten har således upprättat <strong>för</strong>evarande <strong><strong>för</strong>ebyggande</strong><br />
<strong>åtgärdsplan</strong>.<br />
Som en följd av <strong>för</strong>sörjnings<strong>för</strong>ordningens ikraftträdande finns en ny lag om trygg<br />
naturgas<strong>för</strong>sörjning (SFS 2012:273) samt <strong>för</strong>ordning om trygg naturgas<strong>för</strong>sörjning<br />
(SFS 2012:275) som bägge trädde i kraft den 1 juli 2012. Genom den<br />
nya lagen och <strong>för</strong>ordningen bemyndigas Energimyndigheten (den behöriga<br />
myndigheten) att meddela <strong>för</strong>eskrifter om skyldighet <strong>för</strong> naturgas<strong>för</strong>etag och<br />
<strong>för</strong>etag som <strong>för</strong>brukar naturgas att upprätta och följa en <strong><strong>för</strong>ebyggande</strong> <strong>åtgärdsplan</strong><br />
och en krisplan <strong>för</strong> <strong>för</strong>etagets verksamhet, s.k. <strong>för</strong>etagsplaner. Företagsplanerna<br />
ska bl.a. syfta till att precisera vilka åtgärder som respektive <strong>för</strong>etag ska vidta vid<br />
olika krisnivåer samt underlätta <strong>för</strong> den behöriga myndigheten att samla in den<br />
information som ligger till grund <strong>för</strong> de nationella planerna.<br />
2 Europaparlamentets och rådets direktiv 2009/73/EG av den 13 juli 2009 om gemensamma regler<br />
<strong>för</strong> den inre marknaden <strong>för</strong> naturgas och om upphävande av direktiv 2003/55/EG.<br />
3 Riskbedömningen redovisas i dokumentet ”Riskbedömning av <strong>Sveriges</strong> naturgas<strong>för</strong>sörjning –<br />
enligt Europaparlamentets och rådets <strong>för</strong>ordning (EU) nr 994/2010”, dnr 60-11-1221.<br />
5
De begrepp som används i den nationella <strong><strong>för</strong>ebyggande</strong> <strong>åtgärdsplan</strong>en följer som<br />
utgångspunkt <strong>för</strong>sörjnings<strong>för</strong>ordningens nomenklatur, som i sin tur hänvisar till<br />
definitionerna i direktiv 2009/73/EG samt <strong>för</strong>ordning (EG) nr 715/2009 4 . I den<br />
mån <strong>för</strong> denna <strong><strong>för</strong>ebyggande</strong> <strong>åtgärdsplan</strong> relevanta begrepp saknas i ovan nämnda<br />
rättsakter har i möjligaste mån naturgaslagens begrepp använts.<br />
Den nationella <strong><strong>för</strong>ebyggande</strong> <strong>åtgärdsplan</strong>en ska uppdateras vartannat år, om inte<br />
omständigheterna kräver att det sker oftare, och ska spegla den uppdaterade<br />
riskbedömningen.<br />
Den <strong><strong>för</strong>ebyggande</strong> <strong>åtgärdsplan</strong>en gäller från och med den 1 juni 2013.<br />
4 Europaparlamentets och rådets <strong>för</strong>ordning (EU) av den 13 juli 2009 om villkor <strong>för</strong> tillträde till<br />
naturgasöver<strong>för</strong>ingsnäten och om upphävande av <strong>för</strong>ordning (EG) nr 1775/2005.<br />
6
2 Resultatet av riskbedömningen<br />
I detta avsnitt redovisas huvuddragen i den genom<strong>för</strong>da riskbedömningen [ref. 2].<br />
Riskbedömningen baserades på antaganden om marknaden och naturgassystemets<br />
konfiguration år 2014.<br />
2.1 Riskidentifiering och konsekvenser<br />
2.1.1 Scenarion som påverkar <strong>för</strong>sörjningen till Sverige<br />
N-1-händelse i det danska gassystemet<br />
I den danska riskbedömningen [ref. 8] har tre så kallade N-1-händelser, dvs.<br />
avbrott i största enskilda infrastruktur, identifierats <strong>för</strong> det danska naturgasnätet:<br />
Bortfall av <strong>för</strong>sörjning från Nordsjön, dvs. bortfall av antingen Nybro<br />
gasbehandlingsanläggning eller Tyra-plattformen.<br />
Bortfall av <strong>för</strong>sörjning från Tyskland (Ellund).<br />
Bortfall av Stenlille gaslager.<br />
Beroende på årstid och <strong>för</strong>sörjningssituationen i övrigt kan detta få följande<br />
påverkan på gasflödet från Danmark till Sverige:<br />
a) Med mycket kort varsel (2–4 timmar) kan en större eller mindre del av<br />
gasflödet till den svenska marknaden komma att avbrytas. Energinet.dk<br />
garanterar dock att de svenska skyddade kunderna kommer att få gas.<br />
b) Om Danmark tvingas tillkännage krisnivå Kris kommer enbart gas<br />
motsvarande de svenska skyddade kundernas behov att distribueras via<br />
Dragör.<br />
Sannolikheter och varaktigheter vid N-1-händelser i Danmark framgår av följande<br />
tabell.<br />
Tabell 1. Scenarion avseende N-1-händelse i Danmark.<br />
Scenario Varaktighet Sannolikhet Sannolikhet Huvudsaklig<br />
[dagar]<br />
[1/år] riskgrupp<br />
1a. Bortfall av <strong>för</strong>sörjning Mer än 30 1 gång per 0,004 Tekniska<br />
från Nordsjön leder till<br />
begränsningar i flödet i<br />
Dragör<br />
dagar 250 år<br />
1b. Bortfall av <strong>för</strong>sörjning Mer än 30 1 gång per 0,02 Kommersiella<br />
Tyskland–Danmark leder dagar 50 år<br />
och<br />
till begränsningar i flödet i<br />
Dragör<br />
geopolitiska<br />
7
Scenario Varaktighet<br />
[dagar]<br />
1c. Bortfall av gaslagret Upp till 30<br />
Stenlille leder till<br />
dagar<br />
begränsningar i flödet i<br />
Dragör<br />
Sannolikhet Sannolikhet Huvudsaklig<br />
[1/år] riskgrupp<br />
1 gång per<br />
500 år<br />
0,002 Tekniska<br />
Avbrott i <strong>för</strong>bindelsen mellan Danmark och Sverige<br />
Det svenska naturgasnätet ansluter genom Öresundsledningen till det danska<br />
naturgasnätet i Dragör i den sydöstra delen av den danska ön Amager.<br />
Öresundsledningen är den största enskilda infrastrukturen i det svenska<br />
naturgassystemet, men i det danska systemet finns en <strong>för</strong> Sverige viktig sjöledning<br />
i Kalvebod-sundet vid sydvästra delen av Amager. Den svenska <strong>för</strong>sörjningen är<br />
även direkt beroende av att markledningar i närheten av och på Amager fungerar<br />
samt att M/R-stationen där den svenska ledningen ansluter till det danska<br />
naturgasnätet fungerar. Sannolikheter och varaktigheter <strong>för</strong> avbrott i Öresundsledningen<br />
respektive avbrott på sjöledningen vid Kalvebod framgår av följande<br />
tabell. 5<br />
Tabell 2. Scenariona avseende avbrott i <strong>för</strong>bindelsen mellan Danmark och Sverige.<br />
Scenario Varaktighet<br />
[dagar]<br />
2a. Avbrott i Kalvebod i 31–60<br />
Danmark<br />
dagar<br />
2b. Avbrott på Öresunds- Mer än 40<br />
ledningen, dvs. N-1händelsen<br />
i det svenska<br />
naturgassystemet.<br />
dagar<br />
Sannolikhet Sannolikhet Huvudsaklig<br />
[1/år] riskgrupp<br />
1 gång per<br />
500 år<br />
0,002 Tekniska<br />
1 gång per<br />
20000 år<br />
0,00005 Tekniska<br />
2.1.2 Konsekvenser vid störningar i <strong>för</strong>sörjningen till Sverige<br />
Följande tabell redovisar konsekvenserna om flödet från Danmark begränsas till<br />
att endast omfatta de svenska skyddade kundernas behov, vilket är den lägsta nivå<br />
Energinet.dk garanterar (scenario 1a–c), respektive vid avbrott i <strong>för</strong>bindelsen<br />
mellan Danmark och Sverige (scenario 2a–b).<br />
5 Vid sammanställningen fanns inte siffermaterial tillgängligt <strong>för</strong> den mark<strong>för</strong>lagda gasledningen<br />
vid och på Amager samt <strong>för</strong> berörd M/R-station på Amager. Ett avbrott på en mark<strong>för</strong>lagd ledning<br />
beräknas ta upp till ett dygn att reparera, medan en allvarlig skada på en M/R-station tar åtskilliga<br />
dygn att åtgärda.<br />
8
Tabell 3. Maximal konsekvens av scenarion som påverkar flödet av gas till Sverige.<br />
Scenario Sannolikhet<br />
[1/år]<br />
1a, Bortfall av <strong>för</strong>sörjning<br />
från Nordsjön leder till<br />
begränsningar i flödet i<br />
Dragör (genomsnittlig vinter).<br />
1b, Bortfall av <strong>för</strong>sörjning<br />
Tyskland–Danmark leder till<br />
begränsningar i flödet i<br />
Dragör (genomsnittlig vinter).<br />
1c, Bortfall av gaslagret<br />
Stenlille leder till<br />
begränsningar i flödet i<br />
Dragör (genomsnittlig vinter).<br />
2a, Avbrott i Kalvebod i<br />
Danmark, vilket stoppar<br />
flödet till Sverige<br />
(genomsnittlig vinter).<br />
2b, Avbrott på Öresundsledningen<br />
(genomsnittlig<br />
vinter).<br />
Summa <strong>för</strong>väntad årlig<br />
utebliven<br />
naturgasleverans<br />
Konsekvens (utebliven<br />
naturgasleverans om<br />
händelsen inträffar)<br />
[GWhö]<br />
0,004 4460 6 17,8<br />
0,02 3345 7 66,9<br />
0,002 2230 8 4,5<br />
0,002 3414 9 6,8<br />
0,00005 3414 10 0,17<br />
9<br />
Förväntad årlig<br />
utebliven<br />
naturgasleverans<br />
[GWhö/år]<br />
Samtliga scenarion leder till att gasflödet mer eller mindre upphör. Konsekvensen<br />
uttryckt i utebliven energileverans är i samma storleksordning <strong>för</strong> samtliga<br />
scenarion. Vid avbrott eller kraftiga begränsningar i <strong>för</strong>sörjningen till Sverige<br />
finns det inom landet en mycket begränsad <strong>för</strong>måga att ersätta bortfallet av<br />
naturgas. En stor del av marknaden kommer därmed att tappa sin gas<strong>för</strong>sörjning<br />
mycket snabbt när scenarion enligt ovan inträffar.<br />
Av tabellen framgår att det är scenariot med avbrott i gränsflödet från Tyskland<br />
till Danmark som har störst betydelse <strong>för</strong> den samlade svenska riskbilden utifrån<br />
6 Svenska effektbehovet (2 874 MWu) - skyddade kundernas behov (58 MWu) x 24 timmar x<br />
60 dagar, sedan uppräknad med 10 % till GWhö. Varaktigheten bygger på en samlad bedömning<br />
av reparationstiderna i ref. 8.<br />
7 Svenska effektbehovet (2 874 MWu) - skyddade kundernas behov (58 MWu) x 24 timmar x<br />
45 dagar, sedan uppräknad med 10 % till GWhö. Varaktigheten byggen på en samlad bedömning<br />
av reparationstiderna i ref. 8.<br />
8 Svenska effektbehovet (2 874 MWu) - skyddade kundernas behov (58 MWu) x 24 timmar x<br />
30 dagar, sedan uppräknad med 10 % till GWhö. Varaktigheten byggen på en samlad bedömning<br />
av reparationstiderna i ref. 8.<br />
9 Svenska effektbehovet (2 874 MWu) x 24 timmar x 45 dagar, sedan uppräknad med 10 % till<br />
GWhö. I ref. 2 är reparationstiden angiven till 31–60 dagar baserat på uppgift från<br />
underlagsrapport till den danska riskbedömningen, ref. 8.<br />
10 Svenska effektbehovet (2 874 MWu) x 24 timmar x 45 dagar, sedan uppräknad med 10 % till<br />
GWhö. Reparationstiden av sjöledningen är 40–50 dagar enligt ref. 9.<br />
96
perspektivet <strong>för</strong>väntad årlig utebliven naturgasleverans. Denna händelse är dock<br />
inte dimensionerande <strong>för</strong> uppfyllandet av infrastrukturnormen och<br />
<strong>för</strong>sörjningsnormen eftersom det endast är störningar på den svenska största<br />
infrastrukturen, dvs. Öresundsledningen, som påverkar uppfyllandet av normerna.<br />
Detta innebär att det är avbrott på Öresundsledningen som är grunden <strong>för</strong><br />
dimensionering av åtgärder <strong>för</strong> att hantera störningar i den svenska naturgas<strong>för</strong>sörjningen<br />
utifrån <strong>för</strong>sörjnings<strong>för</strong>ordningens perspektiv.<br />
2.2 Gasbehovet vid tillämpning av infrastruktur-<br />
respektive <strong>för</strong>sörjningsnormen<br />
2.2.1 Infrastrukturnormen, artikel 6.1<br />
Artikeln innebär att nödvändiga åtgärder ska vidtas så att kapaciteten hos den<br />
återstående infrastrukturen, i händelse av ett avbrott i den största enskilda<br />
gasinfrastrukturen (dvs. Öresundsledningen), kan leverera den gas som krävs en<br />
dag med exceptionellt hög efterfrågan som uppstår med en statistisk sannolikhet<br />
en gång vart tjugonde år.<br />
Den maximala svenska efterfrågan på gas en kall vinterdag (20-årsvinter)<br />
beräknas vara 94 GWhö/dygn (7,8 MNm 3 /dygn).<br />
Infrastrukturnormen ska enligt artikel 6.1 uppfyllas senast den 3 december 2014.<br />
Sverige är inte bundet av denna, men ska eftersträva att fullgöra normen och<br />
samtidigt trygga gas<strong>för</strong>sörjningen till skyddade kunder i enlighet med artikel 8.<br />
2.2.2 Försörjningsnormen, artikel 8.1<br />
Enligt artikeln ska den behöriga myndigheten kräva att naturgas<strong>för</strong>etag, som den<br />
identifierar, vidtar åtgärder <strong>för</strong> att säkerställa <strong>för</strong>sörjning av gas till<br />
medlemsstatens skyddade kunder: 11<br />
a) vid extrema temperaturer under en sjudagarsperiod som statistiskt sett inträffar<br />
en gång vart tjugonde år – energimässigt motsvarar detta 17 GWhö gas.<br />
b) under en period på 30 dagar med exceptionellt hög efterfrågan på gas som<br />
statistiskt sett inträffar en gång vart tjugonde år – energimässigt motsvarar<br />
detta 60 GWhö gas.<br />
c) under 30 dagar i händelse av ett avbrott hos den största enskilda<br />
gas<strong>för</strong>sörjningsinfrastrukturen (Öresundsledningen) under genomsnittliga<br />
vinter<strong>för</strong>hållanden – energimässigt motsvarar detta 45 GWhö gas.<br />
11 Skyddade kunder är <strong>för</strong> svensk del konsumenter som är anslutna till distributionssystem <strong>för</strong> gas,<br />
dvs. småhuskunder och spiskunder, sammanlagt cirka 33 000 kunder.<br />
10
3 Åtgärder och volymer <strong>för</strong> att<br />
uppfylla normerna och hantera<br />
identifierade risker<br />
I det följande redoviseras strategi, åtgärder och volymer <strong>för</strong> att hantera de risker<br />
och scenarion som beskrivs i avsnitt 2. Prioriteringen avseende åtgärder är att i<br />
<strong>för</strong>sta hand eftersträva att fullgöra infrastrukturnormen (avsnitt 3.2) samt uppfylla<br />
<strong>för</strong>sörjningsnormen (avsnitt 3.3) och i andra hand <strong>för</strong>bättra den generella<br />
situationen (avsnitt 3.4).<br />
3.1 Utgångspunkter <strong>för</strong> att uppfylla infrastruktur- och<br />
<strong>för</strong>sörjningsnormerna<br />
3.1.1 Angående sammanlänkningar, gränsöverskridande flöden m.m.,<br />
artikel 5.1f<br />
Det svenska naturgassystemet är enbart anslutet till det danska naturgassystemet.<br />
Sammanlänkningen består av en <strong>för</strong>bindelse, Öresundsledningen, som därigenom<br />
är den största enskilda infrastrukturen. Det finns inte några beslut om etablering<br />
av alternativa till<strong>för</strong>selvägar.<br />
Gasflödet i Öresundsledningen är enkelriktat från Danmark till Sverige. I dag är<br />
det inte tekniskt möjligt att vända flödet så att gas strömmar från Sverige till<br />
Danmark. Sverige har inte någon naturgasproduktion eller något betydande<br />
gaslager och inte heller biogasproduktion av betydelse, även om biogasproduktionen<br />
enligt tagna beslut och planer successivt kommer att öka. Detta<br />
innebär att Sverige inte kan bidra till <strong>för</strong>sörjningstryggheten i det danska eller<br />
europeiska gassystemet och det finns därmed inte något behov av omvänt flöde<br />
över <strong>för</strong>bindelsen till Danmark.<br />
Det finns <strong>för</strong> närvarande inga överenskommelser om tillträde till lagringsanläggningar<br />
i Danmark <strong>för</strong> att i krissituationer kunna <strong>för</strong>sörja svenska kunder.<br />
Det finns dock inget formellt hinder att träffa sådana överenskommelser. Men<br />
eventuella avtal om tillgång till lagerkapacitet i Danmark påverkar inte<br />
uppfyllandet av infrastrukturnormen respektive den del av <strong>för</strong>sörjningsnormen<br />
som utgår från avbrott på Öresundsledningen (artikel 8.1c).<br />
3.1.2 Angående allmännyttiga tjänster i fråga om trygg gas<strong>för</strong>sörjning,<br />
artikel 5.1g<br />
Det finns ingen aktör på den svenska gasmarknaden som har skyldighet att<br />
tillhandahålla allmännyttiga tjänster med koppling till <strong>för</strong>sörjningstrygghet <strong>för</strong><br />
gas.<br />
11
Det finns <strong>för</strong> närvarande inga statliga gaslager <strong>för</strong> krissituationer eller krav på att<br />
gasmarknadens aktörer, inkluderande <strong>för</strong>brukarna, ska lagra gas <strong>för</strong> krissituationer.<br />
Vissa kraftvärmeverk och några stora industriella kunder har teknisk möjlighet att<br />
använda alternativt bränsle (oljebaserat). Det finns emellertid inte några krav på<br />
<strong>för</strong>brukarna att lagra alternativt bränsle i proportion till sin gasanvändning. Det<br />
finns inget <strong>för</strong>fattningsmässigt stöd eller övergripande inriktning <strong>för</strong> att stödja<br />
användning av alternativt bränsle, då användning av dessa oljebaserade bränslen<br />
riskerar att komma i konflikt med varje anläggnings miljötillstånd.<br />
3.1.3 Kapacitet och planer avseende gränspunkter, gaslager och LNGtill<strong>för</strong>sel,<br />
artikel 5.2<br />
Över<strong>för</strong>ingskapaciteten från Danmark till Sverige är 95 GWhu/dygn<br />
(8,6 MNm 3 /dygn).<br />
Det finns <strong>för</strong> närvarande inga beslut om att utöka antalet gränspunkter till andra<br />
länders naturgassystem.<br />
<strong>Sveriges</strong> enda naturgaslager (Gaslager Skallen) rymmer maximalt 10 MNm 3 eller<br />
ca 110 GWhu naturgas. Av denna mängd är ca 8,7 MNm 3 eller ca 96 GWhu<br />
tillgänglig <strong>för</strong> operativ lagerverksamhet. Maximal uttagskapacitet är<br />
0,96 MNm 3 /dygn (440 MWu), vilken sjunker till 55 MWu vid låga tryckskillnader<br />
mellan lager och transmissionsnät. Det finns inga planer på att öka lagerkapaciteten<br />
eller öka uttagskapaciteten.<br />
Det finns inga planer på att till den 3 december 2014, då infrastrukturnormen ska<br />
vara uppfylld (avsnitt 2.2.1), ansluta LNG-anläggningar till gassystemet.<br />
3.2 Uppfylla infrastrukturnormen<br />
Infrastrukturnormen (avsnitt 2.2.1) ska uppfyllas senast den 3 december 2014.<br />
Sverige är, genom undantag, emellertid inte bundet av att uppfylla infrastrukturnormen,<br />
men ska eftersträva att fullgöra skyldigheten.<br />
3.2.1 Använda biogas<br />
Genom de beslutade och planerade anläggningarna <strong>för</strong> biogas<strong>för</strong>sörjning till såväl<br />
distributionsnät som transmissionsnät kommer <strong>för</strong>sörjningskapaciteten successivt<br />
att <strong>för</strong>bättras. För närvarande injiceras 25 MWu biogas i distributionsnät enligt<br />
ref 5 (uppgiften avser år 2010). Med beaktande av den <strong>för</strong>väntade utbyggnaden av<br />
produktionskapacitet kommer biogastill<strong>för</strong>seln till naturgassystemet år 2014<br />
uppgå till 55 MWu (0,12 MNm 3 /dygn), vilket motsvarar cirka 1,5 procent av det<br />
maximala behovet i gassystemet.<br />
12
3.2.2 Etablera marknadsbaserad åtgärd<br />
Före det att infrastrukturnormen ska vara uppfylld, den 3 december 2014, planeras<br />
<strong>för</strong> etablering av en marknadsbaserad åtgärd 12 på efterfrågesidan. Troligen<br />
kommer åtgärden att utgöras av avtal med stora gas<strong>för</strong>brukare om att de mot<br />
ekonomisk ersättning är beredda att snabbt minska sin gas<strong>för</strong>brukning vid order<br />
från systembalansansvarig. Denna typ av avtal kallas även hyperavbrytbara<br />
kontrakt. Denna marknadsbaserade åtgärd kommer, om den etableras, att bidra till<br />
eftersträvan att uppfylla infrastrukturnormen. Dessutom kommer åtgärden att<br />
bidra till att säkerställa uppfyllandet av <strong>för</strong>sörjningsnormen. Åtgärden kommer<br />
också att bidra till att i större utsträckning upprätthålla gas<strong>för</strong>sörjningen till fler än<br />
de skyddade kunder vid inträffat scenario 1a–c i avsnitt 2.1.<br />
3.2.3 Beräkning av N-1-formeln efter åtgärder<br />
Uppfyllandsgraden av normen visas genom en teknisk beräkning av kapaciteten<br />
hos de anläggningar som svarar <strong>för</strong> landets naturgas<strong>för</strong>sörjning i <strong>för</strong>hållande till<br />
naturgaskundernas behov. För svensk del innebär detta att relevanta anläggningar<br />
är Öresundsledningen, Gaslager Skallen och biogasproduktion.<br />
Beräkning enligt formeln i <strong>för</strong>sörjnings<strong>för</strong>ordningens bilaga 1 ger att N-1 <strong>för</strong><br />
<strong>Sveriges</strong> del är 14 procent baserat på indata enligt Tabell 4. Normens krav är 100<br />
procent.<br />
Tabell 4. Indata till N-1-beräkning avseende år 2014.<br />
Parameter Värde<br />
[MNm 3 /dygn]<br />
Kommentar<br />
Dmax 7,8 Den totala dagliga efterfrågan på gas i det beräknade<br />
området under en dag med exceptionellt hög efterfrågan på<br />
gas, som statistiskt sett inträffar en gång vart tjugonde år.<br />
Deff 0 Den del av Dmax som vid ett <strong>för</strong>sörjningsavbrott snabbt och i<br />
tillräcklig utsträckning kan täckas av marknadsbaserade<br />
åtgärder på efterfrågesidan.<br />
EPm 8,6 Entrypunkternas tekniska kapacitet, <strong>för</strong>utom vid<br />
produktions-, LNG- och lagringsanläggningar som omfattas<br />
av Pm, Sm och LNGm: summan av den tekniska kapaciteten<br />
vid alla gränsöverskridande entrypunkter som har kapacitet<br />
att leverera gas till det beräknade området.<br />
Pm 0,12 Högsta möjliga tekniska produktionskapacitet: summan av<br />
den högsta möjliga tekniska dagliga produktionskapacitet<br />
hos alla anläggningar <strong>för</strong> produktion av gas som kan<br />
levereras till entrypunkterna i det beräknade området.<br />
12 En marknadsbaserad åtgärd är en åtgärd som marknadens aktörer själva vidtar eller som är<br />
avtalad om att kunna användas <strong>för</strong> ökad robusthet och flexibilitet särskilt vid krisnivåerna<br />
Beredskap och Kris. Marknadsbaserade åtgärder kan vara reglerade via avtal om ekonomisk<br />
ersättning och <strong>för</strong>utsätta att krisnivå Beredskap eller Kris tillkännagivits. Åtgärder som inte är<br />
marknadsbaserade ska endast användas då de marknadsbaserade åtgärderna inte längre kan trygga<br />
<strong>för</strong>sörjningen, i synnerhet till skyddade kunder. En icke marknadsbaserad åtgärd <strong>för</strong> aktörerna är<br />
tvingande. Användning av icke marknadsbaserade åtgärder kräver att krisnivå Kris har<br />
tillkännagivits.<br />
13
Parameter Värde<br />
[MNm 3 /dygn]<br />
Kommentar<br />
Sm 0,96 Lagringsanläggningars högsta möjliga tekniska dagliga<br />
kapacitet.<br />
LNGm 0 Högsta möjliga tekniska LNG-anläggningskapacitet.<br />
Im 8,6 Tekniska kapaciteten hos den största enskilda<br />
infrastrukturen.<br />
3.3 Uppfylla <strong>för</strong>sörjningsnormen<br />
I det följande redovisas vilka åtgärder som Sverige har till <strong>för</strong>fogande <strong>för</strong> att<br />
uppfylla <strong>för</strong>sörjningsnormen (avsnitt 2.2.2).<br />
3.3.1 Försörjning av skyddade kunder under 7 dagar vid extrema<br />
temperaturer, artikel 8.1a<br />
Vid stor efterfrågan kan trycket komma att sjunka i transmissionsnätet om<br />
ingångstrycket i Dragör inte är tillräckligt. Vid trycknivåer under cirka 45 bar<br />
faller de kunder som har stort tryckbehov bort med ”automatik”. De<br />
kundkategorier som <strong>för</strong>st faller bort är kraftvärmeverk och stora industrier.<br />
Kunder med lågt tryckbehov kan vid sjunkande trycknivåer i transmissionsnätetet<br />
fortsatt <strong>för</strong>sörjas med gas. I gruppen med lägst tryckbehov finns de skyddade<br />
kunderna.<br />
Slutsatsen blir därmed att det inte krävs några <strong><strong>för</strong>ebyggande</strong> åtgärder <strong>för</strong> att<br />
uppfylla denna del av <strong>för</strong>sörjningsnormen.<br />
3.3.2 Försörjning av skyddade kunder under minst 30 dagar vid<br />
exceptionellt hög efterfrågan, artikel 8.1b<br />
I det svenska gassystemet <strong>för</strong>väntas exceptionellt hög efterfrågan på gas inträffa<br />
vintertid med extrema temperaturer. Vid stor efterfrågan kan trycket komma att<br />
sjunka i transmissionsnätet om kapaciteten i Dragör inte är tillräcklig, men de<br />
skyddade kunderna kan fortsatt <strong>för</strong>sörjas med gas (se avsnitt 3.3.1).<br />
Slutsatsen blir därmed att det inte krävs några <strong><strong>för</strong>ebyggande</strong> åtgärder <strong>för</strong> att<br />
uppfylla denna del av <strong>för</strong>sörjningsnormen.<br />
3.3.3 Försörjning av skyddade kunder under minst 30 dagar vid avbrott<br />
i största enskilda infrastrukturen under en genomsnittlig vinter,<br />
artikel 8.1c<br />
Försörjnings<strong>för</strong>ordningens krav enligt artikel 8.1c speglas till fullo i scenario 2b,<br />
men även scenario 2a ger samma konsekvens <strong>för</strong> den svenska gasmarknaden, dvs.<br />
fullständigt avbrott i naturgasleveransen, se avsnitt 2.1.<br />
De skyddade kundernas behov under 30 dagar en genomsnittlig vinter är<br />
45 GWhö, se avsnitt 2.2.2. Reparationstiden vid fullständigt avbrott i den största<br />
enskilda infrastrukturen, sjöledningen mellan Danmark och Sverige, kan<br />
emellertid uppgå till 40–50 dagar enligt ref. 9. Försörjningsnormens krav är dock<br />
14
minst 30 dagar och flera av de händelser som kan orsaka läckage/avbrott på<br />
sjöledningen har betydligt kortare reparationstid än 40–50 dagar. Detta med<strong>för</strong> att<br />
det är rimligt att behovet <strong>för</strong> de skyddade kunderna motsvarar 30 dagars<br />
gas<strong>för</strong>brukning.<br />
Det finns inga beslutade investeringar i infrastrukturen <strong>för</strong> att minska<br />
sannolikheten <strong>för</strong> eller konsekvenserna av att N-1-händelsen inträffar, se avsnitt<br />
3.1.3.<br />
De åtgärder och <strong>för</strong>hållanden som kan bidra till att uppfylla <strong>för</strong>sörjningsnormen<br />
består av:<br />
använda gas i transmissionsnätet (line pack)<br />
använda den biogas som till<strong>för</strong>s naturgassystemet<br />
snabbt minska <strong>för</strong>brukningen hos de icke skyddade kunderna genom att<br />
beordra <strong>för</strong>brukningsminskning inom givna tidsintervall<br />
strategisk gaslagring i Skallen-lagret<br />
Ovanstående åtgärder beskrivs mer detaljerat i följande avsnitt.<br />
Använda line pack<br />
Åtgärden innebär att systembalansansvarig ska agera <strong>för</strong> att den operativa<br />
trycknivån i transmissionssystemet under normal drift inte understiger 45 bar.<br />
Detta är samma nivå som tidigare gällande praxis.<br />
Normal trycknivå (nollpunkt) i transmissionssystemet är 56 bar medan den lägsta<br />
operativa nivån är 45 bar. I det senare fallet kan cirka 41 GWhö (3,4 MNm 3 ) gas<br />
användas innan trycket når 7 bar, vilket med marginal är tillräckligt <strong>för</strong> att <strong>för</strong>se<br />
de skyddade kunderna med gas. 13<br />
Använda biogas<br />
För närvarande injiceras cirka 25 MWu biogas i distributionsnät, varav cirka<br />
20 MWu kan komma skyddade kunder tillgodo (uppgifter gäller år 2010). Med<br />
beaktande av den <strong>för</strong>väntade utbyggnaden av biogasproduktion till såväl<br />
distributionsnät som transmissionsnät kan biogas år 2016 täcka samtliga skyddade<br />
kunders effektbehov en normal vinter (58 MWu), se följande figur.<br />
13 Distributionsnäten som följer direkt efter en M/R-station har ett maximalt tryck på 4 bar och ett<br />
minimitryck på 1 bar, men skyddade kunder kan vara anslutna till ännu lägre tryck (0,1 bar) efter<br />
tryckreducering i reglerstationer. Från 56 bar till 7 bar finns cirka 53 GWhö tillgängligt i systemet.<br />
15
Figur 1. Befintlig och planerad biogasinjektion i naturgasnätet som kan komma skyddade<br />
kunder till godo. De skyddade kundernas effektbehov är 58 MWu. Källa: ref. 5 och möte<br />
med referensgrupp 2012-02-28.<br />
Den totala biogasproduktionen beräknas därmed uppgå till cirka 55 MWö år 2014<br />
respektive 120 MWö år 2016.<br />
Biogasproducenter <strong>för</strong>väntas vid kris fortsatt leverera gas till naturgassystemet<br />
enligt ingångna affärsavtal med gasleverantörer.<br />
Den biogas som på distributionsnätsnivå till<strong>för</strong>s naturgassystemet utöver de<br />
skyddade kundernas behov ska användas till kunder enligt krisplanens [ref. 9]<br />
prioriteringsordning.<br />
Beordra <strong>för</strong>brukningsminskning hos icke skyddade kunder<br />
Systembalansansvarig kan beordra innehavare av naturgasledning att minska<br />
<strong>för</strong>brukningen av gas hos de icke skyddade kunderna. Innehavare av<br />
naturgasledning ska kunna verkställa beslutet om <strong>för</strong>brukningsminskningen inom<br />
följande tidsgränser. Tabellen visar hur stor del av <strong>för</strong>brukningen i samtliga<br />
uttagspunkter <strong>för</strong> respektive kundkategori som ska ha upphört inom respektive<br />
tidgräns.<br />
16
Tabell 5. Krav på maximal tid <strong>för</strong> <strong>för</strong>brukningsminskning.<br />
Andel av <strong>för</strong>brukningen inom nätområdet som ska<br />
ha upphört inom angivna tidsgränser [timmar]<br />
Kundkategori ≤ 3 ≤6 ≤ 12 ≤24 ≤48 ≤120 ≤240<br />
Kraftvärmeoch<br />
värmeverk<br />
100 %<br />
Övriga kunder<br />
>20 GWh/år<br />
25 % 50 % 100 %<br />
Övriga kunder 0 % 25 % 50 % 100 %<br />
3–20 GWh/år<br />
Övriga kunder<br />
< 3 GWh/år<br />
0 % 0 % 0 % 0 % 35 % 75 % 100 %<br />
Med ovanstående krav kommer <strong>för</strong>brukningen hos de icke skyddade kunderna,<br />
med antagandet att <strong>för</strong>brukningsminskningen sker linjärt inom respektive<br />
tidsgräns, totalt att uppgå till cirka 27 GWhö under frånkopplingstiden.<br />
Kraven är anpassade till de olika kundkategoriernas gas<strong>för</strong>brukning och till<br />
möjligheten att fjärravläsa mätarna – och därmed relativt enkelt kunna verifiera<br />
<strong>för</strong>brukningsminskningen – enligt följande.<br />
Års<strong>för</strong>brukning mer<br />
än 20 GWh<br />
Års<strong>för</strong>brukning<br />
mellan 3 och 20 GWh<br />
Alla övriga icke<br />
skyddade kunder<br />
Strategisk gaslagring<br />
Strategisk gaslagring innebär att systembalansansvarig under perioden 1 oktober–<br />
30 april 14 ska disponera den mängd gas i Skallen-lagret som krävs <strong>för</strong> att säkra<br />
leveranserna till de skyddade kunderna med beaktande av:<br />
aktuell nedre operativ gräns <strong>för</strong> trycket i transmissionssystemet<br />
<strong>för</strong>väntad biogasproduktion<br />
Omfattar drygt 60 kunder inklusive kraftvärme- och värmeverk.<br />
Totalt svarar gruppen <strong>för</strong> cirka 85 procent av gas<strong>för</strong>brukningen.<br />
För dessa finns timvisa mätvärden som fjärravläses varje dygn.<br />
Omfattar cirka 200 kunder. För dessa finns timvisa mätvärden<br />
som fjärravläses varje dygn.<br />
Omfattar cirka 4600 kunder. Dessa kunder är månads- eller<br />
årsrapporterade, vilket i de flesta fall innebär att det omöjligt att<br />
via fjärravläsning verifiera <strong>för</strong>brukningsminskning.<br />
tider <strong>för</strong> att verkställa <strong>för</strong>brukningsminskning, se Tabell 5.<br />
Under övrig del av året, dvs. 1 maj–30 september, är de <strong>för</strong>utsättningar som<br />
redovisas i punktlistan i <strong>för</strong>egående stycke tillräckliga <strong>för</strong> att säkra<br />
gasleveranserna till de skyddade kunderna.<br />
14 Datumen är valda med hänsyn till gasårets och gasvinterns början (1 oktober) respektive<br />
gasvinterns och lagerårets slut (30 april).<br />
17
Sammanställning över åtgärdernas kapacitet att uppfylla <strong>för</strong>sörjningsnormen<br />
Resultatet av de ovan redovisade åtgärderna och <strong>för</strong>utsättningarna redovisas<br />
samlat i följande tabell.<br />
Tabell 6. Sammanställning av åtgärdernas kapacitet att uppfylla artikel 8.1c.<br />
Skede/åtgärd Till<strong>för</strong>sel resp.<br />
<strong>för</strong>brukning<br />
[GWhö]<br />
18<br />
Kommentar<br />
Använda line pack 41 Räknat på ”sämsta fallet”, dvs. från<br />
nedre operativ gräns (45 bar) ner till<br />
7 bar.<br />
Använda biogas 16 Räknat på 30 dagars produktion.<br />
Förbrukning hos icke<br />
-27 Med hänsyn till tid <strong>för</strong> effektuering av<br />
skyddade kunder<br />
frånkoppling enligt Tabell 5.<br />
Förbrukning hos<br />
-45 Enligt avsnitt 2.2.2.<br />
skyddade kunder<br />
Strategiskgaslagring 15<br />
Överskott eller brist (-) 0 Åtgärderna är tillräckliga i sin redovisade<br />
utformning <strong>för</strong> att uppfylla artikel 8.1c.<br />
3.4 Åtgärder <strong>för</strong> att upprätthålla gas<strong>för</strong>sörjningen till<br />
samtliga kunder, artikel 5.1d<br />
Scenario 1a–c (se avsnitt 2.1) innebär att det efter respektive händelse kommer att<br />
finnas ett visst gasflöde till Sverige. Gasflödet kommer minst att motsvara de<br />
skyddade kundernas behov.<br />
Det finns inga rimliga åtgärder tillgängliga <strong>för</strong> att minska sannolikheten <strong>för</strong> att de<br />
grundläggande händelserna <strong>för</strong> scenario 1a–c inträffar. De möjliga åtgärderna är<br />
därmed delvis samma som redovisas i avsnitt 3.3.3, men ytterligare några åtgärder<br />
ska kunna tillämpas av gasmarknadens aktörer. De åtgärder som vidtas får dock<br />
inte äventyra uppfyllandet av <strong>för</strong>sörjningsnormen.<br />
Systembalansansvarig ska vid behov ut<strong>för</strong>a reglergashandel, dvs. frivillig<br />
gashandel mellan systembalansansvarig och balansansvarig.<br />
Systembalansansvarig ska vid behov stegvis strama åt möjligheterna till och<br />
öka kostnaderna <strong>för</strong> obalans.<br />
Systembalansansvarig ska vid behov via transmissionsnätsoperatören och<br />
innehavare av distributionsledningar beordra <strong>för</strong>brukningsminskning hos de<br />
icke skyddade kunderna. Förbrukningsminskningen ska genom<strong>för</strong>as inom de<br />
tider som anges i Tabell 5 och i enlighet med krisplanens [ref. 11] prioriteringsordning.<br />
Systembalansansvarig ska vid behov nyttja den line pack som finns i systemet.<br />
Systembalansansvarig ska vid behov påbjuda inmatning eller uttag av gas till<br />
gassystemet.
För det fall händelsen sker med viss <strong>för</strong>varning gäller dessutom följande.<br />
Systembalansansvarig ska om möjligt träffa överenskommelse med den danska<br />
systemansvarige avseende att buffra gas i det svenska systemet utöver det som<br />
de svenska aktörerna har nominerat. Detta <strong>för</strong>utsätter att det finns fysiska<br />
<strong>för</strong>utsättningar att buffra gas i det svenska systemet. 15<br />
3.5 Sammanställning över åtgärder<br />
Åtgärderna enligt avsnitt 3.2–3.4 säkerställer gas till de skyddade kunderna i alla<br />
identifierade scenarion.<br />
De följande tabellerna visar om åtgärderna:<br />
bidrar till strävan att uppfylla infrastrukturnormen (avsnitt 2.2.1).<br />
bidrar till att uppfylla <strong>för</strong>sörjningsnormen artikel 8.1c (avsnitt 2.2.2).<br />
Förordningens artikel 8.1a och 8.1b bedöms uppfyllas utan att det behöver<br />
vidtas några åtgärder (avsnitt 3.3.1 respektive 3.3.2).<br />
är användbara <strong>för</strong> att hantera övriga scenarion, dvs. scenario 1a–c och 2a enligt<br />
avsnitt 2.1.<br />
Tabell 7. Bedömning av marknadsbaserade åtgärders möjlighet att <strong>för</strong>ebygga eller<br />
underlätta hantering av störningar i naturgas<strong>för</strong>sörjningen.<br />
Åtgärd Bidrar till att<br />
uppfylla<br />
infrastrukturnormen<br />
19<br />
Bidrar till att<br />
uppfylla<br />
<strong>för</strong>sörjningsnormen,<br />
art.<br />
8.1c<br />
Åtgärd <strong>för</strong><br />
övriga<br />
scenarion<br />
Åtgärder på <strong>för</strong>sörjningssidan<br />
Använda biogas Ja Ja Ja<br />
Buffra gas Nej Nej Ja, under vissa<br />
<strong>för</strong>utsättningar.<br />
Använda line pack Nej Ja Ja<br />
Tillämpa särskilda regler i Nej Nej. Åtgärden Ja<br />
balansavtal<br />
kan användas i<br />
aktuellt scenario<br />
men bidrar inte<br />
till att uppfylla<br />
normen.<br />
Tillämpa bestämmelser <strong>för</strong> Nej Nej. Åtgärden Ja<br />
reglergashandel<br />
kan användas i<br />
aktuellt scenario<br />
men bidrar inte<br />
till att uppfylla<br />
normen.<br />
15 Buffringen innebär att systembalansansvarig lånar gas av Energinet.dk. Buffring av gas med<strong>för</strong> i<br />
sig inga ekonomiska transaktioner.
Tabell 8. Bedömning av de icke marknadsbaserade åtgärdernas möjlighet att underlätta<br />
hantering av störningar i naturgas<strong>för</strong>sörjningen.<br />
Åtgärd Bidrar till att<br />
uppfylla<br />
infrastrukturnormen<br />
20<br />
Bidrar till att<br />
uppfylla<br />
<strong>för</strong>sörjningsnormen,<br />
art.<br />
8.1c<br />
Åtgärd <strong>för</strong><br />
övriga<br />
scenarion<br />
Åtgärder på <strong>för</strong>sörjningssidan<br />
Strategisk gaslagring Nej Ja Nej, gas kan inte<br />
användas till<br />
andra än de<br />
skyddade<br />
kunderna under<br />
perioden<br />
Påbjuda inmatning eller<br />
uttag av gas från lager<br />
Åtgärder på efterfrågesidan<br />
Beordra <strong>för</strong>brukningsminskning<br />
(frånkoppling)<br />
Nej Nej. Åtgärden<br />
kan användas i<br />
aktuellt scenario<br />
men bidrar inte<br />
till att uppfylla<br />
normen.<br />
Nej Ja Ja<br />
oktober-april.<br />
Ja<br />
Utöver de ovan redovisade åtgärderna har det påbörjats ett arbete <strong>för</strong> att om<br />
möjligt in<strong>för</strong>a s.k. hyperavbrytbara kontrakt bland de största gas<strong>för</strong>brukarna, se<br />
avsnitt 3.2.2. Denna marknadsbaserade åtgärd kommer, om den etableras, att<br />
ytterligare stärka <strong>för</strong>mågan att <strong>för</strong>se de skyddade kunderna med gas samtidigt som<br />
<strong>för</strong>sörjningssituationen <strong>för</strong> övriga gas<strong>för</strong>brukare <strong>för</strong>bättras.<br />
3.5.1 Översiktlig konsekvensbeskrivning av åtgärderna<br />
Beordra <strong>för</strong>brukningsminskning (frånkoppling)<br />
Den grundläggande åtgärden vid allvarliga kriser (krisnivå Kris har<br />
tillkännagivits) är <strong>för</strong>brukningsminskning genom frånkoppling av icke skyddade<br />
kunder. Det är en drastisk åtgärd, men det är <strong>för</strong> närvarande en helt nödvändig<br />
åtgärd <strong>för</strong> att säkerställa <strong>för</strong>sörjningen till de skyddade kunderna. Frånkoppling är<br />
en, sedan tidigare etablerad åtgärd, vid allvarliga kriser, men där kraven på<br />
frånkopplingstider i denna plan formaliserats.<br />
De valda frånkopplingstiderna har balanserats mot användning av line pack,<br />
biogas och strategisk gaslagring så att tidsgränserna <strong>för</strong> frånkoppling har kunnat<br />
tänjas <strong>för</strong> att aktörerna ska få en viss fram<strong>för</strong>hållning innan frånkopplingen<br />
genom<strong>för</strong>s.<br />
De största <strong>för</strong>brukarna kommer att frånkopplas <strong>för</strong>st. Vad gäller kraftvärme- och<br />
värmeverken väntas de i relativ stor omfattning kunna gå över till annat bränsle<br />
(främst eldningsolja) <strong>för</strong> värmeproduktion, medan den uteblivna elproduktionen i<br />
kraftvärmeverken främst kompenseras via normal handel på elmarknaden. Även
vissa stora industrier kan <strong>för</strong> värmealstring ersätta naturgasen med eldningsolja.<br />
De industrier som använder naturgas som råvara tvingas stoppa produktionen. En<br />
övergång från naturgas till eldningsolja ger ökad miljöbelastning genom ökade<br />
utsläpp av koldioxid, svaveloxid, kväveoxid och partiklar. Frånkopplingen av<br />
kraftvärme- och värmeverk samt industriella gaskunder (industrier) leder till<br />
ökade kostnader <strong>för</strong> övergång till ersättningsbränsle och/eller stopp i<br />
produktionen. I sämsta fall kan det i vissa industrier uppstå skador på<br />
produktionsutrustning.<br />
Den gasdrivna tunga trafiken (främst bussar) kommer i vissa orter/områden i<br />
sämsta fall inte att kunna tanka gas, vilket åtminstone i ett initialt skede kommer<br />
att orsaka stora störningar i kollektivtrafiken och ge ökade kostnader, ökade<br />
utsläpp av koldioxid m.m. De mindre gasdrivna fordonen kan tanka oljebaserat<br />
bränsle (ger ökade utsläpp av koldioxid m.m.) eller eventuellt tanka gas på<br />
tankställe som inte är anslutet till naturgassystemet.<br />
Använda line pack<br />
Åtgärden innebär att en etablerad praxis formaliseras och därmed begränsas inte<br />
marknadens funktion eller rutiner i övrigt av denna åtgärd.<br />
Strategisk gaslagring<br />
Åtgärden ”strategisk gaslagring” kommer i viss omfattning att minska<br />
gasmarknadsaktörernas möjligheter att använda det svenska gaslagret. Åtgärden<br />
<strong>för</strong>väntas under vintern 2013/14 ianspråkta cirka 15 procent av lagringsutrymmet.<br />
16 Gasmarknadens aktörer får i gengäld behålla det nuvarande<br />
obalansutrymmet inom balansregleringen vid normal drift. Kostnaden <strong>för</strong> den<br />
strategiska gaslagringen betalas av balansansvariga genom en höjd <strong>för</strong>brukningsenergiavgift.<br />
Åtgärdernas inverkan på den europeiska marknaden<br />
De svenska åtgärderna har ingen negativt inverkan på den europeiska<br />
naturgasmarknaden.<br />
Åtgärdernas koppling till krishanteringsprinciper<br />
Frånkoppling av icke skyddade kunder kommer om möjligt att ske enligt en<br />
prioritetsordning där hänsyn tagits till såväl de svenska vedertagna krishanteringsprinciperna<br />
som naturgasmarknadens unika <strong>för</strong>utsättningar.<br />
Försörjningssituationen kommer att <strong>för</strong>bättras de närmaste åren då biogasproduktion<br />
<strong>för</strong>väntas stå <strong>för</strong> en allt större del av gasleveranserna, och kan om<br />
några år ensamt svara <strong>för</strong> minst de skyddade kundernas behov. I ett sådant läge<br />
skulle vissa övriga kunder kunna få gas vid avsevärda störningar i<br />
naturgasleveranserna från Danmark.<br />
16 Ett alternativ till strategisk gaslagring är annars att höja lägsta tillåtna tryck i transmissionsnätet,<br />
men bedömningen är att det begränsar aktörernas handlingsutrymme mer än den nu valda åtgärden<br />
och därmed har större negativ inverkan på marknadens funktion.<br />
21
4 Skyldigheter <strong>för</strong><br />
systembalansansvarig,<br />
naturgas<strong>för</strong>etag och <strong>för</strong>brukare<br />
Nedan redovisas vilka krav som gäller <strong>för</strong> systembalansansvarig, naturgas<strong>för</strong>etag<br />
och <strong>för</strong>brukare till följd av de åtgärder som redovisas i avsnitt 3.<br />
4.1 Systembalansansvarig<br />
Systembalansansvarig ska agera <strong>för</strong> att den operativa trycknivån i transmissionssystemet<br />
inte understiger 45 bar vid:<br />
normal drift<br />
krisnivå ”tidig varning”<br />
krisnivå ”beredskap”.<br />
Systembalansansvarig ska vid behov via innehavare av naturgasledning beordra<br />
<strong>för</strong>brukningsminskning eller frånkoppling av icke skyddade kunder.<br />
Systembalansansvarig ska se till att det finns tillräckligt mycket gas i Skallenlagret<br />
så att en kontrollerad <strong>för</strong>brukningsminskning/frånkoppling av icke<br />
skyddade kunder kan ske och att skyddade kunder kan få gas i 30 dagar enligt<br />
<strong>för</strong>sörjnings<strong>för</strong>ordningens artikel 8.1c. In<strong>för</strong> varje vintersäsong ska<br />
systembalansansvarig beräkna vilken mängd gas som behöver lagras med hänsyn<br />
till det bidrag biogas kan ge. Beräkningen ska godkännas av behörig myndighet.<br />
4.2 Gasleverantör och balansansvarig<br />
Gasleverantör ansvarar i samarbete med balansansvariga såväl vid normal drift<br />
som i en krissituation <strong>för</strong> att skyddade kunder får gas.<br />
4.3 Innehavare av lagringsanläggning<br />
Innehavare av lagringsanläggning ska till systembalansansvarig upplåta den<br />
lagerkapacitet som enligt systembalansansvarig behövs <strong>för</strong> strategisk gaslagring.<br />
4.4 Innehavare av naturgasledning<br />
Transmissionsnätsoperatör och innehavare av distributionsledning ska säkerställa<br />
personell och organisatorisk kapacitet <strong>för</strong> att efter order från<br />
systembalansansvarig se till att de icke skyddade kunderna reducerar alternativt<br />
upphör med gas<strong>för</strong>brukningen inom de tider som ges i Tabell 5.<br />
22
4.5 Större <strong>för</strong>brukare<br />
Enligt instruktioner från transmissionsnätsoperatör och innehavare av<br />
distributionsledning ska större <strong>för</strong>brukare reducera gas<strong>för</strong>brukningen.<br />
23
Referenser<br />
1 EUROPAPARLAMENTETS OCH RÅDETS FÖRORDNING (EU) nr<br />
994/2010 av den 20 oktober 2010 om åtgärder <strong>för</strong> att trygga<br />
naturgas<strong>för</strong>sörjningen och om upphävande av rådets direktiv<br />
2004/67/EG.<br />
2 Riskbedömning av <strong>Sveriges</strong> naturgas<strong>för</strong>sörjning– enligt<br />
Europaparlamentets och rådets <strong>för</strong>ordning (EU) nr 994/2010.<br />
Energimyndigheten, dnr 60-11-1221.<br />
3 Förutsättningar <strong>för</strong> hantering av effektbrist på den svenska<br />
naturgasmarknaden – Marknadsbaserade åtgärder. Nobrocon AB,<br />
2011-12-17.<br />
4 Strategi <strong>för</strong> att säkerställa gas<strong>för</strong>sörjning till skyddade kunder vid kris –<br />
Tvingande åtgärder. Nobrocon AB, 2011-12-17.<br />
5 Nöd<strong>för</strong>sörjning av naturgas från biogasanläggningar. Energigas Sverige<br />
Service AB och COWI AB, dok.nr. 251711-16-prj-001, 2012-01-19.<br />
6 Nöd<strong>för</strong>sörjning av naturgas från naturgaslagret i Skallen. Energigas<br />
Sverige Service AB och COWI AB, dok.nr. 251771-16-prj-001,<br />
2012-01-16.<br />
7 Nöd<strong>för</strong>sörjning med LNG. Pöyry SwedPower AB, 2011-12-29.<br />
8 Forsyningssikkerhedsforordningen – Risikovurdering. Energinet.dk,<br />
Dok. 78383-11, Sag 10/7217, 4. november 2011.<br />
9 Energy Report – Riskanalys avseende leveranssäkerhet <strong>för</strong> Swedegas<br />
transmissionssystem. DET NORSKE VERITAS, Reg No. 2009-<br />
0398/1234EC2-11, rev 1.0, 2009-03-17.<br />
10 Nødplan for det danske gastransmissionssystem 2012/2013.<br />
Energinet.dk, Dok. 21187-12, Sag 7217, Udkast 23. april 2012.<br />
11 Krisplan naturgas – <strong>Nationell</strong> krisplan <strong>för</strong> störningar i det svenska<br />
naturgassystemet 2013-05-27.<br />
12 Smarta mätare i det svenska naturgassystemet.<br />
Energimarknadsinspektionen, EI R2012:01.<br />
24
Change language