Nationell förebyggande åtgärdsplan för Sveriges naturgasförsörjning
Nationell förebyggande åtgärdsplan för Sveriges naturgasförsörjning
Nationell förebyggande åtgärdsplan för Sveriges naturgasförsörjning
Create successful ePaper yourself
Turn your PDF publications into a flip-book with our unique Google optimized e-Paper software.
<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