SOU 1972:25

Naturgas i Sverige

Till Statsrådet och chefen för industridepartementet

1968 års utredning om rörtransport av olja och gas framlade i oktober 1970 delbetän- kandet ”Olja i rör”. Utredningens förslag innebar att rörtransport av tunna produkter från västkusten till Mellansveriges inland kunde vara ekonomiskt motiverad och skulle studeras ytterligare i oljebranschens regi med statlig medverkan. Vidare föreslogs att en rationalisering av järnvägstransporter av även andra oljeprodukter skulle eftersträvas, främst genom väsentligt utvidgad användning av s.k. oljetåg med fastställda driftplaner. De föreslagna åtgärderna har varit och är alltjämt föremål för utredningar och för- handlingar. Beslut i dessa frågor skulle enligt vår uppfattning ej tas förrän våra undersök- ningar om naturgasledningar redovisats och eventuell ömsesidig påverkan klarlagts.

Utredningen fånhärmed framlägga sitt. slutbetänkande ”Naturgas i Sverige”. Grund- läggande frågor beträffande naturgas har bearbetats i Ingenjörsvetenskapsakademiens regi och presenterats i september 1970 i IVA-meddelande 167. Detta arbete utforma— des och genomfördes i samråd med oss. Mot denna bakgrund har vi kunnat koncentrera vårt arbete på frågor rörande marknadsför-ut-

sättningarna i Sverige för naturgas, överfö- ringssystem för gasen, synpunkter beträffan- de administration, finansiering, lagstiftning och säkerhet samt miljö och beredskap.

Redan i september 1971 förelåg sådant underlag för våra bedömningar, att vi fann skäl att i särskild skrivelse till Statsrådet och chefen för Industridepartementet föreslå, att frågan om naturgasimport till Sverige skulle tas upp med möjliga leverantörer. I nu föreliggande rapport redovisas slutsatser och förslag till åtgärder.

Utredningen anser sig härmed ha fullgjort sitt uppdrag.

Stockholm i april 1972

Sven Lalander Arne Carlsson N—G. Danielson Lars Eliasson Walter Seger Sven Swarting Nils Erik Wååg

/NiIs Holmin

7. Bilaga

11

14

30

40

44

59 65

71

75

80

86

90

94

96

Bilaga] Naturgasledningari Europa . .

Figurförteckning

311

312

313

3:4

3:5

316

317

411

412 611

612

613

6:4

711

Naturfyndigheter inom norska och danska Nordsjöområdet Oljeprospekteringsbolagets borrningar 1971 Geologisk tidskala Flygmagnetiska och seismiska ar- beten i södra Sverige och på den svenska kontinentalsockeln Världskonsumtion av kol, olja och naturgas Total energiförbrukning i Väst- europa fördelad på olika energi- slag Total längd av huvudledningar för naturgas i Sovjetunionen . Varaktighetsdiagram för värmele- verans Större oljekonsumenter 1975 Tänkbar utveckling av den årliga råoljeförbrukningen De stora oljebolagens betalning för råolja till regeringarna i pro- duktionsländerna på det östra halvklotet De stora oljebolagens nettovinst beräknad på det i rörelsen syssel- satta kapitalet Maximalt överföringsavstånd som funktion av överförd kvantitet vid kostnaden 2 öre/m3 Belastningsförhållanden i ett na- turgassystem

olje-

98

17

18

19

20

22

23

28

33 37

46

47

50

54

712 Typisk utveckling av ett naturgas- systern 811 Exempel på ledningsnät vid in- matning av naturgas i trakten av Öregrund 1211 Relativ fördelning av det årliga ut- släppet av luftföroreningar i Sve- rige från olika föroreningskällor .

Tabellförteckning 311 Sammansättning av Nordsjögas och sovjetisk gas Världens naturgastillgångar Olje- respektive naturgasreserv jämte konsumtionen år 1970 re- spektive 2000 Naturgasreserv i Västeuropa vid början av 1971 (enligt uppskatt- ning inom EEC 1971) ..... Naturgasproduktion i Östeuropa (exkl. Sovjetunionen) Inhemsk produktion samt import och export av naturgas inom OECD 1969 och 1970 Beräknad intereuropeisk export från Nederländerna 1975 Avtal om naturgasleveranser mel- lan Sovjetunionen och Västeuro- pa .............. Långtidskontrakt för import av flytande naturgas (LNG) 3110Tankfartyg för LNG-transporter vid slutet av 1971 3:115ammanställning över priser på naturgas och LNG 3:12Detaljtan'ff för naturgas i Neder- länderna(1971) . . 3:131ndustritariff för naturgas i Ne- derländerna (1971) Bränsletillförsel till den svenska energimarknaden år 1970 Elenergitillförsel till den svenska energimarknaden år 1970

312 313 314 3:5

3:6

327

318

319

411

412

413 Leveranser av eldningsoljor år 1970 ............. 414 Elförsörjningens sannolika ut- veckling under 1970-talet

60

68

88

14 15

15

15

21

24

24

25

25

26

27

27

28

31

31

31

32

415 Prognos över tillförd energi till den svenska energimarknaden. 416 Storindustrins beräknade oljekon- sumtion i mitten av 1970-talet fördelad länsvis och på storleks- gruvper Storindustrins totala oljeförbruk- ning åren 1970, 1975 och 1980 samt maximal dygnsförbrukning under år 1970 fördelad på indu- 417

strigrupper ...... . 418 Procentuell säsongfördelning av

storindustrins eldningsoljeför-

brukning .........

419 Värmeverkens beräknade oljeför- brukning i mitten av 1970- talet fördelad länsvis och på storleks- grupper 4110Högsta och lägsta dygnsförbruk- ning i värmeverken i relation till årsförbrukningen i eldningsolja 4111Potentiell avsättning av naturgas för produktion av elenergi 4112Potentiell avsättning av naturgas för produktion av elenergi förde- lat på län Förbrukning av stadsgas Priset för stadsgas i Sveriges störs- ta kommuner

511 512

513 Bulkleveranser av gasol under 1970 ............. 514 Produktion, import och export av

gasoli Sverige Bedömd totalt möjlig avsättning av naturgas i slutet av 1970-talet 811 Tre olika uppskattningar av kost- naderna för rörledning över Bot- tenhavet Samband mellan ledningsinveste- ring, rördiameter och ärlig trans- porterad gasmängd (1971 års pris- nivå) Inventering av potentiell natur- gasmarknad omkring år 1980

611

812

911

1111 Förteckning över säkerhetsbe- stämmelser .......... 1211 Utsläpp vid förbränning av fossila bränslen ...........

32

35

35

36

36

37

38

38 41

41

42

42

57

66

69

72

83

1. Sammanfattning

Världens naturgasresurser utgör en betydan- de del av de fossila bränsletillgångarna. De totala reserverna av naturgas har uppskattats till 180 000 miljarder m3, varav en tredjedel i Sovjetunionen. År 1971 uppskattades de kända naturgasreserverna till 45 000 miljar- der m3. Detta är med hänsyn till energiinne- hållet ungefär lika mycket som halva den kända råoljereserven. Av de kända naturgas- reserverna finns 27 %i Sovjetunionen, 17 %i Förenta staterna, 14 % i Iran—,S % i Algeriet och 5 % i Nederländerna. I förhållande till det stora energibehovet i Västeuropa är reserverna där små.

Storleken av naturgasfyndigheterna i Nordsjön kan ännu inte bedömas med någon större grad av säkerhet. Inom norskt område uppskattas de till minst 240 miljarder ma. Tills vidare exploateras endast oljefynd inom området. Den gas, som därvid kommer fram, bränns för närvarande. På danskt område har också hittats gas, men hittills i mindre kvantiteter. Det går för närvarande inte att bedöma när den norska och danska nordsjö- gasen kan komma att exploateras.

1 Sverige har olje- och gasprospekteringen nyligen börjat. I slutet av år 1972 beräknas prospekteringen ha kommit så långt, att man närmare kan bedöma möjligheten att finna naturgas på land. Borrningar inom svenskt havsområde planeras komma igång år 1973. I Europa har produktionen av naturgas stigit mycket kraftigt under 1960-talet. De länder som har egen produktion utnyttjar

denna för egna behov med undantag för Nederländerna och Sovjetunionen. Under år 1970 exporterade Nederländerna 12 miljar- der in3 av sin produktion på 33 miljarder m3 till grannländerna, som utgör ett naturligt avsättningsområde. Någon export av neder- ländsk gas till Skandinavien kan knappast bli aktuell om inte stora nya fyndigheter upp— täcks.

Den sovjetiska naturgasproduktionen var år 1970 198 miljarder m3 och skall enligt planerna till år 1975 öka till drygt 300 miljarder ma. Sovjetisk gas levereras till vissa Comeconländer. Sedan år 1968 exporterar Sovjetunionen naturgas även till Österrike. Avtal om leveranser till Italien, Västtysk— land, Frankrike och Finland har också träffats. Avtalad export till de västeuropeis- ka länderna uppgår år 1980 till drygt 15 miljarder m3.

För naturgastransporterna har omfattande rörledningssystem byggts ut över större delen av Västeuropa. För att möjliggöra avtalade köp av sovjetisk gas kopplas de nu samman med de östeuropeiska och sovjetiska gasnäten. Från det sovjetiska nätet skall rörledningar också byggas till Finland.

I Sverige liksom i andra industriländer ökar energiförbrukningen kraftigt. Sverige är för sin energiförsörjning starkt beroende av olja, vilken helt och hållet importeras. År 1975 beräknas energiförbrukningen motsva- ra totalt 53,4 miljoner ton eldningsolja varav 32,0 miljoner ton i form av oljeprodukter.

Av dessa utgörs 17,7 miljoner ton av tjock eldningsolja, vilket är den oljeprodukt som framför allt kan tänkas ersättas av naturgas.1 Det finns därmed stora avsättningsmöjligheter för naturgas i Sverige.

Gas har hittills använts i mycket liten utsträckning i Sverige. Främst har det skett som stadsgas. Stadsgasverken kan utnyttja naturgas, men kommer att utgöra små kun- der i ett eventuellt svenskt naturgassystem.

Möjligheterna att avsätta naturgas beror på flera faktorer. Genom att naturgasleveran- ser är bundna till ett kapitalkrävande led- ningssystem blir naturgasmarknaden koncen- trerad till detta. Om transportkostnaderna skall kunna hållas på rimlig nivå, krävs det stora transportvolymer, hög utnyttjning av överföringskapaciteten och säker avsättning av gasvolymerna under lång tid. Avgreningar från huvudledningen kan av ekonomiska skäl bara ske till stora belastningskoncentratio- ner.

Genom att naturgas i första hand ersätter eldningsoljor, måste den kunna erbjudas förbrukarna till motsvarande pris. Även om det är sannolikt att priserna på eldningsolja kommer att stiga till följd av ökade kostna- der för oljeföretagen, är det dock inte troligt att det blir några stora förändringar i relatio- nerna mellan olje- och naturgaspriser under de närmaste tio åren.

Den möjliga marknaden för naturgas i Sverige måste främst bedömas med ledning av den förväntade användningen av tjocka eldningsoljor hos landets större energikonsu- menter. Mer speciella användningsområden för naturgasen, t. ex. som råvara för indu— strin, kan inte tillmätas avgörande betydelse, åtminstone ej under introduktionsskedet.

Utredningen har funnit att den totalt möjliga avsättningen för naturgas i Sverige vid slutet av 1970-talet uppgår till 12 miljar— der rn3 per år om gasen kan levereras till ett pris som högst motsvarar eldningsoljans. De största konsumentgrupperna är kraftverk, storindustri och värmeverk. Tekniska om- ställningsproblem, energibehovens tidsvaria- ! Energiinnehållet i 1 miljard m3 naturgas är unge-

fär detsamma som i 1 miljard ton tjock eldnings- 0 ja.

tioner, svårigheter att teckna bindande lång- tidsavtal och strukturrationaliseringar gör dock att man får räkna med att den i verkligheten möjliga avsättningen är mindre. Utredningen har bedömt att den möjliga avsättningen för naturgas kommer att uppgå till 8 miljarder m3 per år vid slutet av 1970-talet. Detta utgör ungefär en tiondel av den totala svenska energimarknaden och ca en tredjedel av prognoserad tjockoljekon- sumtion vid denna tidpunkt.

Ett naturgassystems ekonomi är starkt beroende av att belastningen hålls hög och jämn. De flesta gaskonsumenter har en för- brukning som varierar med tiden. Genom att de är många och av olika slag, varigenom belastningstopparna inte sammanfaller i ti- den, får man automatiskt en viss förbruk- ningsutjämning. Kvarstående variationer blir dock betydande. Genom lämplig utformning av naturgastaxorna kan man i viss mån styra förbrukningen. Därigenom torde det gå att få en godtagbar utnyttjning av ett svenskt naturgassystems viktigare delar. Systemets ekonomi kan dock förbättras om man har möjlighet att lagra gas. Detta kan ske i geologiskt bildade reservoarer, som ligger 400 meter eller mer under markytan. I Sverige är förutsättningarna för sådan ”geo- logisk lagring” störst i Skåne.

Det finns i dag kända naturgasfyndigheter öster, söder och väster om Sverige på sådana avstånd att import via rörledning är tänkbar. Om Sverige skulle köpa gas österifrån, måste den transporteras i ledning under Bottenha- vet. En tänkbar sträckning för en sådan ledning kan vara från trakten av Åbo i Finland till svenska Upplandskusten. Förut- sättningarna för import av naturgas söder- eller västerifrån uppstår om Nordsjögas förs till Danmark. I sådant fall skulle gasen kunna föras vidare till Sverige genom undervattens— ledningar antingen från Själland till Skåne eller från Jylland till västkusten. Vid en utbyggnad av det sovjetiska ledningsnätet till Nordtyskland skulle sovjetisk naturgas kun- na tillföras även söderifrån.

Ett naturgassystemi Sverige skulle få som huvuduppgift att överföra naturgas från ett

eller flera inmatningsställen till förbrukarna. Systemets storlek blir beroende på inmat- ningspunkt och leveranskvantiteter. Halva den beräknade naturgasmarknaden finns i östra och mellersta Sverige. Om naturgas för denna marknad matas in i Sverige i trakten av Öregrund behövs ett drygt 1 000 km långt ledningssystem för att täcka marknadsområ- det. lnvesteringsbehovet för ett sådant sy- stem har överslagsmässigt uppskattats till omkring 450 miljoner kronor.

Den andra hälften av. den bedömda naturgasmarknaden omfattar Sydsverige och västkusten. Under förutsättning att hela denna marknad skulle kunna täckas med en gasimport via Helsingborg, erfordras närmare 700 km rörledning med en uppskattad investeringskostnad på drygt 300 miljoner kronor.

För ett system med en avsättning ihela den beräknade svenska naturgasmarknaden behövs ca 1 900 km rörledning. Investerings- kostnaden kan uppskattas till omkring 1 050 miljoner kronor. Merkostnaden för att för- binda de två systemen uppgår således till ca 300 miljoner kronor. För detta system torde årskostnaderna komma att uppgå till minst 125 miljoner kronor, vilket motsvarar ca 1,6 öre per m3 transporterad gas.

Om den beräknade naturgasavsättningen skulle uppnås år 1980, kommer det att medföra en minskning av tjockoljekonsum- tionen med ca 5 % per år under femårsperio- den 1975—1980. Detta påverkar de svenska raffinaderibolagen. En nedgång i den svenska konsumtionen av tjockolja torde dock inte påverka priset på sådan olja, som bestäms av den internationella marknaden.

Ett naturgasnät i Sverige skulle främst komma att påverka nuvarande transport- system för tjocka eldningsoljor. Främst tor- de sjöfarten på Vänern och Mälaren, kust- trafiken jämte jämvägstransporter komma att beröras. De ekonomiska konsekvenserna av minskande tjockoljetransporter blir bety- dande för vissa hamnar.

Någon etablerad organisation som är lämpad för att bygga och driva ett naturgas- system finns inte i Sverige. För detta

ändamål bör därför bildas ett särskilt aktie- bolag, i vilket större gasförbrukare bör kunna ingå som delägare. Finansieringen av ett naturgasnät torde förutsätta statliga kreditgarantier.

Svensk lagstiftning för naturgasledningar saknas. Utredningen har enligt direktiven inte gått in på sådana frågor som t. ex. koncession och markupplåtelse för naturgas- ledningar. Dessa frågor behandlas av andra utredningar. Under första halvåret 1972 vän- tas således ett förslag till koncessionslagstift- ning komma att läggas fram. Även säkerhets- bestämmelser saknas och måste utarbetas.

Naturgasens miljöegenskaper är goda. Ga- sen är inte giftig och ger heller inte upphov till vattenföroreningar. Dessutom är den svavelfri.

I beredskapshänseende måste importerad naturgas jämställas med importerad olja. Om en del av oljeimporten ersätts med naturgas, kan detta i vissa avseenden öka försörjnings- tryggheten genom att beroendet av oljeim- port från Mellersta Östern och Nordafrika minskar. Beredskapslagring för naturgas bör baseras på oljeprodukter, vilket innebär att förbrukarna måste kunna ställa om från gas till olja.

Utredningen konstaterar, att det finns tillräckligt stora avsättningsmöjligheter för naturgas i Sverige för att ett naturgassystem skall kunna etableras. En förutsättning är dock att gasen kan levereras till konsumen- terna till ett pris, som är konkurrenskraftigt gentemot eldningsolja. Utredningen anser förutsättningarna för att Sverige skall få tillgång till naturgas inom det närmaste decenniet gynnsamma nog för att vissa för- beredelser bör vidtagas.

Utredningen lägger fram följande förslag.

— De större stadsgasnäten bör om möjligt bevaras de närmaste åren. — Genom Sveriges Geologiska Undersökning bör förutsättningarna i Sverige för s. k. geologisk lagring snarast klarläggas. — Frågan om naturgasens behandling i skat- tehänseende bör snarast klarläggas.

— Så snart det kan konstateras, att svensk naturgasimport är möjlig, bör beredskapsbe- stämmelser för naturgas utarbetas. — Så snart det kan bedömas som sannolikt att naturgas kan inköpas måste kostnaderna för erforderliga rörsystem noggrant beräk- nas.

- De formella möjligheterna till belåning av naturgasledningar bör ordnas och staten bör genom kreditgaranti underlätta ett eventuellt ledningssystems finansiering. — Kommerskollegium bör få i uppdrag att utfärda säkerhetsbestämmelser för anläggan— de och drift av rörtransportsystem för naturgas.

Ett eventuellt införande av naturgas i Sverige kommer att ha betydande inverkan på den svenska energimarknaden. Föränd- ringarna avser dock främst förbrukning och transporter av tjocka eldningsoljor. Den slut- sats som utredningen redovisade isitt tidiga- re betänkande ”Olja 1 rör” — nämligen att det kan vara ekonomiskt motiverat att under 1970-talet bygga ut ett rörtransportsystem för tunna produkter från västkusten till Mälarområdet och dess uppland — rubbas därför inte av utredningens överväganden rörande naturgasfrågan.

Föreliggande betänkande är utredningens slutrapport. Utredningen anser sig härmed ha fullgjort sitt uppdrag.

2. Bakgrund och tidigare utredningar

Naturgasen har under 1960-talet blivit en betydelsefull energikälla i Västeuropa. Bidra- gande orsaker till detta är naturgasfyndighe- terna i Nederländerna och Nordsjön, möjlig- heterna att transportera flytande naturgas i tankfartyg, främst från Nordafrika, och ett stort intresse hos Sovjetunionen av att ex- portera naturgas. I och med att strängare miljöskyddsbestämmelser införs i olika län- der ökar också naturgasens värde som bräns- le på grund av rökgasernas låga förorenings- halt. En fortsatt expansion för naturgasen väntas komma att äga rum under 1970-talet.

Naturgas transporteras företrädesvis irör- ledningar. I Västeuropa har ett omfattande ledningsnät byggts ut. Ledningar börjar nu också byggas från Sovjetunionen till de västeuropeiska länder som har träffat avtal om leveranser av sovjetisk naturgas. För Sverige kan import av naturgas via rörledning från Nordsjön, Sovjetunionen eller Västeuro- pa bli motiverad. Inhemska tillgångar kan även komma att stå till förfogande som en följd av pågående arbeten av Oljeprospekte— rings AB.

Det ökade svenska intresset för naturgas har bl. a. tagit sig uttrycki olika utredningar. Redan. år 1966 tillkallade chefen för kom- munikationsdepartementet en sakkunnig — utredningen om oljeledningar — med uppgift att utreda behovet av lagstiftning om anläg- gande och utnyttjande av rörledningar för transport av olja m.m. I direktiven till utredningen framhölls att en lagstiftning om

rörledningstransporter borde utformas så att den kunde tillämpas även på transport av såväl naturgas som annan gas. Utredningen väntas lägga fram sitt betänkande under första halvåret 1972.

1968 års utredning om rörtransport av olja och gas fick i uppdrag att företa en allmän teknisk och ekonomisk studie av förutsättningarna för anläggning och drift av rörledningar. Direktiven till utredningen in- nefattas i yttrande till statsrådsprotokollet den 26 januari 1968 av statsrådet Wickman, som anförde bl. a. följande:

redan från början

Enligt min mening kan den volymmässiga ök- ningen av energiförbrukningen gynnsamt påverka de teknisk-ekonomiska förutsättningarna för att anlägga och driva oljepipelines i Sverige. En utbygg- nad av centraliserade uppvärmningsanläggningar och kraftvärmeverk, baserade på olja, kan också i den mån de inte förläggs i direkt anslutning till importhamn medföra att underlaget förbättras för anläggande av pipelines. Det är inte heller uteslutet att en del av det svenska energibehovet i framtiden kommer att täckas med naturgas. Export och import av naturgas sker redan i Europa genom sammanbindning av pipelinesystem över gränserna.

Mot denna bakgrund anser jag, att behovet av att anlägga pipelines för olja eller naturgas i Sverige nu bör undersökas närmare. En utredning bör därför komma till stånd med uppgift att studera de allmänna tekniska och ekonomiska förutsätt- ningarna för anläggning och drift av sådana ledning- ar. Arbetet bör i första hand avse en transporteko- nomisk undersökning med syfte att skapa underlag för statens och näringslivets långsiktiga planering när det gäller utformningen av transportsystemet för olja och gas. Mera ingående tekniska utredning- ar bör inte genomföras i detta sammanhang.

Med utgångspunkt från föreliggande prognoser över energiefterfrågans utveckling bör utredningen

bl.a. kartlägga den väntade fördelningen på olika produkter och olika regioner och i anslutning därtill studera vilken transportkap'acitet och vilka transportvägar, som med nuvarande och planerade anläggningar kan stå till förfogande. Förutsättning- arna för att i systemet kunna infoga pipelines — för transport av råolja, oljeprodukter och naturgas — bör därefter belysas. Bland de faktorer, som därvid har betydelse, och alltså bör närmare undersökas, vill jag särskilt nämna lokaliseringen av raffinade- rier och petrokemisk industri.

I anslutning härtill bör utredningen vidare ta hänsyn till den internationella utvecklingen på området. Möjligheterna att samordna en utbyggnad av pipelines med grannländerna bör också undersö- kas.

Anläggande och drift av ett pipelinesystem kan förändra strukturen inom de branscher som blir berörda. Utredningen bör därför analysera effekter- na av olika alternativ för systemets organisation och finansiering.

Utredningen bör vidare uppmärksamma de be- redskaps-, försvars- och säkerhetsaspekter, som hänger samman med anläggande av pipelines. Även de krav från miljövårdssynpunkt, som bör ställas på utförandet av sådana anläggningar bör tas med i bedömningen. Slutligen bör beaktas det arbete som pågår inom den tidigare nämnda utredningen röran- de lagstiftning på området och inom andra utred- ningar, vilkas uppdrag kan ha beröring med den nu aktuella frågan.

Till ledamöter av utredningen utsågs drift- direktör Sven Lalander, tillika ordförande, direktör Arne Carlsson, byråchef N-G Da- nielson, landshövding Lars Eliasson, direktör Walter Seger, direktör Sven Swarting samt riksdagsman Nils Erik Wååg.

Ut'redningen avgav i november 1970 del- betänkandet ”Olja 1 rör” (SOU 1970157). 1 betänkandet redovisas ett rörledningsprojekt för tunna oljeprodukter från västkusten till mälarområdet och dess uppland. Komplette- rande utredningar rörande detta projekt på- går inom Svenska Petroleum Institutet under medverkan av experter från oljebranschen och en statlig representant. Dessa utred- ningar väntas komma att redovisas under år 1972.

1968 års utredning om rörtransport av olja och gas övergick i början av år 1971 till att behandla den andra delen av sitt uppdrag, dvs. frågan om naturgasledningar, Som ex- perter i denna fas av utredningsarbetet har medverkat direktör Per Elmberger, AB Ny- näs-Petroleum, byrådirektör Per Fahlin, sta- tens naturvårdsverk, avdelningsdirektör Olov

von Heidenstam, statens naturvårdsverk, di- rektör Claes Lindgren, Svenska Gasförening— en, byrådirektör Nils Lundmark, överstyrel- sen för ekonomiskt försvar, direktör Lars Pehrzon, Svenska Petroleum Institutet samt departementssekreterare Jan Thyberg, indu- stridepartementet. Som sekreterare har tjänstgjort överingenjör Nils Holmin, statens vattenfallsverk, vilken biträtts av två särskil- da konsulter, överingenjör Lars Lingstrand och civilingenjör Ulf Norhammar, Ångpanne- föreningen.

Utredningen har för denna del av sitt uppdrag kunnat utnyttja det material, som tagits fram av en särskild kommitté inom Ingenjörsvetenskapsakademien, IVAs natur- gaskommitté, i vilken bl. a. utredningens ordförande medverkat. Denna kommitté lämnade i september 1970 en rapport avsedd att belysa de allmänna förutsättningarna för användning av naturgas i Sverige, speciellt inom industrin, ”Naturgas - energibärare och råvara” (IVA-meddelande 167).

Naturgaskommitténs rapport innehåller ett omfattande och huvudsakligen alltjämt aktuellt material rörande naturgasens poten- tiella användning. Utredningen har därför i sitt nu föreliggande andra betänkande kun- nat koncentrera framställningen till frågor rörande ett svenskt system för transport och distribution av naturgas.

Om naturgas skall importeras till Sverige kommer det sannolikt att ske i rörledningar på havsbottnen. För att kunna bedöma de ekonomiska förutsättningarna för detta har utredningen från det franska konsultföreta- get Etudets Pétrolieres Marines (EPM) fått en preliminär uppskattning av kostnaderna för en gasledning under Bottenhavet. I kon- takterna med EPM har civilingenjör Wilhelm Carlshem, statens vattenfallsverk, biträtt ut- redningen.

Preliminära uppskattningar av kostnader- na för ett gasledningssystem i Sverige har utförts av Svenska Gasföreningen och AB Nynäs-Petroleum och delgivits utredningen.

Utredningen har vidare anordnat en inf or- mationskonferens om naturgasfrågor i vilken större potentiella gaskunder deltog.

Under år 1971 utvecklades naturgassitua- tionen i norra Europa på sådant sätt att utredningen bedömde det önskvärt med åt- gärder från svensk sida redan innan någon slutlig rapport kunde föreligga. I september 1971 föreslog därför utredningen i skrivelse till chefen för industridepartementet att frågan om naturgasimport till Sverige snarast möjligt skulle tas upp med möjliga leveran- törer.

3. Översikt över världens naturgasresurser

3.1. Naturgasens sammansättning

Naturgas har bildats under samma geologiska period och genom samma process som råolja och påträffas oftast tillsammans med olja. Naturgasens huvudbeståndsdel är det lätta kolvätet metan. I regel innehåller den också något etan (0,7—9,0 %) och tyngre kolväten (0,3—3,8 %).

Naturgasen kan vara förorenad av kväve, koloxid och svavelväte. Föroreningarna mins- kar gasens värde som bränsle. Kvävehalten är i allmänhet så låg som O,2—l,3 %. I den nederländska gasen finns dock inte mindre än 14 % kväve. Koldioxidhalten varierar mel- lan 0 och l %. Undantag är gasen från Lacqi Frankrike, som innehåller 9,6% koldioxid och dessutom ca 15 % svavelväte. Bortsett från Lacq-gasen är naturgas praktiskt taget fri från svavel, vilket gör den värdefull från miljösynpunkt. I allmänhet innehåller natur- gasen även mindre mängder vattenånga. Den- na måste liksom övriga föroreningar avlägs- nas innan gasen används som bränsle.

Den naturgas som närmast kan komma ifråga för import till Sverige, nämligen nord- sjögas och sovjetisk gas, är enligt uppgift av god kvalitet. Föroreningshalt m.m. framgår av tabell 3:1.

Där olja och gas förekommer samtidigt har man hittills oftast koncentrerat sig på att utvinna oljan. Gasen har bränts genom 5. k. tackling. Insatser har dock gjorts under

senare år för att bättre ta till vara denna naturresurs. Tekniken att transportera natur- gas genom rörledningar över stora avstånd har utvecklats och man har börjat frakta djupfryst kondenserad naturgas (LNG — Liquified Natural Gas) i specialfartyg. Trots detta facklades år 1970 i Mellersta Östern inte mindre än 85 % av den naturgas — 67 miljarder m3 — som utvanns isamband med

.oljeproduktionen inom området.

Tabell 3:I Sammansättning av Nordsjögas och sovjetisk gas

Etan o. tyngre Kol- Metan kolväten Kväve dioxid vol. % vol % vol. % vol. % Nordsjögas 94—95 ca 4 ca 1 0,5 Sovjetisk gas 97—98 ca 1 ca 1 -—

3.2. Naturgastillgångar

Världens naturgasresurser utgör en betydan- de del av de fossila bränsletillgångarna. De kända reserverna har under senare år vuxit till följd av den på många håll intensifierade prospekteringsverksamheten. I början av år 1971 har världens kända naturgasreserver uppskattats till 45000 miljarder m3. (1 miljard ma naturgas motsvarar energimässigt

1,05 miljoner m3 olja), vilket kan jämföras med en motsvarande uppskattning av råolje- reserven på 97 500 miljoner m3 olja. Dessa naturgasreserver fördelas på världsdelarna enligt tabell 312. Av de kända reserverna ligger 27 % i Sovjetunionen, 17 % i Förenta staterna, 14 % i Iran, 5 % i Nederländerna och 9 %i Algeriet.

De potentiella naturgasreserverna är be- tydligt större än de kända reserverna och uppskattades vid World Petroleum Congress år 1971 till ca 180 000 miljarder m3, varav 60 000 miljarder rn3 i Sovjetunionen.

Tabell 3.2 Världens naturgastillgångar

Miljarder m3 %

Amerika 11 280 25,1 därav USA 7 500 16,7 Mellersta Östern 10 030 22,3 Asien och Australien 1 590 3,6 Afrika 5 400 12,0 Östeuropa och Kina 12 460 27,7 därav Sovjetunionen 12 060 26,8 Västeuropa 4 180 9,3 därav Nederländerna 2 350 5,2 Storbritannien 1 020 2,3 Norsk del av Nordsjön 170 Totalt för världen 44 940 100,0

1 tabell 313 återfinnes uppgifter över världens naturgas— respektive oljereserver i början av år 1970 liksom en uppskattning för år 2000. Som jämförelse med totalsiff- rorna har uppgifterna för Förenta staterna medtagits. I samma tabell anges också upp- gifter om borrningsaktiviteten. Av samtliga borrade hål respektive borrmetrar år 1969 föll inte mindre än 80 % på Förenta staterna, vilket tyder på att de lättåtkomliga tillgång- arna där redan är exploaterade.

De kända naturgasreservernai Västeuropa framgår av tabell 314. I förhållande till det

Tabell 3.4 Naturgasreserv i Västeuropa vid början av_ 1971 (enligt uppskattning inom EEC 1971)

3

Miljarder m Nederländerna 2 350 Storbritannien 1 020 Västtyskland 340 Frankrike 200 Övriga2 270 Totalt i Västeuropa 4 180

[ inklusive brittiska delen av Nordsjöområdet inklusive Nordsjöområdet utom den brittiska delen

Tabell 3.3 Olje- respektive naturgasreserv jämte konsumtionen år 1970 respektive 2000

År 1970 I början av år 1970 År 2000

Världen USA Världen USA Råoljereserv, miljoner m3 3 71 000 4 900 127 000 10 200 Råoljeförbrukning, miljoner m 2 380 800 7 200 2 380 Råoljeproduktion, miljoner m3 2 450 560 6 400—7 900 1 590 Naturgasreserv, miljarder m3 3 35 500 8 500 85 000 21 000 Naturgasförbrukning, miljarder m ca 1 000 700 Ej tillgänglig 1 400 Antal borrade hål under året 37 124 29 575 34 000 26 000 (För såväl olja som gas) Totalbori'ad sträcka under året, 57,0 45,8 73,0 55 ,5 miljarder m Befolkning, miljarder personer 3,61 0,21 6,5 0,34

Källa: World Oil, Aug. 15. 1970. Världsförbrukningen av naturgas härrör dock från andra källor och avser 1969. Enligt rapport EID J g XXV / 12 till World Petroleum Congress 1971 har råoljereserven i världen ökat till 97 500 miljoner m3 och naturgasreserven till 44 900 miljarder m3 den 1.1. 1971.

stora energibehovet i detta starkt industriali- serade område är dessa reserver små. Lokalt sett är dock reserverna i Nederländerna betydande. De har ett naturligt avsättnings- område inom det egna landet och dess närmaste grannländer.

Inom Östeuropa, exklusive Sovjetunio- nen, finns även ej obetydliga naturgasreser- ver, framför allt i Rumänien men därutöver även i Östtyskland och Polen. Någon export från dessa länder anses dock inte sannolik.

3.2.1. Naturgastillgångar i Norge och Dan- mark

Naturgasfyndigheterna i Nordsjön är ännu mycket ofullständigt kända. De totala reser- verna i de norska fält, där man hittills funnit gas (Ekofisk, West Ekofisk, Tor, Cod och Frigg) uppskattas till minst 240 miljarder ni3 (se figur 311). Det är ännu omöjligt att bedöma vilka fyndigheter, som kan finnas längre norrut i Norska havet, där prospekte- ringar ännu inte påbörjats.

Fyndigheterna innehåller både olja och gas. Naturgasen utgör i allmänhet den mind- re delen. Detta gäller exempelvis Phillips- konsortiets Ekofisk och West Ekofisk samt Amocokonsortiets Tor. Naturgasen i dessa fyndigheter är s. k. associated gas, dvs. gasen kommer fram samtidigt som oljan. Viss produktionsflexibilitet kan erhållas genom att pumpa tillbaka gasen i fyndigheten. Phillips-konsortiets Cod är en mera ren naturgasfyndighet, vilken som biprodukt ger mindre kvantiteter lättflyktigt kondensat. Frigg — som ännu är ofullständigt utforskad — synes också vara främst en gasfyndighet.

Flertalet norska fyndigheter ligger nära mittlinjen i Nordsjön, dvs. avstånden till Danmark, Västtyskland, Nederländerna och Storbritannien är obetydligt längre än till Norge. Frigg ligger dock längre norrut.

Ekofisk och West Ekofisk samt troligtvis även Tor och Cod kommer att exploateras under de närmaste åren. En begränsad prov- produktion av olja har redan kommit igångi Ekofisk. Ilandföringen av olja sker nu med fartyg, som lastas från en stor oljetank, som

sänkts ned på havsbottnen. Under den nu pågående provproduktionen facklas natur- gasen. Enligt koncessionsvillkoren får detta endast förekomma temporärt. Då oljepro- duktion kommit igång på allvar, skall natur- gasen pumpas tillbaka i fyndigheten tills en eventuell naturgasledning till land byggts. Enligt uppgift uppgår den möjliga produktio- nen av naturgas från Ekofisk till minst 10 miljarder ma/år med en uthållighet av 20 år.

llandföring med ledning av olja och gas till Norge försvåras av den s.k. norska rännan utmed Norges syd- och västkust med djup på 300 å 500 meter. Ännu finns det inga ledningar på detta djup någonstans i världen. Det bedöms dock vara tekniskt möjligt att dra ledningar där, vilket alltså gör leverans till Norge tänkbar, om förutsätt- ningar i övrigt visar sig föreligga. Undersök- ningar pågår om alternativa landningsplatser för både olja och naturgas. Att dra en olje- eller naturgasledning direkt till svenska väst- kusten bedöms inte ekonomiskt rimligt. Om landningsplatsen för en naturgasledning skul- le bli Danmark, finns det möjligheter för Sverige att ansluta till ett danskt naturgas- system via Öresund och/eller Laesö—Kungs- backa.

På danska fastlandet har man under 1960—talet gjort ett flertal borrningar efter olja och naturgas. Resultaten är hittills nega- tiva. Dansk Undergrunds Consortium har emellertid hittat olja och gas inom sitt koncessionsområde i Nordsjön söder om Ekofisk-fyndigheterna. Oljeproduktion kom- mer att startas under år 1972 i begränsad omfattning. Den kvantitet naturgas som kan utvinnas är enligt preliminära uppgifter en- dast 1,0 å 1,5 miljarder mB/år. Denna kvantitet torde vara för liten för att ensam bära kostnaderna för en naturgasledning till danska västkusten. Det är dock inte osanno- likt att de preliminära uppgifterna innebär en underskattning av fyndigheternas storlek.

Hur en eventuell naturgasdistribution i Danmark skall byggas upp och vilka källor den skall baseras på utreds för närvarande av en ämbetsmannadelegation, som danska re- geringen tillsatt. Enligt vad som hittills fram-

. . | ' l ,. Frigg (gas) Shetlandsöarna , I / 0 I I I Orkneyöarna I I I I i & X X X 1 ? l _ l D l l. COD l . W Ekofisk * ' lk X. .Tor / / / X Eko fisk , / ? XX / / / (x /

Figur 3: ] Naturfyndigheter inom norska och danska Nordsjöområdet.

kommit är man i första hand inställd på att förbinda ett eventuellt danskt naturgassys- tem med det västeuropeiska nätet.

3.2.2. Kolvätepotential inom svenskt område

I Sverige har olje- och naturgasprospektering nyligen börjat. Svenskt område omfattar två stora sedimentområden, den dansk-polska sänkan, som upptar en del av Skåne samt omgivande havsområden, samt den baltiska sänkan, som nästan helt omfattar havsområ- den. lnom båda dessa sedimentbassänger finns det producerande oljefält på polskt och sovjetiskt område. Såvitt man vet är dock produktionen där mycket liten.

Grunda sedimentområden finns också bl. a. i Öster- och Västergötland. Några exploaterbara kolväteförekomster torde des- sa dock inte innehålla. Mindre kvantiteter naturgas som tränger upp ur marken finns dock. Den tillvaratas i viss män för uppvärm— ning av enstaka byggnader.

Några mer omfattande försök att finna kolväten inom svenskt område har inte gjorts förrän Oljeprospektering AB (OPAB) starta- de sina djupborrningar våren 1971. Sedan dess har hittills fyra djupborrningar genom- förts inom den dansk-polska sänkan (skåne- sänkan) utan att några viktiga kolvätefynd observerats, figur 3.2. Det har dock konsta- terats, att bergarter med ypperliga reservoar— egenskaper uppträder regionalt. Dessutom uppvisar den mäktiga silurlagerföljden (se den geologiska tidskalan, figur 3.3) egenska- per hos en ursprungsbergart, dvs. en sådan bergart i vilken kolväte ursprungligen bilda- des.

Den baltiska sänkan har endast under- sökts på Gotland. Där har två djupborrningar genomförts av Sveriges Geologiska Under- sökning (SGU). Båda uppvisade gas- och oljespår.

I den nuvarande fasen av prospekteringen kan inga slutsatser, vare sig negativa eller positiva, dras beträffande möjligheterna att finna kolväten i större mängder inom svenskt område. Skånska sänkan uppvisar ca 3 500

meter mäktiga sedimentlager inom havsom- rådet sydväst om Falsterbohalvön. Denna del av havsområdena är troligen också den mest hoppingivande delen av sänkan. Koncessions- innehavaren inom den danska delen av områ- det, Dansk Undergrunds Consortium, anser också denna del av bassängen vara mycket intressant från prospekteringssynpunkt. Så- lunda har djupborrning i Orslev på Lolland uppvisat gas- och oljespåri perm. Sovjetunionen har olje- och gasproduk- tion inom baltiska sänkans östra och sydöst- ra landdelar. OPAB har under 1971 utfört seismiska och magnetiska mätningar på det svenska kontinentalsockelområdet, se figur 314, Med säkerhet existerar goda reservoar- bergarter och området som helhet förefaller intressant för gas- och Oljeprospektering. Sedimentlagrens mäktighet är ganska ringa,

QNor—revång —l

%Lund

SKÅNE

Q Eskilstorp —-1

Höllviksnös —1 OM

0 5 IO l5

aglo rp —1 Hammer-löv —1 #Trelleborq

Falsterbo

20 km

Figlir 3:2 Oljeprospekteringsbolagets olje- borrningar 1971.

Miu år

135

100

225

270

350

1.00

ALD

K va rtär Tertiär

Krita

Jura

Trias

Perm

Karbon

Devon

Silur

Ordovicium

Kambrium

Prekambrium

> NEOZOIKUM

> MESOZOIKUM

> PALEOZOIKUM

_)

Period" representerade i Sverige

SVERIGE

S(AGERACK I.)

GÖTEBORG ” * GOTLAND

(_

KA TTE GA

DANMARK

OMRÅDEN MED FL YGMAGNEIISKA MAVIN/NGAR

OMRÅDEN MED 'REKOSNOSCERANDE SEISMISKA MAININGAR

OMRÅDEN MED” DETALJERADE SE/SMISKA MMA/INGÅR

Figur 3:4 Flygmagnetiska och seismiska arbeten i södra Sverige och på den svenska kontinentalsockeln.

men å andra sidan finns möjligheten till stor utbredning av eventuella förekomster. OPAB påbörjade djupborrningar på Gotland under januari 1972.

Först i slutet av år 1972 beräknas OPAB's prospektering ha kommit så långt, att möjlig- heten att finna naturgas på land kan bedö- mas.

Enligt planerna skall borrning inom havs— områdena påbörjas under år 1973.

3.3 Produktionen av naturgas

Naturgasproduktionen i världen motsvarade år 1969 drygt 40 % av råoljeproduktionen samma år räknat efter energiinnehållet (ta- bell 313).

I Förenta staterna, som först började använda naturgas i stor skala, var naturgasens andel av den totala energiproduktionen 17 % år 1950. År 1969 hade andelen ökat till 36 %.

I Förenta staterna är naturgasproduktio- nen i förhållande till den kända reserven hög. År 1970 producerades där 701 miljarder m3 naturgas, varav 80 miljarder m3 eller 58 miljoner ton i form av LNG. Reserven uppgick till 8 500 miljarder m3 och motsva- rar alltså tolv års produktion. Konsumtionen uppgick samtidigt till ca 725 miljarder m3, vilket innebär att Förenta staterna var netto- importör av naturgas. Importen korn främst från Canada med ca 22 miljarder ma.

Försörjningssituationen för naturgas i Förenta staterna är prekär. Nytillskottet i gasreserv har sedan år 1967 varit lägre än förbrukningsökningen. De förhoppningar man haft på en stor tillförsel från fälten i Prudhoe Bay i norra Alaska har hittills inte infriats. År 1970 uppgav The American Gas Association att gasreserven inom området uppgick till 740 miljarder ma, dvs. ungefär ett års behov i Förenta staterna. Canada, som för närvarande täcker ca 4 % av Förenta staternas naturgasbehov, kan inte nämnvärt öka sin export då det årliga tillskottet i dess gasreserv uppgår till endast 40 miljarder ms. En ökad import av LNG blir dyr, varför

framställning av syntetisk gas ur kol eller olja förefaller vara den väg Förenta staterna måste slå in på för att tillgodose sitt framtida gasbehov. Amerikanska staten och The Ame- rican Gas Association har också beslutat satsa 296 miljoner dollar på forskning om tillverkning av lågsvavlig gas ur kol.

I Sovjetunionen var naturgasens andel av energiproduktionen år 1950 endast 2 % och år 1969 19 %. År 1970 producerades i Sovjetunionen 198 miljarder m3 naturgas, medan reserven samtidigt uppskattades till 12060 miljarder m3, motsvarande 60 års uthållighet vid oförändrad årsproduktion.

Medan Förenta staterna således har pro- blem med den framtida naturgasförsörjning- en, har man i Sovjetunionen under senare år börjat exportera naturgas.

I Västeuropa vaknade intresset för natur- gas på allvar i och med upptäckten av fyndigheterna i Nederländerna. Under 1960-talet har naturgas hittats och börjat användas i ett flertal västeuropeiska länder. De länder som har egna fyndigheter utnytt- jar dessa för egna behov med undantag för Nederländerna, vars produktion även medger export till grannländerna. Denna uppgick till 12 miljarder m3 är 1970. Nederländernas totala produktion var då 33 miljarder m3.

Naturgasproduktion förekommer även i flera östeuropeiska länder. År 1970 uppgick den totala produktionen i Comeconländerna, exklusive Sovjetunionen till ca 30 miljarder ma. Den väntas överstiga 50 miljarder m3 är 1980. (Se tabell 3:5.)

Tabell 3:5 Naturgasproduktion i Östeuropa (exkl. Sovjetunionen)

Beräknad Reserv Produktion PFOÖUk' 1/1 1971 1970 tion 1975 Miljarder Miljarder Miljarder m3 m3 m3 Rumänien 200? 20 26 Polen 120—140 5 12 Ungern 110 3,5 5,3 Östtyskland ? 0,1 11— 14 Tjeckoslovakien ? 0,8 1,2

För Sveriges del är det förutom eventuell inhemsk produktion främst produktionsom- rådena i Sovjetunionen, Nordsjön och Neder- länderna som kan bli av intresse.

De rika fyndigheter som under senare år upptäckts i västra Sibirien kommer att få stor betydelse för energiförsörjningen inom såväl Öst- som Västeuropa under de närmas- te årtiondena. Enligt den senaste sovjetiska femårsplanen skall naturgasproduktionen hö- jas från 198 miljarder m3 år 1970 till 300—320 miljarder m3 år 1975.

Gas från de nu kända fyndigheterna i Nordsjöområdet torde kunna bli aktuell för Sverige endast i den mån gasen förs i land i Danmark.

Den nederländska gasen har ett naturligt avsättningsområde inom de tättbebyggda och starkt industrialiserade områdena i Ne- derländerna och i de närmaste grannländer- na. Om det emellertid visar sig att fyndighe- terna är så stora, att man med tillräcklig uthållighet kan öka produktionen utöver nuvarande planer, kan export till Danmark och Sverige möjligen bli tänkbar.

Figur 3:5 visar att naturgasen under l960-talet börjat lämna ett starkt växande bidrag till världens energiförsörjning.

I tabell 3 :6 har konsumtionen av naturgas inom OECD-länderna åren 1969 och 1970 sammanställts. [ Förenta staterna har för- brukningen ökat med ca 6 % mellan dessa år. I de europeiska OECD-länderna har ökning- en varit mer än 40 %.

Figur 3:6 visar utvecklingen av Västeuro- pas konsumtion av olika energislag sedan år 1955 och den enligt OECD sannolika utveck- lingen fram till år 1980. Naturgasens snabba uppgång som energikälla från 1960-talets början är påtaglig, liksom atomenergins från början av 1970-talet. Trots dessa nya energi- källor förutsättes dock en fortsatt kraftig ökning av oljekonsumtionen. År 1980 väntas oljekonsumtionen i Västeuropa ha stigit från nuvarande 675 miljoner m3 till 1 190 miljo- ner m3 (1 105 miljoner ton) och naturgas- konsumtionen från 84,3 miljarder m3 till ca 220 miljarder m3 (motsvarande 195 miljoner ton olja).

Miljoner ton kolokvivuloni'er _j —1 _a _ Kol ** ——— Petroleum 2000: ----- Ndure” | 500— : izss ”1 | * | I GOD—i I —I | _ | I ”* | — I 500: | I | | : : ' : _ 77 ' a —_""_-i_':"""'""""- i l i 1900 1913 I958 1950 1950 1968 Figur 3: 5 Världskonsumtion av kol, olja och naturgas. 22 SOU 1972:25

Miljoner ton ekvivalent eldningsolja 2000 1770

1000 i 105 800 600 500 400 300

200

255 195

700 105

80 60 50 40 30

50

20 / 4,

10 1955 1980 1960 1965 1970 1975

1, År 7967 68 beräknad utveckling av konsum- tionen av naturgas och atomenergi (SRJ)

2. Verklig naturgaskonsumtion

3. Preliminär prognos för 1980 (OECD;s sek- retar/at)

Källa: Stanford Research Institute och OECD Statistics of energy

Figur 3: 6 Total energiförbrukning i Väst- europa fördelad på olika energislag.

Tidigare uppskattades Västeuropas för- brukning av naturgas komma att bli 50 miljarder m3 är 1970. Utvecklingen har, som framgår av diagrammet, gått väsentligt snab- bare och den verkliga konsumtionen år 1970 blev 70 % högre. Detta behöver dock inte betyda att den konsumtion, som uppskattats för år 1980, avsevärt kommer att överskri- das. Utvecklingen under l960-talet får i första hand tolkas så att man snabbare än väntat börjat utnyttja fyndigheterna i Väst- europa.

Det finns dock tecken som tyder på en fortsatt expansiv utveckling. För endast tre år sedan (1968) räknade man i Västtyskland

med att uppnå en konsumtion av 28 miljar- der m3 är 1980. De senaste uppgifterna (1971) anger emellertid att konsumtionen år 1980 kommer att ha stigit till 45—50 miljar- der m3 per år, dvs. nära 100 % mer. Även en snabb utvinning av naturgas från de norska och danska Nordsjöområdena skulle sanno- likt höja nu aktuella prognoser. Utvecklingen kan således bli väsentligt mera dynamisk än man endast för några år sedan vågade förut- spa.

3.5 Internationell handel med naturgas 3.5.1 Handel med rörtransporterad naturgas

Man räknar med att nära 60 % av det totala energibehovet i Västeuropa år 1980 måste täckas genom import. Av naturgasbehovet väntas samtidigt 10 år 15 % behöva importe- ras. År 1970 uppgick Västeuropas naturgas- import till 7 % av förbrukningen. Av tabell 3:6 framgår omfattningen av import och export av gas mellan OECD-länderna liksom importen utifrån. l tabell 3:7 visas en upp- skattning av Nederländernas naturgasexport år 1975. Den beräknas uppgå till totalt 40 miljarder ms, allt inom ramen för redan existerande långtidskontrakt.

Sedan år 1968 exporterar Sovjetunionen naturgas till Österrike. Avtal om leveranser till Italien, Västtyskland, Frankrike och Fin- land har också träffats. En sammanställning

Tabell 3:7 Beräknad intereuropeisk export från Nederländerna 1975

Export till: Miljarder m3 Västtyskland 14 Belgien 10,5 Frankrike 9 Italien 6 Schweiz 0,5

Totalt 40

Källa: Petroleum Press Service — September 1971

Tabell 3:6 Inhemsk produktion samt import och export av naturgas inom OECD 1969 och 1970

Naturgas 3 Miljarder m

Inhemsk produktion Total import Total tillförsel Total export l 2 3=1+2 4 Land 1969 1970 1969 1970 1969 1970 1969 1970 Europa Österrike 1.483 1.898 0,822 0.918 2,305 2,816 — — Belgien — — 2,928 4.740 2,928 4,740 — — Danmark — — — — — — — _ Finland — — -— — — — — — Frankrike 6,506 10.250 2,762 3,846 9.268 14,096 -— — Tyskland 6,712 8.890 4.716 7,463 11,428 16,353 — 0,012 Grekland — — — — — — — T Island — — — — — — — Irland — — — — — —— — — Italien 11,959 13.137 — — 11.959 13,137 — — Luxemburg — — — — — — — — Nederländerna 23.125 33,101 — — 23,125 33,101 7.950 11.955 Norge — — — — — — -— — Portugal — — ' — — — — — Spanien — — 0.030 — 0,030 — — — Storbritannien 5,060 11.100 1,082 0,910 6.142 12,010 — 4 Sverige — — — — — — — — Schweiz — — — 0,011 — 0,011 — — Turkiet — — — — — — — — Totalt 54.845 78.376 12,340 17,888 67.185 96.264 7.950 11,967 Västra hemisfären Kanada 45,452 52.415 0,989 0.308 46.441 5 2.723 19,259 22.092 U.S.A. 586,112 620,727 20,585 28,458 606,69? 649.185 1,453 1,875 Totalt 631,564 673,142 21,574 28.766 653.138 701.908 20,712 23,967 Japan 0,002 2,000 # — 0,002 2.000 — — OECD Totalt 686.411 753,518 33.914 46,654 720.326 800,172 28,662 35.934

Flytande naturgas (LNG) Miljoner ton Europa Österrike Belgien Danmark Finland Frankrike Tyskland Grekland Island Irland Italien Luxemburg Nederländerna Norge Portugal Spanien Storbritannien Sverige Schweiz Turkiet

PPIIII OU- u—AON _OIIII O'! O ppiiii ou: HON _OIIII CX o

OIIIIIPIII )— h- PIIII ,. 0

b

DJ _C>||||| 0 x! Plllll O U.) _Olllll O x)

Illllllllllllllllll

Plll

.. ...

Pllll

.. O Illllllllllllllllll Illllllllllllllllll

llllllllillllllllll

[ I | I | | | 1 | | I |

Totalt 0,71 0,77

P Nl »— _C) x) x!

OECD OIL STATISTICS 1969 respektive 1970

Total Avtals- Leverans lan Pris vid kvantitet 3 tid 1970/74 803 gränsövergång Land Miljarderm år Miljarderm /år öre/m Österrike 30 23 0,8 1,3 2,5 6,7 Italien 110 20 — 1,2 6,0 5,3; Västtyskland 52 20 — 0,5 3,0 6,3 Frankrike 20 — — 2,5 6,9 Finland 20 -— 0,5 1,5

1 Räknat vid polsk-tjeckiska gränsen Räknat vid tjeckisk-västtyska gränsen Växelkurs 4,81 kr/ US dollar

av dessa avtal finns i tabell 328. Avtalen omfattar för år 1980 en export av 15,5 miljarder m3.

Nya förhandlingar har dock redan tagits upp med Italien och Västtyskland om ökade leveranser. Preliminära underhandlingar om leveranser till Schweiz och Belgien har också förekommit. Vidare har frågan om eventuell naturgasexport från Sovjetunionen till Sveri- ge tagits upp till förberedande diskussion i samband med överläggningar om ekonomiskt och tekniskt- vetenskapligt utbyte.

I augusti 1971 föreslog den algeriska regeringen att det skulle byggas en grov ledning via Marocko till Europa med en årlig kapacitet av 10—15 miljarder m3. Möjlighe- terna att bygga en undervattensledning för transport av algerisk gas till Sicilien och Italien har också diskuterats.

3.5.2. Handel med flytande naturgas, LNG

I oktober 1964 skedde den första kommer- siella fartygstransporten av LNG i världen. Den gick från Algeriet till Storbritannien och utgjorde den första leveransen inom en lS-årig kontraktsperiod. I mars 1965 började likaledes för en lS-årig kontraktsperiod, LNG-leveranser från Algeriet till Frankrike. I dag importerar Västeuropa 8,5 miljarder m3 naturgas per år—i form av LNG från Algeriet och Libyen. En sammanställning av de lång- tidskontrakt, som reglerar denna handel, finns i tabell 3 :9.

Även om handeln med LNG hittills varit mycket begränsad finns det nu tecken på en

Tabell 3.9 Långtidskontrakt för import av flytande naturgas (LNG)

Leverans- Årlig leverans början Miljarder m3 Algerisk gas till Stor- britannien oktober 1964 1,0 till Frankrike (Arzew—LeHavre) mars 1965 0,5 till Frankrike (Skikda—Fos) 1971/72 3,5 Libysk gas

till Spanien mars 1971 1,1 till Italien juli 1971 2,4 Totalt 8,5

Källa: Petroleum Press Service — September 1971

stark utveckling. Sannolikt kommer nya och mer ekonomiska lösningar att utvecklas in- om tekniken att kondensera naturgas, att transportera kondenserad naturgas samt att lagra och återförgasa den kondenserade ga- sen. Från teknisk synpunkt innebär detta många kvalificerade problem. Man måste arbeta med temperaturer omkring —l600 C för att gasen skall kondensera vid normalt lufttryck. Temperaturen måste bibehållas under transport och lagring för att förhindra förgasning. Pådrivande för utvecklingen av LNG-tekniken är framförallt det faktum, att det finns en växande efterfrågan i Förenta staterna, Japan och Europa, samtidigt som stora mängder gas måste facklas i de oljepro- ducerande länder, som själva saknar använd- ning för gasen. Av särskilt intresse är planer- na på att transportera stora mängder LNG från Algeriet till Förenta staterna och från Mellersta Östern och Brunei till Japan.

Av intresse är också de samarbetsplaner, som nyligen diskuterats mellan Sovjetunio- nen och Förenta staterna. Enligt dessa planer skall Förenta staterna satsa 3—4 miljarder dollar i ett amerikansk-sovjetiskt projekt för utvinning av naturgas i Sovjetunionen. Av den ökade gasproduktion, som då blir möj- lig, skulle hälften användas för sovjetiskt behov och hälften transporteras som LNG till Förenta staterna.

Rederierna satsar synbarligen på en stor ökning av LNG-transporterna i framtiden. Sammanställningen i tabell 3:10 ger en upp- fattning om läget i slutet av år 1971 då 14 LNG-fartyg med en kapacitet av 480 000 m3 LNG levererats. Vid samma tidpunkt var 25 fartyg med en sammanlagd kapacitet av drygt 1,7 miljoner m3 beställda. Bland de beställda är 5 fartyg för en lastkapacitet av 120 000—125 000 m3. Varje sådan tanker kan per resa transportera gas motsvarande 70 000 m3 eldningsolja.

Hela LNG-flottan, inklusive fartyg i be- ställning i slutet av år 1971, har — om man antar att de genomför 12 resor per år — en transportkapacitet av 25 miljoner ln3 LNG vilket motsvarar 15 miljarder m3 naturgas per år. Detta är dock mindre än 1 % av den energitransportkapacitet som den 1 januari 1972 fannsi oceangående oljetankers. Dessas lastförmåga var då ca 200 miljoner ut3 vilket med 12 resor per år ger transportkapaciteten 2 400 miljoner m3 olja per år. Oljetransport-

Tabell 3:10 Tankfartyg för LNG-transporter vid slutet av 1971

Total last- Antal förmåga, m 1. Levererade LNG-tankers 14 479 860 2. LNG—tankers i beställning för leverans under 1972 4 82 360 under 1973 6 309 000 under 1974 8 581 600 under 1975 5 520 000 under 1976 1 125 000 vid okänd tidpunkt 1 90 000 Beställda LNG-tankers 25 1 707 960 3. Optioner på LNG-tankers 7 637 600

kapaciteten beräknas till år 1975 stiga med närmare 50 %.

Även om LNG hittills ställt sig för dyr med hänsyn till kostnaderna för kondense- ring och transport och transportkapaciteten ännu är obetydlig jämfört med olja, kan situationen bli en annan i framtiden. LNG— import skulle då kunna bli intressant för Sverige, inte minst genom att den ökar antalet potentiella leverantörer. Det är där- för viktigt att följa utvecklingen även på LNG-området.

3.6 Naturgaspriser i olika led

Det är svårt att få del av exakta exportpriser på gas från olika leverantörer. I september 1971 publicerades ett antal uppgifter i Petro- leum Press Service, som återges i tabell 3 :1 l. Såvitt avser de sovjetiska gaspriserna stäm- mer uppgifterna i stort med uppgifter från andra källor (se tabell 318) om hänsyn tas till kostnader för transport från avräkningsplat- sen till köparens gräns.

Vid bedömning av prisuppgifterna måste man ta hänsyn till att de avtal, Sovjetunio- nen träffat med västeuropeiska länder, är komplicerade. I samtliga fall ingår i avtalen att det gasköpande landet skall leverera stålrör och maskinutrustningar till Sovjet- unionen i början av kontraktsperioden. Des- sa varor amorteras sedan genom gasleveran- ser.

Som underlag för bedömningar om natur- gasens marknadsmässiga förutsättningar i Sverige, vilka återfinns i kapitel 6, har utredningen också hämtat in uppgifter om aktuella gastariffer i några västeuropeiska länder. I tabell 3:12 redovisas de detaljtarif- fer, som under år 1971 tillämpades i hela Nederländerna med mycket små variationer. I tabell 3:13 redovisas de nederländska indu- stritarifferna. Dessa gäller även vid neder- ländska gränsen som exporttariffer för leve- ranserna till Belgien, Frankrike och Väst- tyskland. De nederländska detaljdistribu- tionsföretagen har vid sina engrosinköp av naturgas betalat 8,60 öre per rn3 (växelkurs: 148,33 kr per 100 floriner).

Producentpriser enl. Europ-Oil Prices (London) Sept. 1971

US cents

Öre per m3

per 106 BTU kurs 4,81

Storbritannien :

Nordsjön, Leman Bank, vid kusten Nordsjön, Viking-fältet, vid kusten Algerisk gas cif Convey Island, LNG

Belgien: Holländsk gas vid gränsen

Västtyskland: Holländsk gas vid gränsen Rysk gas vid tyska gränsen

Frankrike." Holländsk gas vid franska gränsen Algerisk gas (Arzew) cif Lel—Iavre Algerisk gas (Skikda) cif Fos, LNG

Italien: Holländsk gas vid italienska gränsen Rysk gas vid italienska gränsen Libysk gas vid La Spezia, LNG

Österrike: Rysk gas vid österrikiska gränsen

Spanien: Libysk gas levererad Barcelona, LNG

.— UNPO NOXOJÄ

(106 BTU = 28 m3 naturgas) Källa: Petroleum Press Service — September 1971

Det bör anmärkas att LNG, Liquified Natural Gas, även medför kostnader för återförgasning.

Tabell 3:12 Detaljtariff för naturgas i Nederländerna (1971)

Totalpris Jämförbart pris Årlig vid övre på tunna eld- konsumtion Fast avgift Rörlig avgift gränsen ningsoljor m /år kr/år öre/m öre/m kr/m3 0— 300 17:80 37,08 43,01 425 :— 300— 600 40:05 29,67 36,35 360:— 600— 2 100 129:05 24,83 20,98 280:— 2100— 20 000 22250 10,38 11,50 114:— 20 OOO—170000 — 11,50 11,50 114:—

—- Distributionsföretagen har vid sina engrosköp fått erlägga 8,60 öre/m3.

— Växelkurs vid omräkningen från nederländsk valuta 1,4833 kr/florin

— Omräkningen till jämförbart oljepris förutsätter energiinnehållet 8 400 kcal/m3 gas och 8,5 miljoner kcal /m3 olja.

Totalpris Jämförbart pris Årlig vid övre på tjock eld- konsurption Fast avgift Rörlig avgift gränsen nin solja milj m lår kr/år öre/m3 öre/m3 kr m3 0,17—1,00 6 586 7,42 8,08 73:— 1,00—8,80 10591 7,02 7,14 65:— > 8,80 44 499 6,63 6,63 60:—

— Priserna enligt industritariffen gäller även vid nederländska gränsen för exporterad naturgas till Belgien, Frankrike och Västtyskland. — Växelkurs 1,4833 kr/florin.

— Omräkningen till jämförbart oljepris förutsätter energiinnehållet 8 400 kcal/m3 gas och 9,3 miljoner

kcal/m3 olja.

— Korrigeringsterm för rörliga avgifter: 7,02 (28— — l) öre/m3 där P är priset på tjock eldningsolja levererad till större förbrukare enligt officiell statistik i Nederländerna. — Tariff för avkopplingsbara leveranser till kraftstationer och större industrier: 89 000 kr/år + 6,08 BC— 58 öre/ma, där Pc representerar oljepriset för kraftproducenten.

I tabellerna 3 :12 och 3:13 redovisas också det med naturgaspriset ekvivalenta priset för eldningsolja. Detaljtarifferna jämförs med tunn eldningsolja och industritarifferna med tjock eldningsolja, som ju är de närmast substituerbara energiråvarorna i respektive fall.

Den rörliga avgiften i industritariffen har en korrigeringsterm som innebär att avgiften varierar med priset på tjock eldningsolja levererad till större förbrukare enligt officiell statistik i Nederländerna. Avkopplingsbara leveranser till kraftstationer och större indu- strier debiteras efter en speciell tariff.

Tarifferna i andra västeuropeiska länder är i allmänhet uppbyggda efter likartade system och resulterar i ungefär samma prisni- våer. För stora leveranser tillämpas i Stor- britannien en mer individuell prissättning med större marknadsanpassning. Det pris, som offereras, tar bl. a. hänsyn till abonnen- tens omställningskostnader och hans bedöm- da värdesättning av naturgasen vid aktuell användning. Vid avkopplingsbara leveranser tas hänsyn till kontrakterad förvamingstid (normalt 1 till 8 timmar) och totalt tillåten avkopplingstid under året (normalt 21 till 63 dagar). Prisnivån för avkopplingsbara leve- ranser ligger 20 a 25 % lägre än prisnivån för normala leveranser.

3.7. Ledningsnät för naturgas

På kartan i bilaga 1 redovisas de större befintliga och planerade naturgasledningarna i Europa. Av de naturgasproducenter, som ligger geografiskt fördelaktigast till för Sve- riges vidkommande, är Sovjetunionen i dagi besittning av de ojämförligt största gasreser- verna. Den totala längden av huvudledningar för naturgas i Sovjetunionen uppgick år 1970 till 60 000 km och den transporterade

Ledninqslöngd

IOOOkm 70 53,2 50— 50— 40— 35,9 37,0 ,! ' / 30— "I ,,il'zu 20— |6,5 ,; : m 'D'I' *" | : _5,lo &, | ;; ”' i : " lllllllllilllllllll l950 l955 1960 l955 1970

_Ledninqur för gas ___ Ledningar för råolja och oljeprodukter

Figur 3: 7 Total längd av huvudledningar för naturgas i Sovjetunionen.

LERA * * 1000' TERTIÄR

KALKSTEN

135 millitn år

180 million år

225 million är

AZechstein ' .

memr A* , ' s...”—

:270 million år

__NOI-

Geologisk profil av Nordsjöområdet. Engelsk stratigrafisk terminologi har ej översatts.

Flytande borrplattform för oljeletning i Nordsjön. Plattform med tillhörande borrutrustning väger 7 000 ton och har en besättning på 50 personer.

gasmängden till 198 miljarder ma. Utveck- lingen under perioden 1950—1970 framgår av figur 3:7, å vilken även utvecklingen av rörnätet för transport av råolja och oljepro- dukter inlagts.

Från Sveriges synpunkt är utbyggnaden av det ryska systemet in i Finland av speciellt intresse. Den första etappen, dvs. ledning från Leningrad till finska gränsen och vidare till Kymmenedalen med grenled- ning till Kotka, planeras vara färdigprojekte- rad under år 1972 och byggd hösten 1973. Närliggande nordeuropeiska system behand— las utförligare i kapitel 8 i anslutning till diskussionen av ett eventuellt svenskt rör- transportsystem.

4. Energiförbrukningen i Sverige och dess geografiska

fördelning

4.1 Energiförbrukningens allmänna utveck- ling

Energimarknaden i Sverige liksom i flertalet industriländer har under 1900-talet genom- gått betydande strukturförändringar. Inhems- ka bränslen som i början av seklet domine— rade vårt lands energiförsörjning har fått lämna plats för en allt större andel importe- rade bränslen. Till att börja med var det de fasta fossila bränslena,i första hand kol, som växte i betydelse. Efter andra världskriget var kolets storhetstid förbi och i stället kom oljan. Inhemska bränslen och kol har sedan pressats starkt tillbaka, medan oljans andel har vuxit. Den tycks ännu inte ha nått maximum.

En kraftigt stegrad efterfrågan och till- gång på billig importenergi har tillsammans med den tekniska utvecklingen och höjd levnadsstandard varit den viktigaste orsaken till strukturförändringen. Tillgången på in- hemsk energi med låg kostnad har däremot varit otillräcklig. Konsumenternas val av energiform har även påverkats av den be- kvämlighet med vilken den kan utnyttjas. Den lätthanterliga eldningsoljan har kunnat slå ut fasta bränslen även på platser, där dessa funnits tillgängliga utan nämnvärd kostnad. Åtskilliga jordbruk med egen skog har gått ifrån vedbränslen och utnyttjar i stället eldningsolja eller elenergi som trans- porterats över långa avstånd.

Till skillnad från vad som är fallet i flertalet andra länder har den svenska energi- marknaden inte i någon högre grad påverkats av politiska åtgärder avsedda att styra energi- förbrukningen i viss riktning. Den ökade hänsynen till energins återverkan på miljön har dock börjat spela en roll vid valet av energiform. Denna återverkan tillmäts en allt större betydelse.

4.2 Energimarknadens sammansättning

En betydande del av den energi som konsu- meras har omvandlats från andra energifor- mer för att bättre svara mot konsumentens behov. Produktion av elkraft, fjärrvärme och stadsgas är exempel på sådana energiomvand— lingar. Oljeprodukter från raffinaderier är även de förädlade energiformer.

Omvandlingsprocesserna i energiförsörj- ningen medför att man inte kan få en entydig energimarknad. Av denna orsak kan man få se vitt skilda uppgifter om marknads- andelen för ett visst energislag. En fullstän- dig analys av energimarknaden kräver upp- rättandet av en energibalans i vilken omvand- lingen av den primärt tillförda energin kan följas fram till nyttiggjord energi hos den slutlige förbrukaren.

Det är inte nödvändigt att behandla den fullständiga energibalansen för att belysa hur naturgasen kan komma att påverka energi- marknaden. Det räcker med att i första hand

analysera energitillförseln och bortse från energiomvandlingarna till förädlade energi— former. Härvid måste dock viss del av elkraftsektorn särbehandlas.

Genom inhemsk produktion och nettoim- port tillfört bränsle uppgick år 1970, som framgår av tabell 4:l, till totalt 33,4 miljoner ton ekvivalent mängd tjock eldningsolja. Importen av råolja och oljeprodukter svarade för 28,6 miljoner ton, vilket utgör hela 86 % av totalbeloppet.

För att få ett mått på den totala energitillförseln till den svenska energimark- naden måste även elkraftsektorn beaktas. Den totala eltillförseln år 1970 utgjorde enligt tabell 4:2 64,7 miljarder kWh. Härav producerades 19,0 miljarder kWh i värme- kraftverk (mottryck, kondens och gasturbi- ner). Bränsletillförseln till dessa är medräk- nad i tabell 421. Återstoden utgör energitill- försel från vattenkraftverk och netto elim- port på 45,7 miljarder kWh. Dessa kan från energisynpunkt anses motsvara den bränsle- förbrukning, som skulle erfordras för att producera motsvarande elkraftbelopp i mo- derna kondenskraftanläggningar (vid 38% verkningsgrad förbrukas 0,24 dm3 olja per kWh), vilket ger en ekvivalent bränsleför- brukning på 10,2 miljoner ton. Adderas detta till den egentliga bränsletillförseln enligt tabell 4:l på 33,4 miljoner ton, erhålles en total energitillförsel under år 1970 på 43,6 miljoner ton ekvivalent mängd tjock eldningsolja.

Av den totala energitillförseln till den svenska marknaden är 1970 svarade eldnings- oljoma för 22,4 miljoner ton eller 51 %. De fördelades på olika konsumentgrupper enligt tabell 413. Det bör observeras, att däri inte ingår drivmedel, som tills vidare saknar intresse från naturgassynpunkt eftersom na- turgasen inte väntas finna nämnvärd avsätt- ning inom transportsektorn. Den kvarvaran- de skillnaden mellan marknaden tillförda oljeprodukter enligt tabell 4:1 och till konsumenten levererade oljeprodukter enligt tabell 4:3 utgöres huvudsakligen av förluster i raffinaderier och exporterade oljeproduk- ter.

Tabell 4.'] Bränsletillförsel till den svenska energimarknaden år 1970 Ekvivalent mängd tjock eldningsolja.

Bränsleslag Miljoner ton

Inhemska bränslen 2,9 därav avfallsbränslen fasta bränslen

93) O O

Importerade bränslen 30,5 därav råolja övriga oljeprodukter kol och koks

v—u— NOK— Odw

Totalt

Tabell 4:2 Elenergitillförsel till den svenska energimarknaden år 1970

Energim ängd Kraftslag Miljarder kWh Vattenkraft 41,6 Mottryck 5 ,8 Kondens, gasturbin 13,2 Import (netto) 4,1 Totalt 64 ,7

Anm. År 1970 var elproduktionen i vattenkraft- verk osedvanligt låg på grund av torrår. Med normala vattenförhållanden skulle vattenkraftpro- duktionen varit ca 53 miljarder kWh med mindre produktion i värmekraftverk och mindre import i motsvarande grad.

Tabell 4.1? Leveranser av eldningsoljor år 1970 Ekvivalent mängd tjock eldningsolja.

Förbrukaregrupp Miljoner ton Kraftverk 3,1 Värmeverk 1,5 Industrier 6,8 Fastigheter (bostads-, affärs-, kontors- eller liknande) 7,5 Institutioner tillhörande stat, landsting och kommuner 1,6 Ovriga 2,0 Totalt 22,5

Ökning 1970—80

Effekt Energi MW=1 000 kW Miljarder kWh/år Energi Effekt Miljarder

Kraftslag 1970 1980 1970 1980 MW kWh/år Vattenkraft 11 000 13 400 53,4 62 2 400 8, 6 Kärnkraft 10 7 000 _ 46 6 990 46,0 Kondens— och mottryckskraft 3 750 7 500 13,2 36 3 750 22,8 Toppkraft 340 5 600 — l 5 260 1,0 Totalt 15 100 33 500 66,6 145 18 400 78,4

4.3 Energimarknaden i mitten på 1970-talet

Den senast framlagda mera detaljerade prog- nosen över energikonsumtionens utvecklingi vårt land återfinns i energikommitténs rap- port ”Sveriges energiförsörjning 1955—1985" (Finansdepartementet stencil l967:8). I del- betänkandet ”Olja 1 rör” kapitel 4 har utred- ningen behandlat denna prognos och redovi- sat en regional fördelning av den prognosera- de konsumtionen av drivmedel och bränslen år 1975.

Elprognosen i energikommitte'ns rapport har gjorts med ledning av uppgifter från Centrala Driftledningen (CDL) och huvud- sakligen hämtats från en av CDL gjord kraftbalansstudie år 1967. Elförbrukningen har dock ökat snabbare än man förutsåg år 1967, och denna tendens väntas bestå under 1970-talet. Våren 1970 publicerades bl. a. av

detta skäl en översyn av studien av elförsörj- ningens utveckling under 1970-talet. Det sammanfattande resultatet återges i tabell 4:4. För år 1970 har den faktiska energipro- duktionen omräknats till medelårsförhållan- den för vattenkraftproduktionen. Därigenom kan jämförelser göras med år 1980, som i en prognos måste förutsättas bli ett normalår.

Med de justeringar av energikommitténs prognos, som motiveras av 1970 års CDL-studie, får man för åren 1975 och 1985 de värden på den tillförda energin till den svenska energimarknaden, som anges i tabell 4:5. På samma sätt som i tabell 45 har vatten- och kärnkraftproduktionen värderats efter den ekvivalenta bränsleförbrukningen i moderna kondenskraftverk.

Vid CDL:s översyn år 1970 förutsattes ett oförändrat lågt pris på tjock eldningsolja (65 kr/m3 eller 7 kr/miljarder cal.). De senaste

Tabell 4.5 Prognos över tillförd energi till den svenska energimarknaden

1975 1985 Motsvarar Motsvarar miljoner miljoner Resp. ton olje- Resp. ton olje- enhet ekvivalent enhet ekvivalent Oljeprodukter: 3 exkl. eldn.olja, miljoner m 8,5 6,8 eo 1—2 (tunna), miljoner m 8,8 7,5 43,5 39,2 eo 3—5 (tjocka), miljoner rn 19,0 17,7 Kol och koks, miljoner ton 2,7 1,8 3,2 2,1 Vatten- och kärnkraft, miljar-

_ der kWh 75,0 16,8 155,0 34,9 Övrigt, miljoner ton kol 4,3 2,8 , 3,1 Summa energibehov — 5 3,4 — 79,3 Anm.: Vatten— och kärnkraft har värderats till 2 250 kcal/k kWh 32 SOU 19 7 2 : 2 5

årens utveckling på oljemarknaden indikerar att man för framtiden måste räkna med högre oljepriser (jämför avsnitt 6.2.1). Sam- tidigt har emellertid anläggningskostnaderna såväl för olje- som kärnkraftverk stigit väsentligt i förhållande till de av CDL antagna värdena är 1970. Dessa förhållanden kan komma att något påverka relationen mellan olje- och kärnkraftproduktionen in- om den svenska elförsörjningen.

4.4 Energikonsumtionens variationer

Vid uppbyggnad av en naturgasmarknad kommer leveranserna av naturgas att nästan uteslutande bli ersättning för tidigare leve- ranser av eldningsolja. Lämpligt belägna större oljekonsumenter kan ofta snabbt och till låg kostnad övergå till naturgas. Dessa konsumenter spelar därför en betydelsefull roll vid en bedömning av naturgasens utveck- lingsmöjligheter. Storindustrier, kommunala kraftvärme- och värmeverk samt kraftindu- strins värmekraftverk är i detta sammanhang värda särskild uppmärksamhet.

Då olja används som bränsle spelar varia- tionerna i bränsleförbrukningen inte någon större roll. Oljan kan lagras till måttliga kostnader, varför toppar i förbrukningen inte ger några extrema distributionskostna- der för energin. Naturgasen däremot är helt ledningsbunden och har höga lagringskostna- der. Variationerna i energikonsumtion spelar därför en mycket större roll med naturgas som bränsle än med eldningsolja. Konsumen- ter med hög förbrukning året runt eller konsumenter som kan minska sin belastning då överföringssystemet är hårt utnyttjat är de mest eftertraktade belastningsobjekten för ett naturgassystem.

Processindustrier med kontinuerlig drift har de önskvärda belastningsegenskaperna. Kemiska industrier, oljeraffinaderier, ce- mentfabriker, smältverk m. fl. är exempel på anläggningar med hög utnyttjningstid. Andra industrier av intresse är de som har ugnar med lång utnyttjningstid. Inom metall- och verkstadsindustrin, porslinsindustrin, livsme-

delsindustrin m.fl. kan man således finna lämpliga belastningsobjekt för ett naturgas- system. Belastningar som i hög grad är beroende av utomhustemperaturen eller som av andra skäl har sin största energiförbruk- ning under vintern lämpar sig mindre väl för anslutning till ett naturgasnät.

Kraftvärme- och värmeverkens oljekon- sumtion är i mycket hög grad beroende av utomhustemperaturen. Endast den del som åtgår för varmvattenproduktion är tämligen konstant året runt. En normal varaktighets- kurva för värmeleveranser får som framgår av figur 4:l en mycket spetsig topp. Utnyttj- ningstiden som utgör förhållandet mellan energiförbrukningens årsvärde och dess högs- ta timvärde brukar vara ca'2 200 timmar för en enskild abonnent. Genom s.k. samman- lagring av de olika abonnenternas individuel- la värmebelastningar erhåller värmeverken en utnyttjningstid på ca 3 000 timmar. Då värmeverken mestadels har ett flertal pro- duktionsenheter kan några av dessa utnyttjas som grundlastenheter och erhåller därigenom väsentligt högre utnyttjningstid.

W IDO DWmux 80—

60—

20—

I I | | Xh 0 2000 14000 6000 80lllltim

Figur 4:I Varaktighetsdiagram för värme- leverans.

I ett kraftvärmeverk, som producerar både värme och elkraft, bidrar elproduktio- nen till att öka oljekonsumtionens utnyttj- ningstid jämfört med ett rent värmeverk.

Genom att värmelastens spets ej normalt tillgodoses genom produktion i kraftvärme- verket och i någon mån genom att tillämpa värmeackumulering kan utnyttjningstiden förlängas ytterligare, varför den för kraftvär- meverk i vissa fall kan uppgå till eller överstiga 4 000 timmar.

Oljekonsumtionen i kraftindustrins oljeel- dade värmekraftverk — kondenskraftverk — är i hög grad beroende av den aktuella kraftsituationen i landet. Genom den nordis- ka samkömingen påverkas kraftsituationen i viss omfattning även av kraftsituationen i våra grannländer. Hur produktionen av kon- denskraft fördelas på olika kraftverk beror på anläggningarnas verkningsgrad och produk- tionens inverkan på kraftsystemets överfö- ringsförluster. Verk med god bränsleekono mi får i allmänhet en hög utnyttjning året runt med undantag för erforderlig tid för översyn. De sämre anläggningarna kan få låg utnyttjning, speciellt under sommartid. CDL har i sin kraftbalansstudie räknat med en genomsnittlig utnyttjningstid för kondens- kraftverken under 1970-talet på 5 000 tim- mar per år. Värdet kan under torrår öka till 6 500 timmar och under år med riklig tillgång på vattenkraft sjunka till 3 500 timmar. Den aktuella drifttillgängligheten hos andra kraftslag, främst kärnkraften, samt efterfrågans avvikelser från prognoserna gör att variationen mellan olika är kan bli ännu större.

4.5 Kartläggning av större bränslekon- sumenter

För att kunna bedöma storleken av en möjlig naturgasmarknad har utredningen kartlagt alla större bränslekonsumenter inom de delar av landet, där naturgassystem kan komma ifråga. Utformningen av ett naturgasnät måste i hög grad komma att påverkas av de större punktbelastningar för energi, som till rimliga kostnader kan fångas upp. En kart- läggning kan därför ge uppfattning om vilken ungefärlig sträckning huvudledningarna i ett naturgassystem bör få.

För att få fram aktuella uppgifter har utredningen vänt sig till de industrier, huvud- sakligen inom Svealand och Götaland, som haft så hög bränslekonsumtion att oljelag- ringsskyldighet har förelegat år 1970, dvs. företag med en årsförbrukning av genom- snittligt minst 5 000 m3 eldningsolja. Även värmeverken och kraftindustrin har tillfrå- gats.

4.5.1 Storindustri

Förfrågningar har utgått till 148 industrifö- retag belägna inom samtliga län i Götaland och Svealand samt Gävleborgs län. Uppgifter har inhämtats om dels faktisk energiförbruk- ning under år 1970, dels sannolik bedömd ersättningsbar energiförbrukning år 1975 dels ock möjlig uppskattad ersättningsbar energiförbrukning år 1980. Samtliga tillfrå- gade företag har lämnat dessa uppgifter. Med hänsyn till att industriföretagen på Gotland bedömts inte komma att beröras av ett naturgassystem på fastlandet har de två aktuella Gotlandsföretagen undantagits i den följande redogörelsen av resultatet.

För år 1970 har de återstående 146 företagen redovisat en faktisk oljeförbruk- ning av eldningsoljor av 3,73 miljoner m3, vilken till år 1975 förväntas öka till 4,19 miljoner m3. De tillfrågade industriföreta- gens geografiska belägenhet och beräknade eldningsoljeförbrukning år 1975 framgår av översiktskarta, figur 4:2. Länsvis fördelning av oljeförbrukningen samt antal företag inom olika storleksgrupper har redovisats i tabell 416.

Som framhållits spelar variationerna i energiförbrukningen en betydande roll för dimensioneringen av ett naturgassystem. För att få underlag för att bedöma industriför- brukningens roll i ett sådant system har utredningen också begärt uppgift över maxi- mal dygnsförbrukning år 1970. Endast hälf- ten av de tillfrågade 146 företagen, motsva- rande ca 50 % (1,94 miljoner m3) av totala oljeförbrukningen år 1970, har besvarat denna fråga. Resultatet av undersökningen framgår av tabell 4 :7.

Tabell 4.6 Storindustrins beräknade oljekonsumtion i mitten av 1970-talet fördelad länsvis och på storleksgrupper

5 000— 3 10001— 3 25 001— 3 50 001— 3 Över 3 10 000m /år 25 OOOm /år 50 OOOm /år 100 000m /år 100 000m /år Totalt

Län antal 1000m3antal 1000m3antal 1000m3anta1 1000m3antal 1000m3antal 1000m3

A, B 2 16 3 45 1 55 1 165 7 281 C 1 6 1 17 1 30 1 78 4 131 D 2 19 1 19 1 178 4 216 E 2 15 4 77 2 66 1 75 9 233 F 1 6 2 43 2 73 5 122 G 3 39 1 27 1 70 5 136 H 4 67 4 67 K 2 13 2 34 1 42 5 89 L 1 8 3 58 2 76 6 142 M 2 12 12 179 3 99 1 163 18 453 N 1 13 2 73 3 86 0 2 20 4 72 3 114 9 206 P 4 27 7 121 2 74 13 222 R 1 9 1 18 1 45 1 63 1 105 5 240 S 3 29 5 78 3 108 2 147 1 176 14 538 T 1 9 5 84 5 144 1 51 12 288 U 2 18 4 76 2 111 8 205 W 4 54 1 28 2 156 1 103 8 341 X 4 63 2 65 1 65 7 193 Tot. 26 207 70 1 157 31 1 064 13 871 6 890 146 4 189

Tabell 4.7 Storindustriers totala oljeförbrukning åren 1970, 1975 och 1980 samt maximal dygnsförbrukning under år 1970 fördelad på industrigrupper

Redovisad total Redovisad maximal Möjlig total

förbrukning år dygnsförbrukning oljeförbruk- 1970 under år 1970 ning

Total Total

Antal förbruk- Antal förbruk- Max. dygns- Industri- före- ning 3 före- ning 3 fögbrukn. 1975 31980 3 grupp tag 1 000 m tag 1 000 m m ldygn 1 000 m 1 000 m Gruvindustri 3 104 38 84 Metall- o. verkstadsind. 46 1 134 22 365 1 737 1 203 1 435 Jord- o. stenindustri 14 547 9 440 1 730 609 658 Träindustri 5 82 96 101 Massa- o. pappersind. 47 1 441 28 918 4 114 1 687 2 235 Livsmedelsind. (exkl. sockerbruk) 5 42 3 28 147 53 68 Textil- o. sömnadsind. 4 84 2 62 205 79 79 Läder-, hår- 0. gummiind. 3 50 1 20 82 77 103 Kemisk- o. kem. tekn. ind. 11 140 1 17 69 234 378 Ovrigt 2 21 1 8 30 1 28 32 Summa exkl. sockerbruk 140 3 645 67 1 858 (8 114) 4 107 5 173 Sockerbruk 6 84 6 84 913 85 102 Totalt 146 3 729 73 1 942 (9 027) 4 189 5 275

Den relativt sett mycket höga dygnsförbrukningen för sockerbruken sammanhänger med att förbruk- ningen är koncentrerad till en kort period under själva betkampanjen.

Metall- o. Jord- o. Massa- o. .

Kvar- verkstads- sten- pappers- Övrig in- tal industri industri industri dustri Totalt 1 31 25 30 28 29 2 22 25 21 22 3 17 23 18 19 4 30 27 28 33 30 Summa 100 100 100 100 100

Tabell 4.9 Värmeverkens beräknade oljeförbrukningi mitten av 1970-talet fördelad länsvis och på storleksgrupper

5 000— 10 001— 25 001—

10000m3/år 25000 m3/år 50000m3/år

50 001— 3 Över 3 1,00 000 m /år 100 000 m /å1' Totalt

Län antal 1000m3anta1 1000m3antal 1000m3antal 1000m3antal 1000m3antal 1000m3

A, B 3 57 2 77 2 162 1 325 8 621 C 1 15 1 320 2 335 D 1 33 1 33 E 2 329 2 329 F 1 10 1 10 G _ _ H 1 24 1 24 K .. _

L _, _

M 1 86 2 483 3 569 N _ _ O 2 28 1 480 3 508 P 1 70 1 70 R _ _ S 1 11 1 11 T 1 170 1 170 U 1 20 1 300 2 320 W 1 19 1 19 X 1 21 1 27 2 48 Tot. 1 10 11 195 4 137 4 318 9 2407 29 3 067

l relation till totalförbrukningar varierar dygnsförbrukningen inte bara mellan olika industrigrupper utan även mellan företag inom samma industrigrupp. Om man emel— lertid kalkylmässigt förutsätter att den maxi- mala dygnsförbrukningen av eldningsolja är lika för industrier inom samma grupp, skulle med ledning av i tabell 4:7 angivna grundvär- den den maximala dygnsförbrukningen för det totala antalet tillfrågade företag — exkl. sockerbruk — för år 1975 kunna uppskattas till ca 18 000 m3 olja.

Utredningen har under hand även tagit del av viss statistik avseende säsongvariatio- nen i storindustrins förbrukning av eldnings- olja. Kvartalsvariationen, som är baserad på

genomsnittsförbrukningen under treårspe- rioden 1968—1970, framgår av tabell 4:8. Denna visar att ca 60% av storindustrins förbrukning av eldningsolja faller på vinter- halvåret. Då även storindustrins energibehov påverkas av yttertemperaturens växlingar, torde den maximala dygnsförbrukningen infalla någon gång under de kallaste måna- derna januari och februari. Bortsett från veckoslut och helger torde dygnsförbruk- ningen inom de flesta företagen i regel inte undergå några mera betydande svängningar under själva vinterperioden. Industrins olje- förbrukning är av naturliga skäl lägst under tredje kvartalet, under industrisemesterperio- den sannolikt mycket låg.

Storindustri ml Värmeverk C] Kraftverk (ingen olje- förbrukninq angiven)

Figur 4: 2 Större oljekonsumenter 1975.

4.5.2 Värmeverk och kraftvärmeverk

Efter samråd med Svenska Värmeverksföre- ningen har utredningen tillskrivit de kom- munala kraftvärme- och värmeverk inom södra halvan av landet, som redan existerar eller som kommer till under de närmaste åren. Antalet utgör 29 med starkt varierande storlek. Uppgifter har begärts om förbruk- ningen av eldningsoljor under år 19701 form av årsförbrukning och med angivande av högsta och lägsta dygnsvärde. Motsvarande uppgifter för åren 1975 och 1980 enligt nuvarande bedömningar har också efterfrå- gats. Förbrukningsuppgifterna avser värme- leveranser och därmed förknippad kraftpro- duktion. Produktion av kondenskraftkarak- tär har redovisats av kraftindustrin.

Enligt lämnade uppgifter uppgick den totala förbrukningen av olja till 1,53 miljo- ner m3 är 1970 och väntas öka till 3,07 miljoner m3 är 1975. Geografisk fördelning av 1975 års förbrukning framgår av figur 4:2. Länsvis fördelning och antal företag inom olika storleksgrupper har redovisats i tabell 419.

Uppgifter om högsta och lägsta dygnsför- brukning har sammanställts och anges i relation till årsförbrukningen i tabell 4:10. Med ökad storlek på verken minskar förhål- landet mellan maximal dygnsförbrukning och årsförbrukning. Orsaken är att de större verken är kraftvärmeverk och att deras elproduktion verkar utjämnande på oljeför- brukningen.

Tabell 4:10 Högsta och lägsta dygnsför- brukning i värmeverken i relation till årsför- brukningen av eldningsolja

Relativt dygnsvärde

Årsförbrukning av eldningsoljor max. min. m /år % % (50 000 0,88 0,12 50 000—100 000 0,69 0,08 100 000—200 000 0,62 0,08 > 200 000 0,50 0.06 Totalt 0,58 0,07

4.5.3 Kraftindustri

De förfrågningar, som gått till kraftindustrin, har gällt potentiell avsättning av naturgas åren 1975 och 1980 i befintliga, planerade och skisserade primärt oljeeldade produk- tionsanläggningar. Uppgifterna skulle gälla för medelår och avse dels leverans året om, dels leverans som ger leverantören rätt att under dagtid under vinterperioden koppla av gasen. Förfrågningen har också gällt utnytt- jandet av naturgas år 1980 under förutsätt- ning att de kärnkraftaggregat som inte beslutats skulle ersättas med naturgaseldade kraftverk.

Två olika förutsättningar för gaspriset lämnades. Huvudalternativet var det gaspris, som fordras för att den rörliga produktions-

Tabell 4:11 Potentiell avsättning av naturgas för produktion av elenergi Ekvivalent mängd tjock eldningsolja uttryckt 1 miljoner m3 per år.

Natur aspris som ger elenergi till en rör ig kostnad knappt underskri- dande dennai

kärnkraftverk 1975

oljebaserade kon- denskraftverk

1980 1975 1980

1. Bibehållen kärnkraftutbygg— nad och ingen leveransbe- gränsning 4,85 2. Bibehållen kärnkraftutbygg-

nad och begränsad leverans under vinterns dagtid 2,49 3. Minskad kämkraftutbygg- nad och ingen leverans-

begränsning —

7,79 3,11 5,55

4,12 1,42 2,90

11,51 — 8,68

Tabell 4:12 Potentiell avsättning av naturgas för produktion av elenergi fördelat på län Ekvivalent mängd tjock eldningsolja, uttryckt i miljoner m3 per år. Bibehållen kärnkraftutbyggnad och ingen leveransbegränsning.

Naturgaspris som ger elenergi till en rörlig kostnad knappt understigande denna i

oljebaserade kärnkraftverk kondenskraftverk

Län 1975 1980 1975 1980 A, B 0,42 0,32 0,12 0,05 C 0,09 — — — D 0,10 0,12 0,08 0,10 E 0,90 1,67 0,67 1,42 H 0,08 — 0,04 — K 1,54 2,21 1,35 1,88 M 0,61 0,56 0,44 0,33 N 0,31 0,16 0,14 0,16 0 0,09 2,10 — 1,45 P 0,01 0,01 0,01 0,01 U 0,67 0,43 0,23 0,06 X 0,03 0,16 0,03 0,09 Totalt 4,85 7,74 3,11 5,55

kostnaden i gaseldade kraftverk skall bli lägre än den rörliga kostnaden för olje- baserad kondenskraft. Det andra alternativet var det gaspris, som fordras för att den rörliga produktionskostnaden i gaseldade kraftverk skall bli lägre än den rörliga kostnaden för kärnkraft.

De potentiella avsättningsmöjligheterna för naturgas till kraftverken enligt denna undersökning redovisas i tabell 4:11. Det mest sannolika alternativet torde vara att

naturgaspriset ej påverkar kärnkraftutbygg- naden och ger en rörlig kostnad i värmekraft- stationema, som understiger motsvarande kostnad i oljekraftverk men ej i kärnkraft- verk. Avsättningsmöjligheterna skulle då uppgå till 3,1 miljoner m3 ekvivalent mängd tjock eldningsolja år 1975 och växa till 5,6 miljoner m3 är 1980. Det bör dock fram- hållas, att de ekonomiska villkor, som kommer att gälla för naturgasköpet, starkt påverkar avsättningsmöjligheterna av gasen.

Möjligheter föreligger således till större av- sättning t. ex. om gaspriset under lågbelast- ningstid är mycket lågt.

De potentiella avsättningsmöjligheterna i ovannämnda huvudalternativ har i tabell 4:12 fördelats länsvis. I figur 4:2 har de aktuella kraftverken medtagits, men utan angivande av bränsleförbrukningen.

4.5.4 De kartlagda objektens omfattning

De kartlagda större bränslekonsumenterna representerar en betydande del av det prog- noserade energibehovet år 1975. I energi- kommitténs prognos har hela industrins behov av olja beräknats till 9,4 miljoner m3. De kartlagda storindustrierna täcker 4,2 miljoner ni3 av detta, dvs. 45 %. Kartlagda värmeverk svarar med sin förbrukning av 4,7 miljoner rn3 eldningsolja för 36% av det totala behovet av fastighetsuppvärmning. För kraftindustrins del representerar den redovisade potentiella naturgasavsättningen 88% av kraftindustrins totala oljebehov. Tillsammans täcker de kartlagda förbrukarna 44% av de beräknade totala behoven av eldningsoljor i landet.

4.6 Energiförbrukningens utveckling efter år 1 9 75

Med hänsyn till den tid som fordras för att bygga upp ett naturgassystem och en natur- gasmarknad är energiförbrukningens ut- veckling på längre sikt av betydelse. För att kapitalkostnaderna skall bli rimliga krävs en relativt lång utnyttjningstid för anläggning- arna. Energimarknadens utveckling fram till slutet av detta århundrade blir sålunda av betydelse för lönsamheten av de naturgassy- stem som nu diskuteras. Energimarknadens utveckling på sikt är dock mycket svårbe- dömbar i fråga om såväl tillväxttakt som fördelning på olika energislag. Energikommittén lät genomföra en ten- densbedömning fram till år 1985. Enligt

denna skulle energibehoven komma att växa med 4,9 % per år under perioden 1975—1985. Den totala oljekonsumtionen skulle i alternativet med det större elvärme- inslaget komma att öka med 2,4 % per år.

Vid bedömning av förutsättningarna för en naturgasmarknad kan det vara av mindre intresse hur den i sig själv mycket stora oljemarknaden kan komma att växa. Det är förekomsten och utvecklingen av större punktbelastningar inom ekonomiskt räckhåll för naturgasen som i första hand bör ägnas uppmärksamhet. De inkomna svaren från tillfrågade större oljekonsumenter utgör ett värdefullt underlag för bedömning av denna mera begränsade marknad.

Storindustrin har redovisat en ökning av oljekonsumtionen från 4,2 miljoner m3 är 1975 till 5,3 miljoner m3 år 1980. Detta motsvarar en årlig ökning av ca 5 %. Denna utveckling överensstämmer med energikom- mittens bedömningi denna del.

De kommunala kraftvärme- och värme- verken redovisar en betydande ökning av oljekonsumtionen även efter år 1975. En väsentlig del av denna ökning utgör anslut- ning av nya belastningsobjekt genom en fortsatt utbyggnad av fjärrvärmesystemen. Oljekonsumtionen beräknas enligt inkomna svar öka från 3,1 miljoner m3 år 1975 till 4,6 miljoner m3 är 1980, vilket ger en tillväxttakt på mer än 8% per år. Denna kraftiga ökning uppstår genom anslutning till fjärrvärmesystemen av såväl nybyggda fastig- heter som äldre fastigheter med tidigare individuell uppvärmning.

Även kraftindustrins oljeförbrukning vän- tas komma att öka efter 1975 genom tillkomsten av nya kraftverk baserade på olja. För de kraftverk, där naturgas kan komma i fråga som bränsle, har oljekonsum- tionen under medelår angetts kunna öka från 3,1 miljoner m3 är 1975 till 5,6 miljoner rn3 år 1980. Ungefär 77% av konsumtionen skulle falla på perioden september—april och 23 % på perioden maj—augusti, vilket tyder på en relativt jämn utnyttjning året runt, men med en förskjutning av konsumtionen mot vinterperioden.

5. Nuvarande gasförbrukning i Sverige

5.1. Stadsgas

Under år 1970 procucerades och förbruka- des 0,276 miljarder m3 stadsgas med ett energiinnehåll av ca 4500 kcal/ma, dvs. ungefär hälften av naturgasens. Volymen motsvarar alltså 0,138 miljarder m3 natur- gas. Produktionen fördelade sig enligt följan- de på gasverken i tio kommuner:

Stockholm 0,156 miljarder m3 Göte borg 0,045 ” Malmö 0,034 ” Norrköping 0,011 ” Helsingborg 0,013 ” Örebro 0,007 " Eskilstuna 0,006 ” Västerås 0,002 ” Karlskrona 0,001 ” Ystad 0,001 ”

0,276 miljarder rn3

Förutom i de uppräknade kommunerna förbrukas stadsgas i Lund (0,003 miljarder m3 är 1970) och Landskrona (0,002 miljar- der m3). Lund och Landskrona erhåller sin gas från Malmö respektive Helsingborg. Stadsgasproduktionen i Stockholm har baserats huvudsakligen på stenkol. År 1970 uppgick förbrukningen till ca 0,46 miljoner ton. I övriga verk produceras gasen genom s.k. spaltning av lätta petroleumprodukter.

Göteborg och Karlskrona förbrukade därvid ca 0,02 miljoner ton gasol och övriga ca 0,03 miljoner ton lättbensin (gasnafta).

Produktionen i Stockholm läggs om till spaltning av lättbensin under år 1972. Därmed upphör den ca 125-åriga stadsgas- produktionen ur stenkol i Sverige helt. Stadsgasindustrins årsförbrukning av lätta petroleumprodukter beräknas därefter bli totalt ca 0,125 miljoner ton vid oförändrad produktionsnivå.

5.1.1. Distribution av stadsgas

Stadsgas distribueras till sammanlagt ca 475 000 abonnenter. Det sker genom rörnät, som har en sammanlagd längd av ca 2 500 km. Näten finns huvudsakligen i de centrala delarna av respektive kommun. De består av huvuddistributionsledningar och från dessa utgående servisledningar.

Trycket i ledningssystemen hålles på bestämda värden genom gastrycksregulato- rer. Det är i allmänhet '.upp till 1,3 bar övertryck i högtrycksledningar (byggs för 10 bar), upp till 0,5 bar övertryck i medel- trycksledningar och ca 0,1 bar övertrycki detaljdistributionsledningar framme hos kon- sumenterna.

Gasproduktionen anpassas från dag till dag i stort efter förbrukningens förändring. Variationer i förbrukningen under ett dygn

täcks dock genom buffertlager i gasklockor. Spaltgasverken har väsentligt större möjlighe- ter till variationer i produktionen än de gamla kolgasverken.

5.1.2. Förbrukning av stadsgas

Förbrukningen av stadsgas fördelas volym- mässigt på olika förbrukarkategorier ungefär så som framgår av tabell 5:1.

5.1.3. Taxor för stadsgas

Stadsgastarifferna består av en fast del, årsavgift, och en rörlig förbrukningsavgift. Det finns olika tariffklasser, som beror på förbrukningens storlek. Den fasta avgiften stiger och avgiften per förbrukad m3 sjunker med ökande förbrukning. Flera kommuner tillämpar viss indexreglering av gaspriset med hänsyn till priset på lätt eldningsolja. Tabell 522 visar hur totalpriset, alltså även inklusive den fasta avgiften, för närvarande varierari de största kommunerna.

5.1.4 Naturgas som ersättning för stadsgas Om naturgas skulle bli tillgänglig inom de nuvarande gasverkens distributionsområden,

Tabell 5.'l Förbrukning av stadsgas

1965 1970 1975

(beräknat) Fastighetsuppvärmning 35 % 45 % 50 % Industri och hantverk 30 % 35 % 40 % Hushåll 35 % 20 % 10 %

Källa: Svenska Gasföreningen

kan den användas på två principiellt olika sätt. Det ena är att spalta naturgasen i stället för gasol eller lättbensin. Då får man en stadsgas med samma förbränningsegenskaper och samma energiinnehåll som den nuvaran- de, dvs. ca 4 500 kcal/m3. Detta är tekniskt lätt att genomföra och fordrar endast mindre ombyggnader av nuvarande gasverk. Den stora fördelen med detta alternativ är att alla förbrukningsapparater hos konsumenterna kan behållas oförändrade. Inte heller distri- butionsanordningarna behöver ändras.

Det andra alternativet är att distribuera naturgas direkt i rörnätet. Genom naturga- sens högre energiinnehåll och i allmänhet högre distributionstryck ökas rörnätens ka- pacitet då kraftigt. Spaltverken behövs i detta fall bara för spetsbelastning och reserv. För detta måste de dock i viss mån byggas om, eftersom de då skall tillverka en gas med samma energiinnehåll som naturgasen (ca 9 000 kcal/ma), s. k. substitute natural gas, SNG. Brännarna i alla äldre gasförbrukande apparater måste också ändras eller bytas ut för att naturgasen skall kunna användas.

I allmänhet har man i Europa valt det senare alternativet. Det har visat sig bli mest ekonomiskt, även om det medför en ganska stor initialkostnad för ombyggnad av spalt- gasverk, översyn och förstärkning av rörnätet och byte av brännare.

5.1.5. Utjämning av förbrukningen i ett stadsgasnät

Stadsgas används alltmer för uppvärmning av fastigheter. Detta medför att förbrukningen varierar i takt med yttertemperaturen. För närvarande är den största månadsförbruk- ningen (på vintern) 2,5 å 3 gånger så stor som den minsta (på sommaren). Mellan dessa

Tabell 5.2 Priset för stadsgas i Sveriges största kommuner

Årasförbrukning 200 1 500 5 000 10 000 50 000 100 000 1 milj. rn Totalt öre/ma 40—50 22—32 20—26 18—23 15—20 13—18 12—16

ytterlighetsvärden varierar den månatliga gasförbrukningen praktiskt taget linjärt. För- hållandet mellan enskilda dagsförbrukningen är dock större än mellan månadsvärdena och uppgår till omkring 8 för årets högsta och lägsta dagsvärden.

De tekniska möjligheter som finns att klara förbrukningsvariationerna i ett stads- gasnät vid jämn tillförsel av naturgas är

att i ett spaltgasverk tillverka stadsgas av naturgaskvalitet under vinterhalvåret samt

att kondensera naturgas under lågbelast- ningstid och åter förgasa den vid de högsta dygnsförbrukningarna.

Båda dessa metoder användsi Europa och är fullt kommersiellt utprovade. Vilken utjämningsmetod som skall användas måste bedömas i varje enskilt fall.

Bortsett från den allra varmaste sommar- perioden kan man med spaltgasverk och lagring av kondenserad gas inom ett stads— gasnät åstadkomma en ganska jämn naturgas— förbrukning under året. Se vidare kapitel 7.

5.2 Gasol

Gasol är handelsnamnet på de kon denserbara kolvätena propan, propen, butan och buten. Dessa kolväten produceras vid de två oljeraf— finaderierna i Göteborg samt vid den petro- kemiska anläggningen i Stenungsund. Gasol har ett energiinnehåll på ca 1 1 000 kcal/kg.

Gasol distribueras till förbrukare i kon- denserad form. Ca 15 % går med tankbil och ca 65 % med järnvägstankvagn. Drygt 10 % levereras i flaskor. Övrigt distribueras i huvudsak med tankbåt. Gasol i flaskor går till alla typer av förbrukare, från större industriföretag till enskilda personer. Gasol för camping utgör 10—1 5 % av totala flaskle- veranserna eller drygt 1 % av hela gasolan- vändningen i Sverige. Huvuddelen av gasolen, ca 90 %, går i form av bulkleveranser till industrin. År 1970 uppgick dessa bulkleve- ranser, som framgår av tabell 5 :3, till ungefär 115 000 ton gasol, vilket energimässigt mot- svarar 0,14 miljarder rn3 naturgas.

Totalt förbrukades det år 1970 0,132

miljoner ton gasol i Sverige (motsvarande 0,162 miljarder m3 naturgas). Denna för— brukning beräknas bli fördubblad på 5 år, se tabell 5 :4.

Tabell 5.3 Bulkleveranser av gasol under 1970

miljoner ton

Verkstadsindustri 0,0155 Järn- och stålindustri 0,0272 Stadsgasverk 0,0216 Övriga industrier 0,0460 Motorgasol 0,0010 Övriga 0,0044

0,1 1 5 7

Tabell 5:4 Produktion, import och export av gasol i Sverige

Enhet: Miljoner ton

1965 1970 1975 (beräknat)

Leverans i flaskor 0,0145 0,0167 0,020 Leverans i bulk 0,0433 0,1157 0.230

Summa leveranser 0,0578 0,1324 0,250 Export 0,0094 0,0264 Lagerförändring o.

differenser 0,0044 0,0025

Summa 0,0716 0,1613 Produktion 0,0583 0,1496 0,200 Import 0,0133 0,0117 0,050

Summa 0,0716 0,1613 0.250

5.3. Gasproduktion inom järnindustrin

Vid Oxelösunds Jämverk tillverkas koks och gas från stenkol på samma sätt som tidigare skett vid stadsgasverken. Gasen kallas koks- ugnsgas och har samma energiinnehåll som stadsgas, ca 4 500 kcal/m3. Den användes inom järnverket till valsverk, stålverk, sinter- verk, ångcentral etc. Gasen förbrukas helt inom verket.

Som extra accent användes gas även i dekorerande syfte.

Högtemperaturtorkning av papper. Pappersmaskin i Skåpafors pappersbruk med gasolvärmd torkbana.

Vid masugnsprocessen erhålles stora kvan- titeter av en energifattig gas med värmevär- det ca 900 kcal/ms, s. k. masugnsgas. Även denna gas användes helt för olika uppvärm- ningsändamål inom respektive järnverk.

5.4 Slu [satser

Om naturgas blir tillgänglig inom stadsgasver- kens distributionsområde kan den nuvarande stadsgasvolymen helt ersättas med naturgas. Nuvarande pris på råvaror för stadsgastill- verkning, dvs. sådana lätta petroleumproduk- ter som lättbensin och gasol, är relativt högt i förhållande till framför allt tung eldningsol- ja. Om naturgas kan erhållas till priser, som är likvärdiga med priserna på tjock eldnings- olja, bör den i form av stadsgas kunna erbjudas konsumenterna till lägre pris än vad som nu är fallet. Därmed skulle stadsgasens konkurrensförmåga, framför allt gentemot lätt eldningsolja, öka. För att det skall vara möjligt att snabbt genomföra en eventuell övergång till naturgas inom de nuvarande stadsgasverkens distributionsområden är det angeläget att befintliga römät bibehålles så intakta som möjligt. Detta gäller oavsett om naturgasen därvid kommer att spaltas till nuvarande stadsgaskvalitet eller distribueras ospaltad.

Gasförbrukningen hos industrin kan med undantag för vissa mindre specialområden lätt ersättas med naturgas. Avgörande för en eventuell övergång i detta fall blir i första hand kostnaden för anslutning till närmaste naturgasledning.

Koksugnsgas och masugnsgas torde där- emot inte kunna ersättas med naturgas. Om även koksen, som används som reduktions- medel vid järnframställning, skulle ersättas av naturgas, vilket är tekniskt möjligt, ändras dock förutsättningarna när det gäller koks- ugnsgasen (se även avsnitt 6.5).

6. Möjlig marknad för naturgas i Sverige

6.1 Faktorer som begränsar naturgasens av- sättningsområde

Naturgasen har många värdefulla egenskaper, som bör kunna göra den till en allmänt eftertraktad energibärare, främst inom indu- strin. Avgörande för utvecklingen av natur- gasmarknaden är i första hand gasens pris i förhållande till priserna för konkurrerande bränslen. Det merpris per värmeenhet, som till följd av vissa bättre egenskaper kan accepteras, utgör normalt endast några pro- cent. I gynnsamma fall kan det uppgå till något tiotal procent. Det finns emellertid också fall då användning av naturgas förut- sätter ett lägre pris än andra bränslen, t. ex. i befintliga ångpannor, som genom naturga- sens annorlunda egenskaper för värmeöverfö— ring kan få lägre verkningsgrad än vid oljeeldning.

Naturgasleveranser är bundna till led- ningssystem i marken. Kapitalkostnaderna för dessa ledningssystem är betydande. Skall transportkostnaderna för naturgas kunna hållas på rimlig nivå, krävs det därför stora transportvoly mer, hög utnyttjning av överfö- ringskapaciteten och säker avsättning för gasvolymema under lång tid.

Genom gasleveransernas bundenhet till ledningsystemet blir naturgasmarknaderna koncentrerade till det huvudledningssystem som utbyggs. För att avgreningar skall bli motiverade krävs stora belastningsobjekt. Ju

längre bort dessa objekt ligger desto större krav ställs på storleken. Följande exempel på kombinationer av leveransmängd och av— stånd med samma specifika kostnad belyser detta. Exemplet har hämtats från IVAs rapport.

0,3 miljoner ms/år vid 2 km 15 miljoner ma/år vid 10 km 1,5 miljarder ma/år vid 800 km

Transport av små naturgasmängder över stora avstånd blir sålunda mycket dyr och därför praktiskt omöjlig.

I de flesta länder, där stadsgas haft en utbredd användning, får man genom stads- gasnäten en koncentration av en geografiskt utbredd förbrukning. Via stadsgasnäten kan många mindre belastningsobjekt anslutas till naturgassystemet. I Sverige spelar emellertid stadsgasen numera en ganska obetydlig roll och såsom framgått av kapitel 5 är det endast i de allra största städerna som livskraftiga systern finns kvar. Dessa är emellertid för små för att ensamma utgöra tillräcklig belastning för en naturgasledning. I de städer som saknar stadsgasnät kan de utbredda energibelastningarna inte nås direkt med naturgas. Indirekt via fjärrvärmesystem och elkraftsystem kan dock även dessa städer bli av betydelse för naturgasmarkna- den.

Då gasledningarna måste dimensioneras

för den högsta lasten under året blir belast- ningens variation i tiden av stor betydelse för ekonomin. Belastningsobjekt med kortvarig hög förbrukning, speciellt vintertid, lämpar sig mindre väl för naturgas transporterad över stora avstånd. Direkt användning av naturgas för rumsuppvärmning geri allmän- het för låg utnyttjning av ledningssystemets kapacitet. I vattenburna uppvärmnings- system kan dock naturgasen komma in som primär energikälla och få en relativt hög utnyttjning, om andra energikällor utnyttjas för att täcka belastningstopparna. Genom ackumulering av varmvatten kan delar av belastningstopparna flyttas från dag- till nattid, vilket i vissa fall ger en jämnare total belastning och därmed höjer utnyttjningen av ett ledningssystem (se vidare kapitel 7).

Det är dock ofrånkomligt att en betydan- de del av värmebelastningens toppar av ekonomiska skäl inte kan täckas med natur- gas. Samma förhållande gäller också för vissa kraftverk, som rent tekniskt kan eldas med naturgas men som på grund av den korta årliga drifttiden utgör olämpliga belastnings- objekt, såvida ej speciell prissättning på naturgas för dessa objekt förändrar sättet för deras utnyttjning (t. ex. gasturbiner).

För huvuddelarna av ett ledningssystem för naturgas måste utnyttjningen vara hög om dess ekonomi skall bli tillfredsställande. Man bör räkna med att söka uppnå en utnyttjningstid — vilket beräknas som den år- ligen transporterade totala gasmängden divi- derad med den största mängd som transpor- teras under en timme — på omkring 6000 timmar. Detta kan uppnås genom taxesyste- met och en lämplig sammansättning av abonnenter.

6.2. Oljeprisernas utveckling

Naturgasens möjligheter att komma in på den svenska energimarknaden bestäms i första hand av den relativa prisnivån, nu och i framtiden, för konkurrerande energislag, främst den'typ av tjock eldningsolja som i framtiden kommer att utnyttjas i Sverige.

Att prognosera prisutvecklingen för tjock eldningsolja torde vara vanskligare än för de flesta andra produkter. Priset på alla petro- leumprodukter tillsammans bestäms bl. a. av så svårbedömda faktorer som storleken på skatter och r'oyalties till de råoljeproduceran- de länderna, prospekterings- och utvinnings- kostnader, storleken på de totala råoljetill- gångarna, fraktkostnader, raffineringskostna- der samt kostnader för marknadsföring och distribution. Till detta kommer att det inte finns något självklart sätt att fördela oljefö- retagens kostnader på olika färdigprodukter. Eftersom företagen arbetar i konkurrens med varandra bestäms fördelningen i prakti- ken av marknadsförhållandena. Teoretiskt kan således ökade kostnader för Oljebolagen i ena extremfallet läggas helt på priset för tjock eldningsolja och i det andra helt på en eller flera av övriga produkter. I praktiken kan dock priset på tjock eldningsolja knap- past ligga nämnvärt över priset på råolja, eftersom råoljan under speciella omständig- heter kan ersätta den tjocka eldningsoljan som bränsle.

Även om det alltså är svårt att förutse prisutvecklingen på eldningsolja, är det tro- ligt att Oljebolagen kommer att få vidkännas ökade kostnaderi framtiden.

Råoljeprisets utveckling beror i ett långt perspektiv på storleken av världens oljetill- gångar. Eftersom dessa inte är obegränsade, kommer råoljepriset liksom även priset på naturgas på tillräckligt lång sikt att stiga, relativt olika substitut, för att efterfrågan skall hållas i balans med de minskande tillgångarna.

De idag kända råoljereserverna motsvarar ca 35 års förbrukning vid 1971 års nivå. Med den prognoserade årliga ökningen fram- över skulle de räcka i knappt 20 år. De kända reserverna är emellertid inte desamma som de totala, varför ”20 år” inte har någon reell innebörd när det gäller att bedöma hur snart världens oljetillgångar sinar. ”20 års reserv” kan i stället ses som ett riktmärke för oljeföretagens prospekteringsverksamhet. Man har också under flera decennier legat i närheten av denna nivå för de kända

reservernas storlek. Eftersom den årliga oljeförbrukningen ständigt ökar, innebär det- ta att det hittills varje år hittats mer olja än vad som förbrukats.

Det finns även uppskattningar av jordens totala oljetillgångar. De har gjorts med rent geologiska utgångspunkter och inkluderar även svåråtkomliga fyndigheter på kontinen- talsocklarna m. m. Skiffrar och oljesand är dock inte inräknade. Enligt dessa uppskatt- ningar har jordens totala råoljetillgångar varit mellan 215 och 335 miljarder ma. Därav återstår idag ca 90 %. En tänkbar utveckling av den fortsatta årsförbrukningen av dessa tillgångar återfinns i figur 611.

Enligt denna skulle ytterligare 80% av råoljan förbrukas under de närmaste ca 60 åren med en maximal årsförbrukning på 4 ä 5 miljarder rn3 per är någon gång mellan år 1990 och 2000. Bedömningen av de totala oljetillgångarnas omfattning påverkas dock av framtida utveckling av prospekteringstek- nik och utvinningsmöjligheter på kontinen- talsocklama och under världshaven. De redo- visade uppskattningarna kan därför påverkas avsevärt.

Skulle utvecklingen bli den som förutsesi figur 6.1, är oljeförbrukningen nu inne isitt mest expansiva skede. Det är rimligt att antaga att priset, efter att under en längre period ha varit relativt konstant, i detta skede börjar stiga något. Så småningom kan priset väntas stiga snabbare och efter hand bli tillräckligt högt för att årsförbrukningen skall öka allt långsammare och slutligen till och med minska. Det går emellertid inte att dra några kvantitativa slutsatser om oljepri- set under de närmaste decennierna ur detta teoretiska resonemang.

För att även få en kvantitativ uppfattning av oljeprisets utveckling har utredningen gjort följande försök till analys och bedöm- ning för de närmaste 10 årens utveckling av de bakom priset liggande kostnadsposterna, nämligen

skatter och royalties prospekterings- och utvinningskostnader fraktkostnader raffineringskostnader samt kostnader för marknadsföring och distri- bution.

Miljarder ms/år 7

w———-an tyo i sitar—H

80 9/o i 5860'

5— .. ' X / 5— 4_ 3— 2— l _. 0 l l I I I I | ISBD |925 I950 1975 2000 2025 2050 2075 2100

Figur 6: I Tänkbar utveckling av den årliga råoljeförbrukningen.

6.2.1. Skatter och royalties till de oljepro- ducerande länderna

Under första halvåret 1971 träffades efter långa och komplicerade förhandlingar en uppgörelse mellan de stora Oljebolagen och de råoljeproducerande länderna om ändrade ersättningar till de sistnämnda. Uppgörelsen för tiden fram till år 1975 förutser årliga ökningar av dessa ersättningar under perio- den. Bestämmelserna härom är olika för råoljor från olika länder.

För råolja från Persiska viken skulle enligt den s.k. Teheranöverenskommelsen ersätt- ningen stiga med ca 2 kronor per m3 varje första januari fram till den 1 januari 1975. I slutet av år 1971 begärde de oljeproduceran- de länder som omfattas av överenskommel- sen nya förhandlingar med hänvisning till att devalveringen av den amerikanska dollarn lett till en reell minskning av ländernas oljeinkomster. Ijanuari 1972 slöts ett nytt avtal mellan sex av de oljeproducerande länderna i Mellersta Östern och Oljebolagen. Detta avtal, som utgör ett tillägg till 1971 års Teheranöverenskommelse, innebär att de belopp som skatteuttagen beräknas på höjs med 8,49 %. Avtalet omfattar även en klausul som medger att dessa belopp revide- ras varje kvartal.

Då tilläggsavtalet enbart innebär kompen- sation för effekterna av valutaförändringama förblir de tidigare överenskomna ersättning- arna i stort oförändrade räknat i svenska kronor. Den nämnda klausulen medför dock att det åter blivit mycket vanskligt att överblicka vilka skatter som kommer att tas ut under de närmaste åren. Ännu vanskligare är det givetvis att bedöma vad som kan hända efter den 1 januari 1975. Utveckling- en kommer att påverkas av tillgång och efterfrågan. Nya fyndigheter kommer med all sannolikhet att upptäckas på helt nya platser och kostnaderna för att utvinna olja där kommer att spela en väsentlig roll vid prissättningen.

Med hänsyn till dylika faktorer har det bedömts vara mindre troligt att skatter och royalties för råolja från Persiska viken

kommer att stiga lika mycket under andra hälften som under första hälften av 1970- talet. För perioden 1971—1975 skulle Tehe- ranavtalet ge producentländerna en ökning med totalt 11 kronor per ma. För perioden 1976—1980 kan alltså ökningen möjligen bedömas bli något mindre. För hela 1970- talet skulle således ökningen bli omkring 20 kronor per m3 under förutsättning att Teheranavtalet även fortsättningsvis endast justeras med hänsyn till förändringen i de nya valutakurserna.

En motsvarande bedömning, med likarta- de antaganden, av kostnadsutvecklingen för afrikansk olja pekar på en trolig höjning av 9 kronor per rn3 t.o.m. år 1975 och omkring 15 kronor per m3 för perioden 1971—1980.

Det har diskuterats om inte den afrikans— ka oljan på grund av redan nu vikande fraktsatser har kommit att mista en del av sin konkurrenskraft i förhållande till den från Persiska viken. Då den afrikanska råoljan i allmänhet har lägre svavelhalt än den från Persiska viken, torde det dock komma att finnas köpare även för denna olja.

Utvecklingen sedan år 1960 av genom- snittliga utbetalningarna från de stora oljebo-

Kr/m3 30

— N N ul :: Ul &

(Jl

3 l l l l l l l | I ISBD El 52 53 54 55 65 67 58 59 70 Källa: First No+iono| City bank, New York

Figur 6: 2 De stora oljebolagens betalning för råolja till regeringarna i produktionslän- derna på det östra halvklotet.

lagen till de råoljeproducerande länderna framgår av figur 6:2.

Sammanfattningsvis konstateras att råol— jepriset från Persiska viken väntas öka fram till år 1975 med minst 11 kronor per m3 och till år 1980 med omkring 20 kronor per m3. Motsvarande siffror för afrikansk olja är 9 kronor per m3 respektive 15 kronor per ma. Säkerheten i bedömningen efter år 1975 är naturligtvis särskilt låg, men inte heller för tiden fram till dess är bedömningssäkerheten nämnvärt hög. Förutom kompensation för valutaförändringarna har oljeländerna nämli- gen krävt ”delaktighet” i oljebolagens verk- samhet. Förhandlingar om dessa krav inled- des i början av år 1972. Kravens närmaste innebörd och deras konsekvenser för de framtida råoljepriserna kan ännu inte över- blickas.

Slutligen .bör framhållas att ändringar av producentländernas in- och utrikespolitiska förhållanden helt kan kullkasta de antagan- den som ligger bakom ovanstående bedöm- ning av råoljeprisets utveckling.

6.2.2. Oljeprospektering och utvinning

De nu kända råoljereserverna räcker för 20 års förbrukning vid förutsedd ökning av efterfrågan. För att man även 1980 skall ha 20 års reserv behöver man till dess upptäcka nya tillgångar om nära 64 miljarder m3. Större delen av tillgångarna väntas bli funna ute i havet under havsbotten.

Trots att detta innebär ökade svårigheter vid prospekteringen synes man i fackkretsar anse att prospekteringskostnaderna genom främst teknisk utveckling även i fortsätt- ningen i stort skall kunna bibehållas på dagens nivå.

Det torde vara ofrånkomligt att utvin- ningskostnaderna på sikt kommer att stiga. För olja är utvinningskostnaderna idag tre gånger så höga under havsbottnen som på land. De mera svårexploaterade fyndigheter- na under havsbotten torde emellertid under den närmaste lO-årsperioden komma att exploateras endast i den mån deras geogra-

fiska belägenhet är sådan, att andra kostna- der såsom frakt m.m. påverkas gynnsamt. Ökade utvinningskostnader väntas därför inte få någon större betydelse för oljeprisni- vån under perioden — såvida inte politiska störningar tvingar fram ett tidigare utnytt- jande av de svårexploaterade fyndigheterna.

6.2.3. Fraktkostnader

Dagspriset för en resa från Persiska viken till Skandinavien med en s. k. supertanker låg i december 1971 på World Scale 85 a 90 %1). Medelstorleken på tanktonnaget ökar och man kan förutsätta att större delen av råoljetransporterna i fortsättningen kommer att ske med s. k. VLCC (Very Large Crude Carriers, vilket avser tankers om minst 200 000 ton dw).

Tidigare har presenterats uppgifter om att självkostnader för fartyg av VLCC-typ skulle utgöra ca 30—35 % av World Scale. Kostna- derna för att bygga de fartyg, som skulle levereras nu och de närmaste 5—6 åren, kommer emellertid att överstiga de bygg- nadskostnader, som gäller för de motsvaran- de fartyg, som nu är i trafik. Konstruktions— villkoren, stipulerade av försäkringsbolagen, har blivit hårdare. Detta i förening med varvens möjligheter att ta mer betalt för båtarna p. g. a. konjunkturläget har medfört höjda priser. Till de ökade kostnaderna för dessa fartyg kommer också ökade försäk- ringskostnader. Mot denna bakgrund hävdas nu att självkostnaderna för nya fartyg i dag inte längre utgör 30—35 % utan 60—65 % av World Scale.

Man kan anta att fraktsatserna kommer att stabilisera sig strax över självkostnaden. Eftersom fraktsatserna f. n. utgör 85—90 % av World Scale har man knappast anledning förutsätta ökning av fraktsatserna under de närmaste 5—10 åren. Ökningen av medelstor-

1 World Scale är en nominell basfraktsats för frakter med tanker om 19 500 ton dw mellan olika lastnings- och lossningshamnar för råoljor och raffinerade produkter. World Scale 100 för resa Persiska viken—Skandinavien var vid årsskif- tet 1970—1971 10 dollar per ton.

leken på tonnaget har också en stabiliserande effekt på fraktmarknaden.

6.2.4. Raffineringskostnader

Anläggningskostnaden för ett raffinaderi har de senaste åren stigit snabbt. Mellan åren 1968 och 1971 var ökningen drygt 50%. Även driftkostnaderna har ökat. Med en ständig rationalisering och produktivitetsök- ning kan dock tendensen till ökning i den specifika raffinaderikostnaden i någon mån motverkas. Den ökade kostnadsbelastning för oljeföretagen, som härrör från raffine- ringen, torde kunna begränsas till 2 kronor per m3 råolja fram t. o. m. är 1975 och till totalt 4 kronor per m3 fram till år 1980.

Krav på avsvavling av tjockoljan kan dock komma att öka raffinaderikostnaden. I vil- ken utsträckning avsvavling kommer till stånd beror på tillgången på lågsvavlig råolja samt prisrelationerna mellan råolja av olika svavelhalt.

Naturvårdsverkets program beträffande utsläppen av svaveldioxid vars inledande fas nyligen godkänts av regeringen (jfr kapitel 12) innebär att eldningsolja med högre svavelhalt än 1 procent inte skall få användas i Sverige efter år 1980. Hittills har svavelhal- ten i den eldningsolja, som använts i Sverige, kunnat sänkas enligt tidigare program genom att naturligt lågsvavliga oljor kunnat inhand- las. Knapphet med åtföljande prisstegringar på sådana oljor torde emellertid bli följden av att många länder inför restriktioner i fråga om svavelutsläpp. Avsvavling måste därför tillgripas. Detta torde innebära ökade kost- nader under senare delen av 1970-talet. Kostnaderna för avsvavling är ännu inte slutgiltigt klarlagda, eftersom man endast har provdriftanläggningar i funktion. Man har dock i vissa sammanhang brukat räkna med kostnader på mellan 5 och 10 kronor per m3 och procent svavel för reduktion ned till 1 procent svavel. Detta skulle innebära ett pristillägg i storleksordningen 10 kronor per ma. Skulle avsvavlingen drivas längre än ned till 1 procent kvarstående svavelhalt, stiger kostnaderna kraftigt.

De anordningar som behövs för att leverera oljeprodukterna till olika kunder måste utökas allt eftersom förbrukningen stiger. Det rör sig företrädesvis om små enheter (t. ex. tankbilar) men genom sitt stora antal representerar de ett ansenligt kapital och påverkar därmed distributionskostnadema avsevärt.

Även arbetskostnaderna har stor betydel- se för distributionskostnaderna. Trots ratio- naliseringar och produktivitetsökning måste man därför räkna med att distributionskost- naderna kommer att stiga. De kan bedömas öka med omkring 2 kronor per m3 fram t. 0. m. år 1975 och med ytterligare 2 kronor per m3 mellan åren 1976 och 1980.

6.2.6. Bedömning av prisutvecklingen för tjock eldningsolja

Till följd av en rad samverkande faktorer, bl.a. brist på tanktonnage, steg priserna på tjock eldningsolja (eldningsolja 4 och 5) under andra halvåret 1970. Enligt en under- sökning av pris och kartellnämnden notera- des i svensk hamn för några enstaka laster priser på över 100 kronor per m3 för eldningsolja 5. Genom att stora kvantiteter av de tjocka eldningsoljorna importeras på kontrakt på längre perioder och prisnivån under första halvåret var förhållandevis låg, stannade medelimportpriset år 1970 för såväl eldningsolja 4 som 5 vid 70 kronor per rna. Den höga prisnivån låg kvar under de tre första kvartalen av år 1971. För eldningsolja 4 var enligt importstatistiken medelpriset för dessa kvartal 96:25 kronor per m3; motsva- rande för eldningsolja 5 var 91 kronor per ma. Tendensen i de enskilda kvartalsnote- ringarna var fallande. Större delen av prisök- ningarna har nu återtagits och i november 1971 kunde man vid köp av hela eller halva

täcka kostnaderna i raffinaderierna, eftersom priset på råolja i Mellersta Östern vid samma tillfälle torde ha varit 35 a 40 kronor per m3 (varav 28 kronor per m3 i royalties) och fraktkostnaderna uppgått till samma belopp.

Situationen belyser vad marknadsförhål- landena betyder för det pris, som kan tas ut för olika oljeprodukter. Raffinaderiema har i första hand varit inriktade på att producera bensin, motorbrännolja, tunna eldningsoljor och andra lättare produkter och ett visst överskott har därför funnits på tjock eld- ningsolja. Med hänsyn till att tjockolja dock kommer att svara för mer än 40% av de europeiska raffinaderiernas produktion t.o.m. år 1975, är det troligt att även de tjocka eldningsoljorna kommer att behöva bidra till raffineringskostnaderna i fram- tiden. Detta gäller speciellt om avsvavling av bl. a. dessa produkter måste tillgripas.

Om man antar att de tänkbara kostnads- ökningar, som redovisats tidigare, tas ut lika från alla produkter, kan priset på tjock eldningsolja komma att stiga med följande belopp fram till år 1980;

Ökning till 1975 1980

Skatter och royalties 10 kr/m3 17 kr/m3 (2/3 råolja från Persiska viken och 1/ 3 från Afrika)

Oljeprospektering och 0 ” 0 ”

-utvinning

Frakter 0 " 0 " Raffinaderier (inkl. av- 2 ” 14 ”

svavling)

Distribution 2 ” 4 ” 14 kr/m3 35 kr/m3

Till detta" kan möjligen också komma behov av ökade vinster för Oljebolagen. Enligt en utredning av Chase Manhattan Bank (återgi- ven i "Fakta", Svenska Shell juli 1971) skulle de stora Oljebolagen tillsammans behö- va 1 900 miljarder kronor för investeringar under 1970—talet. Av detta kapitalbehov beräknas 55 % täckas av avskrivningar. Om man antar att högst 20 % av behovet kan lånas, måste 25 % eller strax över 13 kronor per m3 producerade oljeprodukter tas från

vinstmedel. Hittills har Oljebolagen i genom- snitt täckt ca 10 % av sitt investeringsbehov med lånemedel. För reinvestering återstod av vinstmedel efter utdelning igenomsnitt 6:50 kronor per m3 är 1970. Bolagens netto- vinster för olika år har beräknats av First National City Bank och återges i figur 613.

Den grova uppskattning som gjorts här pekar på att importpriserna för tjocka eldningsoljor kan komma att stiga med drygt 15% fram till år 1975 och med omkring 30 % fram till år 1980 om man utgår från en som rimlig antagen prisnivå på ca 85 kronor per rn3 för första delen av år 1972. Om avsvavling måste tillgripas, vilket med största sannolikhet blir nödvändigt för stora kvanti- teter av importen, är det tänkbart att prisökningen fram till år 1980 kan uppgå till 40 % eller mer.

Som redan inledningsvis framhållits i detta avsnitt är dock marknadsförhållande- na, och därmed priserna för tänkbara ersätt- ningsbränslen såsom kol, råolja och naturgas, av största betydelse för priset på tjock eldningsolja. Även kärnkraftens utveckling torde påverka det. Det kommer därför alltid

|år/m3

N LM 01 O

N G

= 3: IIlIIlIlIIlIIIIIllIlIllIIllI f-ll

" I l l l l I I I I 1960 El 62 63 64 55 65 67 68 69 70 Källa-. First National City bank, New York

Figur 6:3 De stora oljebolagens nettovinst beräknad på det irörelsen sysselsatta kapita- let.

att råda vissa relationer mellan priserna på olika energiråvaror och speciellt kommer det att finnas en koppling mellan eldningsolje- pris och naturgaspris. De flesta långtidsavtal som slutits om naturgasköp innehåller också indexklausuler, som på något sätt tar hänsyn till prisutvecklingen på tjock eldningsolja.

6.3. Kärnkraftkastnaderna

Oljeeldade värmekraftverk kan normalt an- passas till naturgaseldning och utgör därmed stora och intressanta belastningsobjekt i ett naturgassystem. Eftersom nya sådana kraft- verk utgör alternativ till nya kärnkraftverk, kommer kärnkraftens kostnadsutveckling att vara av intresse för naturgasens avsättnings- möjligheter på den svenska energimarkna- den. Kärnkraftkostnaderna har dessutom inflytande på energiprisnivån i allmänhet.

Följande redovisning av kärnkraftkostna— derna. baseras på utvecklingen för lättvatten- reaktorer, som åtminstone i Sverige kan förutsättas dominera till dess bridreaktorer tas i kommersiell drift, vilket väntas under 1980-talets senare del.

Under 1960-talet har kostnadsbedöm- ningar för kärnkraft successivt presenterats. Lägsta anläggningskostnaden angavs i Fören- ta staterna omkring år 1965 till ca 600 kronor per kW. Motsvarande lägsta svenska bedömningar var 725 kronor per kW enligt Centrala driftledningens studie år 1967.

Aggregatstorleken spelar en betydande roll för anläggningskostnaden. En fördubb- ling av storleken sänker kostnaden per kW med omkring 20 %. Bortsett från några enheter om 500 år 600 MW kommer storle- ken 800 år 900 MW att dominera svensk kärnkraftutbyggnad under 1970-talet. De kostnader som diskuteras här gäller den sistnämnda storleken och förutsätter två aggregat per station. Hösten 1971 bedömdes denna kostnad till mellan 1200 och 1400 kronor per kW.

De betydande kostnadsökningarna sedan år 1967 beror av en snabb stegring av lönenivå, höjda materialpriser, förlängda

byggnadstider och strängare miljökrav. De tidigare låga kostnadsangivelserna var dess- utom baserade på osäkra underlag. Nu har man ett betydande erfarenhetsunderlag från färdiga anläggningar. Konkurrenssituationen har också förändrats. Den tidigare situatio- nen kännetecknades av att reaktorindustrin gorde stora ansträngningar för att nå ett genombrott för kärnkraften, medan den nuvarande marknadssituationen ger tillver- karna möjligheter att ta ut högre priser.

Kapitalkostnadernas del av priset för kärnkraftproducerad elenergi blir 1,8 öre per kWh om man räknar med räntefoten S%, avskrivningstiden 25 å 30 år och en utnyttj- ningstid på drygt 6 000 timmar per år. Till detta kommer kostnader för drift, underhåll, administration, skatt och försäkringar mot- svarande ca 0,3 öre per kWh.

De kostnader som ingår i kärnbränsle- priset och deras ungefärliga andelar av detta är följande:

—— Uran (med kreditering för plutonium

i utbränt bränsle) 12 % —— Anrikning av uranet och omvandling till uranoxid 36 % — Tillverkning av bränsleelement 24 % — Upparbetning av utbränt bränsle och lagring av avfall 6 % — Räntekostnad för bränsle i reaktorn m. m. 22 % 100 %

Den totala bränslekostnaden uppgår till ca 0,8 öre per kWh. Denna kostnad har hållit sig i stort sett oförändrad under de senaste tio åren.

Sammanlagt kostar således elenergi från kärnkraftverk inemot 3 öre per kWh ut- tryckt i den prisnivå, som rådde hösten 1971. Av detta är ca 60 % att hänföra till investeringar i kraftverket. Sedan en anlägg- ning uppförts, påverkas inte denna kostnads- del av allmän kostnadsutveckling.

Anläggningskostnaden för nya kraftverk kan komma att påverkas ogynnsamt — förut- om av förändringar i löne- och prisnivå — av eventuellt ytterligare miljökrav, såsom skärp- ta krav på val av förläggningsplats, utform- ning av kylsystem och lägre aktivitetsut- släpp.

Stigande aggregatstorlek och rationellare tillverkning och utbyggnad påverkar däremot kostnadsutvecklingen gynnsamt. Rationalise- ringsvinsterna uppträder allt eftersom en enhetligare standard i olika avseenden hinner utvecklas och utbud och efterfrågan stabili- seras efter den första tidens snabba uppbygg- nad av helt nya resurser inom såväl den tillverkande industrin som hos kraftföreta- gen. De gynnsamma faktorerna kan väntas uppväga de ogynnsamma och även kompen- sera en del av den allmänna pris- och löneutvecklingen.

Urankostnaden spelar en underordnad roll för elenergins pris. Bedömning av värl- dens urantillgångar — kända och uppskattade — i olika prisklasser har ställts mot efterfrå- gan på uran för prognoserade kärnkraftut— byggnader. Priset på uran har därvid be- dömts öka mindre än 50 % fram till år 1985. Detta motsvarar en höjning av elenergikost- naden med ca 0,1 öre per kWh. Kostnadsut- vecklingen för uranet kan väntas kompense- ras av en reduktion i övriga kostnadsposter för bränslet i sådan mån, att kärnbränslepri- set, åtminstone räknat i fast penningvärde, inte kommer att stiga fram till år 1985.

På något längre sikt kan kärnkraftkost- nadema komma att sjunka genom till- komsten av bridreaktorer. Redan innan bridreaktorer kommer i drift kan lättvatten- reaktorernas bränslepris påverkas gynnsamt på grund av stigande värde på det i lättvat- tenreaktorerna producerade plutonium, som behövs för bridreaktorerna.

Hittillsvarande och förväntad kostnadsut- veckling för själva kärnkraftverket motsvaras av en i stort sett parallell utveckling för oljeeldade kraftverk. Bränslepriset, som för oljeeldade kraftverk utgör en väsentligt stör- re del av elproduktionskostnaden än för kärnkraftverk, har också ökat kraftigt. Man bedömer nu inom kraftindustrin att priset på tjock eldningsolja under 1970-talet kommer att ligga kanske 50% högre än det pris på omkring 55 kronor per ma, som kraftindu— strin enligt 1969 års kostnadsnivå angav som konkurrenspris gentemot kärnkraft.

Detta innebär att utvecklingen gått mot

ökad konkurrenskraft för kärnkraften. Den- na utveckling väntas enligt kraftindustrins bedömning fortsätta. Den helt övervägande delen av tillkommande anläggningar med lång årlig utnyttjningstid, och därmed större delen av producerad elenergi, skall således tillgodoses med kärnkraft. Oljebaserade kraft- verk för grundlast torde endast byggas om det uppstår begränsningar i tillgången på investeringsmedel, om en motsvarande högre ränta tillämpas eller om faktorer vid sidan av de ekonomiska övervägandena, såsom ut- byggnadstidens längd för olika kraftslag, gör det nödvändigt att komplettera produktions- resurserna med oljeeldade kraftverk.

För att naturgas skall kunna konkurrera med olja som bränsle i kraftverk, måste den betala de kostnader som föranleds av erfor- derlig komplettering av utrustningen. Om gas dessutom skall kunna bli aktuell för konti- nuerlig utnyttjning i tillkommande kraftverk i konkurrens med kärnkraft, måste priset för gasen bli ännu lägre jämfört med motsvaran- de oljepris. Om gasen måste köpas med längre utnyttjningstid än vad som är nödvän- digt för kraftsystemets mest ekonomiska drift, krävs ytterligare lägre naturgaspris. Detsamma gäller om gas måste köpas under tider på året eller dygnet då det inte är kraftekonomiskt motiverat. Vid bedömning av prisrelationerna måste man emellertid även beakta naturgasens fördelar, i första hand den lägre svavelhalten jämfört med olja, vilket på ett eller annat sätt kan väntas ge utslag till förmån för naturgasen.

De aktuella kostnadstendenserna för kärnkraftverk respektive oljekraftverk moti- verar inte någon ändring av planeringen, som alltså har tonvikt på kärnkraft. Eventuella möjligheter att senare få tillgång till naturgas synes inte heller utgöra grund för en ökad satsning nu på kraftverk eldade med fossila bränslen.

Det kan också vara av intresse att bedöma naturgasens konkurrensförmåga hos konsu- menterna gentemot elenergi. Därvid måste förutom produktionen i kärnkraftverk även kompletterande produktion samt överföring och distribution beaktas.

Kärnkraftkostnaderna har en domineran- de betydelse för den totala elproduktionens prisutveckling. Den kraft, som byggs ut för topp- och reservbehov utgöres av anlägg- ningar eldade med fossila bränslen, t.ex. gasturbiner, samt av kompletteringar i be- fintliga vattenkraftstationer. En gynnsam kostnadsutveckling för topp- och reservkraft väntas genom tillkomst av s. k. pumpkraft- verk och luftmagasinkraftverk.

För elpriset hos konsumenterna spelar även storkraftöverföring och distribution en väsentlig roll. Miljökrav, i synnerhet i och omkring de största tätorterna, verkar höjan- de på överföringsnätens kostnadsutveckling. Å andra sidan sänker den stigande energikon- sumtionen per abonnent i betydande grad den specifika distributionskostnaden, vilket väger förhållandevis tungt. Någon ökning av specifika överförings- och distributionskost- nader är därför inte att vänta.

Sammanfattningsvis kan man således räk- na med att kostnadsutvecklingen för elenergi även i fortsättningen kommer att bli så gynnsam att pris- och löneökningar delvis kan kompenseras och elenergin kan erbjudas konsumenterna till — räknat i fast penning- värde — sjunkande priser.

6.4. Skatter och avgifter på energi

Skatt började år 1951 tas ut på elektrisk kraft. Särskild energiskatt uttas sedan år 1957 även på övriga energislag med undantag av inhemska fasta bränslen. Energ'skatten tas i princip ut som värdeskatt för elektrisk kraft och som styckeskatt för importerade bränslen. Sedan år 1970 är skattesatsen 10 % på elkraft. För eldningsoljor utgör skatten 16 kronor per m3 för tjocka oljor och 25 kronor per m3 för tunna oljor. Skattebefriel- se och skattenedsättning förekommer vid viss industriell användning av bränsle och kraft. Mervärdeskatt erläggs inte för energi.

Nuvarande skatter på energi ger ingen vägledning i fråga om behandlingen av naturgas i skattehänseende. Utredningen har därför valt att vid prisjämförelser mellan

naturgas och andra energiformer helt bortse från beskattningen.

Tvångslagring av olika oljeprodukter för beredskapsändamål har förekommit ända sedan år 1938. Det senaste lagringsprogram- met omfattar perioden 1970—1976. Utöver de produkter som tidigare lagrats — dvs. motorbensin, fotogen, motorbrännolja och eldningsoljor — skall i fortsättningen även råvaror för stadsgasframställning samt gasol ingå i beredskapslagringen. Finansieringen skall huvudsakligen ske via prissättningen. Oljeföretagen tog under år 1970 ut en beredskapsavgift på 4 kronor per rn3 för såväl tunna som tjocka eldningsoljor. I kapitel 14 redovisar utredningen beredskaps- synpunkter på naturgasen. Enligt vad utred- ningen där framhåller bör man inte räkna med någon väsentlig skillnad i beredskaps- kostnader mellan oljeprodukter och natur- gas.

Utöver nuvarande energiskatt kan det tillkomma särskilda avgifter för miljöpåver- kan. Frågan övervägs för närvarande av miljökostnadsutredningen. Vidare har sta- tens naturvårdsverk föreslagit en utredning angående särskilda avgifter för utsläpp av svavel i förbränningsgaser. En avgift på 1000 kronor per ton svavel har angivits vara lämplig. I Förenta staterna har man för avsikt att införa en svavelavgift av just denna storleksordning. Vid en svavelhalt på 1 % i eldningsolja skulle detta medföra en kost- nadsbelastning på ca 9 kronor per m3. Då naturgasen kan förutsättas vara helt fri från svavel, kommer en eventuell sådan avgift att höja naturgasens konkurrenskraft med mot- svarande belopp.

6.5. Försörjningsomra'dets geografiska ut- bredning

Med utgångspunkt i företagsekonomiska be- dömningsgrunder kan naturgasen inte göras allmänt tillgänglig i landet. Storstads- regionema och några andra områden med stora energibehov blir bestämmande för utbyggnad av naturgassystem i Sverige. Ut-

500—

1005

5 > 1 lllllllll l Illlllll 5 10 50 100 500 1000

Miljoner ms/år

Figur 6:4 Maximalt överföringsavstånd som funktion av överförd kvantitet vid kostnaden 2 öre/m .

med sammanbindningsledningarna mellan dessa områden uppstår zoner som kan försörjas med naturgas till måttliga kostna- der.

För att en avgrening från huvudlednings- systemet skall löna sig, krävs att tillkomman- de belastning överstiger en viss storlek. Minsta acceptabla storlek ökar med avstån- det från huvudledningen. Utredningen har antagit att den tillkommande kostnaden normalt inte får överstiga ca 2 öre per m3. Med utgångspunkt från normalt gällande kostnader för gasledningar erhålls härvid i figur 6:4 angivet samband mellan minsta acceptabla belastning och avstånd från hu- vudledning.

Kartan i figur 4:2 ger en antydan om var de gynnsammaste belastningsområdena är belägna och vilken sträckning ett huvudled— ningssystem i grova drag kan tänkas få, om lägsta möjliga specifika kostnader skall erhål- las.

Tre stora potentiella belastningsområden finns som väntat kring Stockholm, Göteborg och Malmö. Därutöver kan urskiljas ett antal områden med sådan tyngd att de bör påverka huvudledningssystemets sträckning. Bland dessa bör framhållas

1. Oxelösund — Norrköping — Linköping

. Västerås —' Köping — Fagersta — Avesta . Gävle 4 Falun

. Örebro — Karlskoga — Karlstad — Säffle . Trollhättan — Uddevalla — Stenungsund

(11wa

En del spridda belastningsobjekt är av sådan storlek, att även de kan väntas påverka huvudsystemet. Till dessa objekt får först och främst räknas värmekraftverket i Karls- hamn och ett eventuellt värmekraftverk norr om Strömstad. Andra orter med enstaka större belastningsobjekt som ligger utanför de angivna områdena utgör Uppsala, Hallsta- vik, Borås och Skövde.

Stora områden inom Svealand och Göta- land torde inte kunna anslutas till ett naturgassystem på grund av att de möjliga avsättningarna är alltför små för att kunna bära överföringskostnaderna. Förutom Got- land och Öland torde stora delar av Småland och Blekinge falla bort. Av Dalarna och Värmland kan enbart de södra delarna tänkas ligga inom ekonomiskt räckhåll. Mel- lersta och norra Norrland kan ej heller tillföras gas med utgångspunkt från företags- ekonomiska bedömningsgrunder och med de förutsättningar för inmatning av gasen, som nu kan förutses.

6.6. Speciella användningsområden

Den möjliga marknaden för naturgas mås- te bedömas med ledning av uppgifter över förväntad användning av främst tjocka eldningsoljor hos landets större energikonsu- menter. I flertalet fall innebär detta att naturgasen skulle komma att utnyttjas hu- vudsakligen som pannbränsle utan speciella krav på kvaliteten. En förutsättning för att naturgasen skall kunna erövra angiven andel av energimarknaden är därför att den inom aktuella geografiska områden kan säljas till priser, som gör den konkurrenskraftig mot normalt utnyttjade eldningsoljor. Naturgasen kan emellertid även räkna med speciella användningsområden, där eldningsoljor inte kan utnyttjas eller ger väsentliga nackdelar. I sådana fall bör ett högre pris kunna tas ut.

Därigenom skulle naturgassystemets ekono- mi kunna förbättras.

Uppvärmning, torkning, smältning etc. kräver ofta en lätthanterlig värmekälla. För dessa ändamål används därför ofta gasformi- ga bränslen. Gasolen har i snabbt ökad omfattning kommit till användning för såda- na ändamål och kan med fördel ersättas av naturgas. Inom keramik-, glas- och cement- industri utnyttjas bränsle i ugnar med direkt kontakt mellan gods och förbränningsgaser. Naturgasen är under sådana förhållanden ett förmånligt bränsle och kan ge väsentliga förbättringar av produktkvaliteten.

Inom den metallurgiska industrin har utvecklingen gått mot en ökad användning av tunna eldningsoljor med låg svavelhalt, gasol och elenergi. Det föreligger goda förutsättningar för att ersätta dessa med naturgas, speciellt som bränsle i ugnar för göt, för värmning, för valsnings- och smides- ämnen samt i värmebehandlingsugnar. Vid framställning av råjärn utnyttjas koks både som reduktionsmedel och som huvudsaklig energikälla. Injektion av bränslen tillsam- mans med syrgas utnyttjas för att minska den specifika koksförbrukningen per ton råjärn. Naturgas kan härvid utnyttjas som alternativt bränsle. Den nuvarande koksför- brukningen för sådana ändamål uppgår i Sverige till ca 1,25 miljoner ton per år. Detta motsvarar i denna speciella använd- ning, om kokset helt ersätts med naturgas, 1 miljard m3 naturgas. Med hänsyn till att betydande investeringar skulle krävas inom järnindustrin och till att en stor del av koksförbrukningen ligger i Luleå, är det dock bara en liten del koks som kan tänkas bli ersatt.

Tillgång till billig naturgas kan göra andra alternativ än tillverkning av tackjärn i stora kapitalkrävande masugnar fördelaktiga. Pro- duktion av järnsvamp och tackjärnstillverk- ning i mindre enheter genom s.k. smältre- duktion är möjliga utvecklingslinjer. Omställ- ning till denna teknik kan dock inte ske— snabbt, varför denna typ av belastning inte är aktuell under ett naturgassystems upp- byggnadsskede.

I flera länder förbrukas naturgas i bety- dande omfattning inom den kemiska indu- strin. Härvid omvandlas som regel huvudbe- ståndsdelen metan till syntesgas, en bland- ning av väte och koldioxid. Fördelarna med att använda naturgas i stället för den vanliga råvaran, olika oljefraktioner, vid syntesgas- tillverkningen är att lägre såväl kapital- som driftkostnader kan uppnås. I Sverige skullei första hand framställning av ammoniak och metanol kunna medföra en ökad avsättning av naturgas. Hela den nuvarande svenska förbrukningen av dessa produkter motsvarar dock inte mer än 0,35 miljarder m3 naturgas per år.

Ett viktigt potentiellt användningsområ- de, som skulle kunna bredda marknaden för naturgas, är framställning av vätgas för avsvavlingsprocesser inom raffinaderier. Även inom den petrokemiska industrin kan vissa typer av naturgas utgöra råvara. Den nuvarande svenska petrokemiska industrin baseras dock på en lätt oljefraktion — nafta — som råvara.

I de länder, där naturgassystem har utvecklats, har nya användningsområden för naturgas efter hand kommit fram. Även i Sverige borde man kunna räkna med en sådan utveckling. Med nuvarande bedömning kan de fördelar som detta skulle kunna innebära dock inte tillmätas avgörande bety- delse vid ett ställningstagande till införandet av naturgas.

6.7 Sammanfattande bedömning av möjlig marknad

Ingenjörsvetenskapsakademien (IVA) har i samarbete med utredningen genomfört en grundhg kartläggning av de tekniska förut- sättningarna för introduktion av naturgas i Sverige. Denna undersökning innebar även en inventering av möjlig naturgaskonsumtion i Sverige. Undersökningen visar att naturga- sens väsentliga avsättningsområde är som värmekälla för lokaluppvärmning och för industriella processer inklusive kraftverk, där gasen skulle komma att ersätta eldningsoljor-

na. Förutsättningen för att skapa en natur- gasmarknad i Sverige bedömdes därför i IVA-rapporten vara att priset för naturgas inte nämnvärt överstiger priset på eldnings- oUor

Utredningen har inte funnit anledning att gå ifrån IVA-rapporten på denna väsentliga punkt. För att bedöma storleken av en svensk naturgasmarknad har utredningen därför i första hand sökt klarlägga utveck- lingen av bränsleförbrukningen hos storindu- stri, värme- och kraftvärmeverk samt kraft- verk.

Det pris för naturgasen, som konsumen- terna med hänsyn till priserna på konkurre- rande energislag kan vara beredda att betala, kommer att ge ett relativt litet utrymme för att täcka naturgasens överförings- och distri- butionskostnader. Avsättningsområdena blir därför, som tidigare framhållits, starkt be- gränsade och måste ligga nära de huvudled- ningar, som fordras för att knyta samman de största belastningsområdena.

Huvudledningarnas utbredning blir be- roende av var naturgasen kommer att matas in. Olika inmatningspunkter kan därför komma att ge olika avsättningsområden. De områden, som kan falla bort eller komma till i olika alternativ, kan dock väntas få en liten inverkan på den möjliga totala marknaden. Storleken på möjlig total avsättning torde därför variera obetydligt vid olika inmat- ningspunkter. Det bör således vara tillräck- ligt att göra beräkningar för ett inmatnings- alternativ för att bedöma den möjliga mark- nadens storlek. Med hänsyn till redan till- gängligt material har utredningen valt att bland tänkbara alternativ räkna med inmat— ningi trakten av Öregrund.

Den tid som behövs för att ta ställning till naturgasköp och till utbyggnad av ett rörled- ningssystem gör att det är energimarknaden i slutet av 1970—talet som i första hand är av intresse. Storindustrins och värmeverkens förbrukningsuppgifter för år 1975 har därför lagts till grund för marknadsbedömningen. För kraftverkens del har hänsyn tagits till den möjliga förbrukningen år 1980. Därige- nom kommer de väsentliga nytillskotten av

oljeeldade kondenskraftverk i slutet av 1970-talet med i bilden. Kraftverkens för- brukningsvärden avser den förbrukning, som erhålls under ett s. k. medelår för kraftindu- strin. Gasverken i Stockholm, Göteborg och Malmö antas övergå till naturgasleveranseri sina stadsgasnät. Genom att naturgasens energiinnehåll är ungefär dubbelt så stort som stadsgasens innebär detta antagande att man får utrymme för en fördubbling av de lokala marknaderna.

Marknadsbedömningen avser rörtranspor- terad naturgas. Det synes för närvarande eller inom överskådlig tid inte föreligga ekonomiska förutsättningar för någon nämn- värd marknad för flytande naturgas (LNG), varken som alternativ till den rörtransporte- rade gasen eller som komplement för att nå belastningsobjekt utanför det område som bedömts möjligt att nå med rörtransport. LNG kan därför väntas bli utnyttjad endast för mycket speciella ändamål ivårt land och som eventuellt komplement i rörtransport— systemet för att tillgodose de högsta belast- ningstopparna.

Vid beräkningen av den möjliga markna- den har utredningen sorterat bort de objekt, som kan väntas få högre kostnader för anslutning till ett huvudledningssystem än ca 2 öre per m3. Återstående objekt har förts samman till ett antal huvudorter, som bedömts bli bestämmande för ledningsdrag- ningen. Huvudorter och avsättningen till de olika förbrukningsgrupperna har angivits i tabell 6:1.

Den totalt möjliga avsättningen blir under angivna förutsättningar följande:

Miljarder m3/ar

Storindustri 3,34 Värmeverk 3,00 Kraftverk 5,60 Gasverk 0,27 Totalt 12,21

Största delen av avsättningen sker inom landets storstadsregioner samt inom några koncentrerade industriregioner. Av den möj— liga avsättningen faller 49 % på huvudorter

Tabell 6:1 Bedömd total möjlig avsättning av naturgas i slutet av 1970-talet (Ortsnumreringen hänför sig till karta figur 8:l)

Huvudort Avsättning i miljoner m3 / år Nr Namn Storindustri Värmeverk Kraftverk Gasverk 1 Gävle 3 l 0 50 90 — 2 Falun 240 20 — — 3 Hallstavik 170 — — — 4 Uppsala — 320 —— — 5 Stockholm — 590 50 160 6 Södertälje 30 30 — — 7 Nynäshamn . 60 — — — 8 Oxelösund 190 — 100 — 9 Marviken — — 1 300 — 10 Norrköping 280 150 150 10 11 Linköping 10 180 — — 12 Västerås 60 300 — — 1 3 Köping 90 20 — — 14 Fagersta 100 — — — 15 Avesta 90 — — — 16 Örebro — 1 7 0 — l 0 1 7 Karlskoga 15 0 — — — 1 8 Karlstad 25 0 1 0 — — 19 Säffle 1 90 — — — 20 Strömstad — — 930 — 21 Trollhättan/ Uddevalla 120 20 —— — 22 Stenungsund 90 — 550 _ 23 Göteborg 140 500 — 50 24 Borås 20 70 10 — 25 Varberg 60 — 1 60 —- 26 Halmstad 30 — — — 27 Markary d 80 — — — 28 Karlshamn 130 — 1 920 — 29 Åstorp 150 —- — — 30 Helsingborg 70 120 — 10 31 Malmö 230 450 340 30 Summa 3 340 3 000 5 600 270

Total avsättning: 3340+3000+5600+270 = 12210 miljoner m /år.

belägna utmed västkusten och i den sydli- gaste delen av landet.

I det genomräknade huvudledningsalter- nativet har antagits en fullständig anslutning av de kartlagda belastningsobjekt, som ligger inom ekonomiskt räckhåll från huvudled— ningssystemet. [ praktiken kommer många av dessa att helt eller delvis falla bort av skäl som gasleverantören inte kan påverka. En reducering av den framräknade marknaden skulle av den anledningen vara motiverad. Samtidigt finns emellertid andra faktorer som verkar höjande på den möjliga markna- den. Storindustrins och värmeverkens bräns- leförbrukning väntas under perioden 1975— 1980 öka med inte mindre än 35 %. Där— till kommer att många mindre förbruka- re, som ligger i närheten av de större

förbrukarna, kommer att kunna anslutas till naturgassystemet. Vidare kan man vänta att speciella användningsområden för naturgas kommer fram när ett naturgassystem blivit utbyggt. Utredningen har med hänsyn till detta antagit att det troliga bortfallet av vissa större kända belastningsobjekt kompenseras av de marginaler för tillväxt, som finns.

Den framtagna möjliga avsättningen stäm- mer i vissa delar mycket väl med de värden, som [VA:s naturgaskommitté redovisat i sin rapport, liksom med preliminära resultat från en enkätundersökning som utförs av Svenska gasföreningen. Beträffande kraft- verk räknade IVA med att dessa huvudsakli- gen skulle utnyttjas för tillfälliga leveranser för att förbättra systemets utnyttjningstid främst under de år, då marknaden byggs

upp. Enligt utredningens uppfattning bör värmekraftverk ha möjligheter att liksom flertalet stora industriförbrukare utnyttja naturgas kontinuerligt om prissättningen blir tillräckligt låg. Därigenom skulle de kunna väsentligt öka avsättningen av naturgas. Vad gasverken beträffar har utredningen, men inte IVA, räknat med en fördubbling av detaljleveranserna.

Den angivna totalt möjliga avsättningen av naturgas kan endast uppnås om naturga- sen tillhandahålls till priser, som är förmån- liga i förhållande till priserna på eldningsol- jor. Vid en med hänsyn till energiinnehållet likvärdig prissättning måste man räkna med en begränsning av marknaden för naturgas. Tekniska omställningsproblem vid övergång till nytt bränsle, energibehovens tidsvariatio- ner, svårigheter att teckna bindande långtids- avtal för energiköp samt aktuella strukturra- tionalisen'ngar är exempel på faktorer som kan minska efterfrågan. Utredningen har mot denna bakgrund ansett det sannolikt att den möjliga naturgasavsättningen inom det aktuella geografiska området under slutet av 1970-talet kommer att uppgå till omkring 8 miljarder m3 per år. Detta motsvarar ca 10 % av den totala svenska energimarknaden . år 1980. Ungefär hälften av detta faller på Mellansverige och hälften på Väst- och Sydsverige. Denna uppskattning av den san- nolika avsättningsmarknaden för naturgas vid slutet av 1970-talet stämmer väl överens med de preliminära resultaten, som Svenska gasföreningen kommit fram till i sin ovan berörda, mera detaljerade enkätundersök- ning.

7 Lagring av naturgas och andra åtgärder för belast-

ningsutjämning

7.1. System för belastningsutjämning

De allra flesta gaskonsumenter har en för- brukning som varierar med tiden. En stor del av gasen utnyttjas för uppvärmningsändamål, vilket medför kraftiga belastningstoppar un- der den kalla årstiden. Under sommarens semesterperiod upphör en stor del av indu- striförbrukningen, vilket ger en avsevärd belastningssvacka. Till detta kommer belast- ningsvariationer av mer kortvarig natur un- der dygnets timmar och under veckans dagar. Genom att förbrukarna är många och av olika slag, varigenom belastningstopparna inte sammanfaller i tiden, får man automa- tiskt en viss belastningsutjämning, samman- lagring. Kvarstående variationer blir dock betydande. Om inte särskilda åtgärder vidtas kommer förhållandet mellan högsta och lägsta last i systemet sannolikt att överstiga 4 till 1. Med sådana belastningsvariationer skulle utnyttjningen av huvudledningarnas transportkapacitet bli låg och resultera i alltför höga överföringskostnader.

Genom lämplig utformning av tariffema för leverans av naturgas kan man dock iviss utsträckning styra konsumenternas samman- sättning liksom deras individuella uttag. Därigenom bör det gå att få en godtagbar utnyttjning av naturgassystemets viktigare delar.

Gynnsamma belastningsförhållanden kan åstadkommas genom tillfälliga leveranser

under systemets låglasttid och bortkoppling av en del belastningar under topplasttid. Utomlands har mani första hand avtalat med kraftindustrin om avkopplingsbara leveranser för att ge behövlig belastningsutjämning. I ett optimalt gasförsörjningssystem kan det emellertid även krävas lagring av gas liksom lokal produktion under topplasttid.

En schematisk lösning för belastningsut- jämning i ett naturgassystem anges i figur 7:l. Belastningen under året beskrivs av en varaktighetskurva. Genom lagring och avtala- de avkopplingsbara leveranser är det, som figuren visar, teoretiskt möjligt att få full utnyttjning av överföringssystemets kapaci- tet. Det tar emellertid några år innan naturgassystem uppnår de belastningsförhål- landen som eftersträvas. Under uppbygg- nadsskedet ändras efter hand de krav som

*,

:a Sporttv-rk Qx ägg,. Tömning av lager ...,...3. x x x L- ___Ziirlodc'irtrgnns * w. x x x upa:-

Avknpplingshom lcvnrunsnr

Prima lov-ranser

_Dir-kt- överförd gas

Figur 7.'1 Belastningsförhållanden i ett na- turgassystem.

ställs på belastningsutjämnande åtgärder. Ett typexempel på utveckling av en naturgas- marknad anges i figur 7 :2.

Lagring av naturgas kan fylla flera ända- mål. Väsentligt är att belastningsfaktorn för överföringssystemets huvuddelar förbättras samtidigt som leveransförmågan lokalt höjs under topplasttid. Genom lagringen förbätt- ras också beredskapen mot störningar i tillförseln.

I de fall då lagring sker av kondenserad naturgas — LNG — kan denna även utnyttjas för leveranser i områden dit ledningssystem ännu inte kunnat byggas ut på grund av för svagt marknadsunderlag. Transporten av LNG sker då med specialbyggda tankvagnar.

Om speciellt gynnsamma förutsättningar finns för lagring av naturgas, skulle även beredskapslagring för mer långvariga avbrott i tillförseln kunna komma i fråga. Bered- skapssynpunkterna redovisas närmare i kapi- tel 13.

7.2. Lagringsfarmer

Olika system för lagring av naturgas har ingående behandlats i [VA:s rapport ”Natur- gas — energibärare och råvara”. Här lämnas därför endast en sammanfattande beskriv- ning av systemen.

r?. rä

.Avkopplingsbara leveranser eller lagring

Prima leveranser I

Naturgas lagras antingen direkt som gas eller kondenserad som vätska vid mycket låg temperatur. Lagring i stor skala i gasform kan komma i fråga endast i mycket stora, geologiskt bildade, reservoarer i underjorden, vilket förutsättningsvis — något oegentligt — benämns ”geologisk lagring”. Metoden har med framgång använts under många år. Hundratals reservoarer av detta slag utnyttjas nu i såväl Förenta staterna och Sovjetunio- nen som Västeuropa för lagring av naturgas. I många fall har redan tömda olje- och gasfält utnyttjats. I andra fall, vilka är av större intresse med hänsyn till Sveriges geologiska förhållanden, har vattenfyllda reservoarer i berggrunden kommit till an- vändning. När gasen pumpas ned i dessa, bildas ”bubblor” kring injektionsstället, vil- ka ersätter det ursprungliga vattnet. Det vattenbärande berglagret bör ha en domlik- nande struktur med avstängning åt alla sidor. Berglagret ovanför reservoaren måste bestå av ett mycket tjockt fullständigt tätt skikt.

Lagring av naturgas i vätskeform, LNG- lagring, är dock en mer allmänt använd metod än den geologiska lagringen. För LNG-lagring krävs särskilda anläggningar. I dessa sker kylning och kondensering av inkommande gas, lagring av gasen i lämpliga behållare vid låg temperatur samt uppvärm- ning vid leverans.

I

T "T | | | | | | | | | | | | | | | | | |

% L

l ] Vin'l'er Sommar Vinter Sommar Vinter Sommar Vinter Sommar Vinter

r1+ r5

DTopptagning med lagrad gas eller spaltgasverk

Figur 7: 2 Typisk utveckling av ett naturgassystem.

Naturgas kan inte bringas att kondensera genom höjning av trycket utan måste kylas ned till —-161,50C för att övergå i LNG. Materialet som kommeri kontakt med gasen måste således tåla mycket låga temperaturer. Lagring av LNG i berg kan inte komma i fråga med hänsyn till risken för sprickbild- ning.

Den kondenserade gasen förvaras vanligen i cylindriska behållare av stål med dubbla väggar och värmeisolerande skikt. Behållare av förspänd betong har emellertid kommit till användning i ökad utsträckning. Stora lagringsutrymmen har på flera håll också åstadkommits genom att oinklädda hål i marken täckts med ett gastätt tak.

Naturgassystemet i Storbritannien, som beräknas komma att distribuera ca 40 mil- jarder m3/år, kan tas som exempel för att belysa hur lagringsproblemen kan lösas. För närvarande är förbrukningen under den ”tyngsta” vinterveckan 2,5 gånger större än under den ”lättaste” sommarveckan. Skillna- den kommer att öka genom en snabb ökning av leveranser för rumsuppvärmning. Fastän avståndet till källorna i Nordsjön är relativt kort har man inte funnit det vara ekono- miskt motiverat att bygga ut rörledningarna till sådana dimensioner, att man genom dem kan täcka topplasten med uttag direkt från källorna. Investeringarna skulle bli alltför stora. Istället har man valt att lagra gas i stor skala under sommaren för senare användning under vintern. Dessutom har man mindre lagringssystem för utjämning av belastnings- variationerna under veckan och dygnet. För säsongutjämningen har man beräknat att sex utrymmen för geologisk lagring på vartdera ca 500 miljoner rn3 skulle erfordras. Det är emellertid ont om lämpliga bergformationer och man har hitintills funnit enbart två strukturer värda fortsatt projektering.

Lagring av kondenserad gas kommer därför att få stor betydelse i Storbritannien. Man har sedan år 1965 ett avtal om köp av kondenserad gas från Algeriet. Man satsar även på kondensering av Nordsjögas i anlägg- ningar placerade i strategiska punkter i systemet. Hittills har två LNG-lagringsanlägg-

ningar tagits i drift. I mottagningshamnen för kondenserad gas, Canvey, har man en lagringskapacitet på I 10 000 ton fördelad på 8 ovanjordscisterner och 4 frysta hål i marken. Räknat efter förgasning motsvarar lagringskapaciteten totalt 140 miljoner m3. Centralt i landet har en lagringsanläggning uppförts för 5000 ton, motsvarande 7 miljoner rn3 gas. Dit förs kondenserad gas från Canvey genom landsvägstransport med 16—tons isolerade tankbilar. I Skottland vid den nordligaste änden av systemet håller en anläggning för 20 000 ton på att byggas ut. Den tillhörande kondenseringsanläggningen kan fylla hela tanken på 220 dagar.

Frågan om lagring av kondenserad gas på liknande sätt kan inpassas i ett svenskt naturgassystem kan inte besvaras förrän systemets allmänna uppbyggnad och belast- ningens karaktär har kunnat fastställas. Kost- naderna enbart för lagring av kondenserad gas är betydande. Anläggningskostnaderna kan grovt uppskattas till 300 å 400 kronor per m3 utrymme för sådan gas. Därtill kommer kostnaderna för kondensering och förgasning som sammanlagda är högre än kostnaden för lagring.

Utredningen har inhämtat följande upp- gifter om de ungefärliga anläggningskostna- derna för en LNG-lagringsanläggning, som nyligen uppförts i Tyskland:

kondensations- utrustningen 7,5 miljoner kronor förgasnings-

utrustningen 3 , 8 " lagringstanken 1 1,2 ”

I anläggningen kan 70 ton LNG produceras per dygn och 1 100 ton LNG förgasas till naturgas per dygn. Tankens lagringskapacitet är 15 000 ton LNG, vilket betyder att den kan tömmas på 14 dygn. Utöver ovan angivna kostnader för anläggningen har man haft utgifter på 4,5 miljoner kronor för rivning av bebyggelse — anläggningen ligger 150 m från närmaste bostadshus.

Enligt utredningens bedömning kan lag- ring av kondenserad gas inte medföra någon

avsevärd kostnadsbesparing för ett svenskt naturgassystem. Det är dock troligt att det vid import av naturgas går att få den inköpta gasen till ett gynnsammare pris om uttaget från leverantören blir förhållandevis kon- stant under året (hög belastningsfaktor), eftersom leverantören därigenom sannolikt får bättre utnyttjning av sina anläggningar. Om detta skulle vara fallet, höjs givetvis värdet av lagring i ett eventuellt svenskt naturgassystem.

Skulle det genom utvecklingen av LNG-handeln, som beskrivits i avsnitt 3.5.1, så småningom bli aktuellt även för Sverige med import av LNG, blir det naturligtvis nödvändigt med viss kapacitet för LNG-lag- ring i landet.

7.3. Förutsättningar för s. k. geologisk lag- ring i Sverige

Utredningen har från Sveriges Geologiska Undersökning (SGU) inhämtat uppgifter om grundläggande förutsättningar för ”geologisk lagring" i Sverige. Vattenfyllda reservoarer i berggrunden — akviferer — finns i de sedimentförande områdena i landet. De akviferer, som förekommer i sedimentområ- dena i Västergötland, Östergötland, Närke, Siljansområdet och på Öland, ligger alltför nära jordytan och uppfyller inte de krav på täthet, som fordras vid lagring av naturgas. En akvifer som ligger grundare än omkring 400 m under markytan kan i allmänhet inte förväntas ha fullgod tätning uppåt.

De geologiska förhållandena på Gotland tyder på att där finns goda förutsättningar för naturgaslagring. Avståndet till ett natur- gassystem på fastlandet är dock för stort för att Gotland skulle vara intressant från lagringssynpunkt.

Inom södra och västra delen av Vättern- bassängen finns lager av vattenförande sand- sten. Man har ingen information om lager som ligger djupare än ca 200 m, varför det inte är uteslutet att akviferer uppträder på större djup och i för naturgaslagring lämplig strukturell miljö.

Möjligheterna att i vårt land finna geolo- giska formationer, som lämpar sig för natur- gaslagring, är avgjort störst i Skåne (se också avsnitt 3.2.2). Där finns inom den sedimen- tära lagerföljden reservoarbergarter på flera nivåer, som i gynnsamma geologiska lägen och under förutsättning att de inte innehål- ler gas eller olja, skulle kunna utnyttjas för lagringsändamål. De uppträder på varierande djup inom triangeln Ystad — Trelleborg — Landskrona. Den tjocklek, som vissa av de porösa berglagren uppvisar i utförda borr- ningar, tyder även på att de volymmässiga förutsättningarna finns. Skåne erbjuder så— lunda betydligt fler geologiska alternativ än Gotland och Vätternbassängen och har även fördelen att ligga långt framme i Oljepros- pektering AB:s (OPAB) pågående arbets- program.

SGU har meddelat att man för närvarande saknar möjlighet att göra någon uppskatt- ning av kostnaderna för ett prospekterings- program inriktat på geologisk lagring av naturgas. Man har samtidigt understrukit de risker för förorening av grundvattenreser- voarer som kan föreligga vid geologisk lagring av naturgas. Se vidare avsnitt 12.1 .6 och kapitel 13.

SGU har framhållit att det är rationellt att man vid utvärderingen av de geofysiska och geologiska resultaten från OPAB's kolvä- teprospektering även bedömer möjligheterna för geologisk lagring. Utredningen har därför bett SGU ta kontakt med OPAB. Det har därvid visat sig, att de data som hittills erhållits vid prospekteringen inte kan ge en så detaljerad bild av de geologiska förhållan- dena, att några specifikationer kan ges om lämpliga lagringsobjekt. Borrprogrammet bör slutföras innan något uttalande görs om möjligheterna till lagring. Redan nu kan dock sägas, att den s.k. cenomansanden, som är mycket vidsträckt, har en för lagring lämplig porositet. Den ligger ej heller djupare än att det på flera ställen går att utföra en lönsam nedpumpning av naturgas. Informa- tionen om de ovanliggande bergarternas tätande förmåga är emellertid ännu inte tillräcklig.

Belastningsutjämning kan åstadkommas även med andra åtgärder än lagring av naturgas (figur 7:1 och 72). En sådan åtgärd är att i vissa leveransavtal ha med villkor om leve- ransberäkningar. Sådana begränsningar kan avse vissa fastställda tider eller generell rätt till avkoppling med viss förvamingstid. Kon- sumenten behöver i sådana fall ha anord- ningar för att kunna elda med både olja och gas.

Flertalet stora lastningsobjekt kan väntas utgöra ångpannor med goda möjligheter till växelvis användning av olja och gas. En under vissa tider avkopplingsbar gasleverans innebär för dessa objekt inte något större kostnadsökning för konsumenten under för— utsättning att priserna för olja och gas är likvärdiga och driften kan hållas relativt kontinuerlig. Den prisreducering, som erford- ras för att dessa konsumenter skall accepte- ra avkopplingsbara leveranser, kan därför antas vara liten i förhållande till de normala leveransvillkoren. En nackdel med avkopp- lingsbara leveranser är dock att avkopplingar kan bli aktuella då användning av naturgas vore att föredra från miljövårdssynpunkt. Detta skulle exempelvis kunna gälla leveran- ser till kommunala kraftvärmeverk under vinterdagar med ogynnsamma väderleksför- hållanden.

Ångpannor och hetvattenpannor som från början är byggda enbart för oljeeldning och som senare kompletteras för gaseldning kom- mer i flertalet fall att vid enbart gaseldning få den maximala effekten något reducerad. Effektbortfallet är helt beroende av pannans konstruktion och kan normalt för större pannor uppskattas till 10 å 20 %, medan det för små hetvattenpannor är väsentligt mind- re. Om pannans hela effekt behöver utnytt- jas måste olja tillsättas i viss utsträckning samtidigt som gasförbrukningen måste mins- kas. Med stor sannolikhet kommer behoven av full panneffekt att uppstå under tider, då naturgassystemet har höglast. En begräns- ning av naturgasleveransen kan därför kom- ma att sammanfalla med konsumentens

behov av reducerat uttag, vilket givetvis minskar nackdelarna av avkopplingsbara le- veranser.

Man kan även "kapa belastningstoppar- na” i ett naturgassystem genom lokal pro- duktion av gas med naturgaskvalitet i spalt- gasverk. Detta har beträffande storstädernas gasförsörjning diskuterats i 5.1.5. Enligt utredningens bedömningar är det osannolikt att sådan lokal produktion, med undantag för storstäderna, skulle kunna bli ekono- miskt motiverad i ett svenskt system.

7.5 Slutsatser

Det omfattande rörledningssystem, som be- hövs för att nå ett tillräckligt belastningsun- derlag måste utnyttjas med full kapacitet under större delen av året om inte transport- kostnaderna skall bli för höga. Belastningsut- jämningen spelar därför en stor roll för ekonomin för ett svenskt naturgassystem. Den möjliga marknaden har en sådan sam- mansättning, att det bör gå att avtala om avkopplingsbara leveranseri stor omfattning, varför man utan hjälp av andra belastnings- utjämnande åtgärder torde kunna utnyttja överföringssystemets kapacitet på ett godtag- bart sätt. I ett svenskt naturgassystem kommer därför avtal om begränsningar av leveransen under systemets höglasttid att ha stor betydelse. De belastningstoppar, som uppstår i storstädernas distributionssystem, måste dock täckas genom speciella insatser, lämpligen av lokala spaltgasverk, men i övrigt torde det inte behövas särskilda anläggningar för belastningstopparna.

Lagring av naturgas i stor skala torde med hänsyn till de avkopplingsbara leveransernas sannolika omfattning inte utgöra en förut- sättning för ett svenskt naturgassystem. Om det skulle finnas gynnsamma förutsättningar för s.k. geologisk lagring, exempelvis i Skåne, kan sådan lagring komma att förbätt- ra totalekonomin för systemet. Värdet av lagringen är dock i hög grad beroende av läget i förhållande till inmatningspunkten

och systemets omfattning. Geologisk lagring kan naturligtvis också få betydelse för försörjningsuthålligheten vid störningari till- förseln eller vid skador på ledningsnätet.

Clstern för förvaring av flytande naturgas (LNG) iGlenmavis, Skottland. Rymd 20 000 ton.

ll _l ll Perlit — E to (V) Mjukt kolstål Isolerings— matta

Sand/birumen .

'— I .., 7.11» - _ , a_n, 152cm A Fiberglas Aluminium plåt 51 mm Spalt 46 m I = 43 m = 167 cm E Värmekablar få 1— 9% Nickelstål Perlit betong 30 cm Armerad Sand Skumglas betongbalk it | | a '='—*.» "'.” er. 3'"'-"2'— '!"."e.'-13'—599m5 _ , é' »

|

Hårdgjord kärna

Canvey Island terminalen i Eng- land för flytande naturgas (LNG) från Algeriet. Lagring sker i både ovan- och underjordstankar.

8. Överföringssystem

8.1. Inledning

Som framgår av kapitel 6 faller ungefär hälften av den beräknade naturgasförbruk- ningen på området omkring Stockholm » Mälardalen — Bergslagen och den andra hälften på västra och södra Sverige.

Hur ett eventuellt överföringssystem in- om landet skall byggas upp är helt beroende av marknadsbilden, var inmatningen kan komma att ske samt vilka årskvantiteter som kan bli aktuella.

8.2. Tänkbara inmatningrvägar

Det finns i dag kända naturgasfyndigheter både öster, söder och väster om Sverige på sådana avstånd, att import via rörledning är tänkbar, om än dyrbar, genom att betydande vattenområden måste passeras. De geologiska förutsättningarna i de södra delarna av vårt eget område är dessutom sådana, att det inte är uteslutet att man kan hitta naturgas där. Vidare kan man inte heller helt bortse från möjligheten att i framtiden importera LNG till konkurrenskraftigt pris.

8.2.1. Överföring från Sovjetunionen via Fin- land till den svenska ostkusten

Det transportalternativ, som vid en eventuell tillförsel av rysk naturgas till Sverige för närvarande ligger närmast till hands, är via Finland. Det förutsätter någon form av samarbete med Finland, som redan tecknat ett 20—årsavtal med Sovjetunionen om gasle- veranser. Det kommersiella leveransavtalet mellan Neste OY i Finland och Sojuznefte- export i USSR undertecknades i Helsingfors den 19 november 1971. Projekteringsarbetet pågår redan på såväl rysk sida för ledningen mellan Leningrad och Räikölä vid finsk- sovjetiska gränsen som på finsk sida för sträckan Räikölä-Kouvola med grenledningar i Kymmenedalen och till Kotka. Denna första etapp skall vara klar att tas i bruk i januari 1974. Därefter planerar man att dra fram en huvudledning till Riihimäki med förgreningar till Helsingfors och Tammer- fors. Man överväger att i ett senare skede bygga vidare till Åbo och därefter, om en överenskommelse kommer till stånd med Sverige, till en lämplig överföringspunkt norr om Åbo.

Leveranserna av den sovjetiska gasen till Finland skall ske enligt följande tidsprogram:

3

1974 0,5 miljarder m 1975 1,0 ” 1976 1,1 ” 1977 1,2 ” 1978 1,3 " 1979—1993 1,4 ”

En ökning av leveranserna till 3 miljarder ni3 har angivits som ett mål. Den nu planerade rörledningen på finskt område torde komma att dimensioneras för denna högre kvantitet.

En eventuell svensk import av naturgas via Finland består av två moment, nämligen transport över finskt territorium, som förut- sätter någon form av samarbete med Fin- land, och passagen över Bottenhavet.

Preliminära beräkningar har gjorts för olika överföringsvägar via Finland till Sveri- ge. De sträckningar, som studerats, är dels från en punkt norr om Åbo till en punkt på Upplandskusten mellan Östhammar och Gäv- le, dels från Vasa till Umeå. Merkostnaderna för den senare sträckningen kan inte före- tagsekonomiskt motiveras av tillkommande förbrukning på finsk respektive svensk sida.

Överföringen över Bottenhavet innebär betydande tekniska problem, då man måste passera djup på ner till nära 100 meter. Tekniken att lägga och reparera gasrör på dessa djup är ny och hittills oprövad. Det är också svårt att bedöma kostnaderna för denna överföring, då man ännu inte har tillräcklig kännedom om bottenförhållan- dena.

Två olika tekniska system har diskuterats för passagen under Bottenhavet. Det ena arbetar med samma tryck som naturgasled- ningar på land, omkring 75 bar. Det andra är ett nytt system, som möjliggör rör med mindre diameter för samma transportkapa— citet genom att godstjockleken ökas och arbetstrycket höjs till 170 bar.

Av varandra oberoende uppskattningar av kostnaden för överföring från Åbokusten i Finland till svenska Upplandskusten har gett de resultat, som redovisas i tabell 811. De stora skillnaderna i resultaten visar att det är

Tabell &] Tre olika uppskattningar av kost- naderna för rörledning över Bottenhavet

Kvantitet Arbetstryck Kostnad miljarderm /år kg/cm öre/m 1. 7 75 1,6 2. 6—8 75 1,0 3. 4 170 0,6 66

nödvändigt med en noggrann undersökning för att få fram ett mera tillförlitligt värde.

8.2.2. Tillförsel genom rörledning till svens- ka sydkusten

a) Rysk gas Det är tänkbart att rysk gas också kan komma att föras till Sverige via Berlin — Sassnitz - Trelleborg eller via Berlin — Hamburg — Danmark — Malmö. Några konkreta planer på att dra fram en naturgas- ledning till Berlin finns dock inte för närvarande, även om det diskuterats.

b) Nederländsk gas Gasen från Nederländerna har en naturlig och stor marknad i de tätt bebyggda och mycket industrialiserade områdena inom landet och i de närmaste grannländerna. En export från Nederländerna till Skandinavien kan därför knappast bli aktuell så länge man har att utgå från de nu kända gasreserverna.

c) Nordsjögas

Naturgas till den svenska sydkusten kan också komma från Nordsjön. Den kommeri så fall att föras till Sverige via Själland och Öresund. Att passera Öresund med en undervattensledning är förhållandevis billigt. För att detta alternativ skall kunna bli aktuellt fordras emellertid att det byggs ett danskt naturgassystem på Själland. Något sådant är ännu inte fast planerat, eftersom man alltjämt är osäker på de danska fyndig- heternas storlek. Nordsjögasens förutsätt- ningar i Danmark har utförligare behandlats i avsnitt 3.2.2.

8.2.3. Naturgas till svenska västkusten

Nordsjögas skulle också kunna bli aktuell för inmatning till den svenska västkusten. Flera vägar är tänkbara. Import av naturgas via en fastlandsledning från Norge bedöms som mindre sannolik med hänsyn till bl. å. de tekniska svårigheterna med att föra Nordsjö-

gasen till norsk kust. F. n. bedöms det vidare vara oekonomiskt att dra en gasledning från källor i Nordsjön direkt till svenska västkus- ten.

En överföring från Danmark framstår alltså även i detta fall som troligast. En lämplig sträckning för en sådan överföring torde vara från Jylland via Läsö till trakten av Kungsbacka. Samma sträckning har den s. k. Konti-Skan-kabeln, som överför elkraft mellan Sverige och Danmark, vilket innebär att bottenförhållandena är relativt väl kända. Som framgått av 3.2.2 är det tänkbart att gas från såväl danskt som norskt område kan erhållas via en överföring till trakten av Kungsbacka.

8.3. Naturgas från svenska fyndigheter

Förutsättningarna för att hitta naturgas i Sverige har relativt utförligt behandlats i kapitel 3, avsnitt 3.2.3. Som framgår där kan man ännu inte säga något om resultatet av den pågående prospekteringen. Eftersom även en helt ytlig analys av ett rörsystem för naturgas kräver kännedom om såväl natur- gastillgångens lokalisering som dess årliga produktionsvolym har utredningen inte när- mare gått in på hur ett system för distribu- tion av svensk naturgas kan komma att se ut. Utredningen vill dock framhålla att om gas hittas i Sverige i någorlunda stora kvantite- ter, torde den gå att utvinna till en kostnad som är lägre än det pris, som får betalas för importgas vid svenska gränsen. Det är därför sannolikt att de ekonomiska förutsättningar- na för ett rörsystem kan bli fördelaktigare om naturgaskällan finns inom svenskt områ- de.

8.4. Överföringssystem inom Sverige

Ett överföringssystem inom Sverige får som huvuduppgift att överföra naturgas från ett eller eventuellt flera inmatningsställen till förbrukarna. Den geografiska omfattningen av ett ledningssystem blir beroende av den

mängd naturgas som står till förfogande. Det kan inte göras större än vad som behövs för att man skall uppnå en avsättning, som svarar mot den överenskomna inmatningen.

En eventuell import av naturgas kommeri flertalet tänkbara fall att ske via kostnads- krävande ledningar. Stora överförda kvanti— teter naturgas erfordras för att överförings- kostnaden per ni3 skall bli rimlig. Detta medför ett krav på avsättning av motsvaran- de storlek, vilket i sin tur förutsätter ett omfattande överföringssystem inom landet. Enligt utredningens bedömning bör man således vid import av naturgas i flertalet fall räkna med tillförsel av minst 3 ä 4 miljarder m3 per år om ett ekonomiskt system skall kunna erhållas. Som framgår av kapitel 6, där storleken på den tänkbara naturgasmark- naden diskuteras, innebär detta att ett överföringssystem måste omfatta åtminstone ett av landets tre storstadsområden jämte ett antal orter med stora energikrävande indu- strier.

Ett lokalt begränsat naturgassystem är emellertid tänkbart. Exempelvis skulle Malmö, via Köpenhamn, kunna anslutas till ett eventuellt danskt naturgassystem. Till följd av den relativt måttliga kostnaden för en ledning över Öresund skulle i detta fall lägre krav ställas på avsättningens omfattning på den svenska sidan.

Ett överföringssystem i Sverige skulle även kunna utnyttjas för leveranser mellan de nordiska länderna. Närmast till hands ligger därvid en förbindelse på västkusten för sammankoppling av marknadsområdena Köpenhamn — Malmö — Göteborg. Even- tuellt tänkbar är då även en fortsatt lednings— sträckning till Oslo.

Det är också tänkbart, att ett svenskt överföringssystem skulle kunna få betydelse som en förbindelse mellan naturgassystemen i östra och västra Europa. En ledning via Finland som knyter ihop det ryska systemet med ett danskt system skulle bl.a. från reservmatningssynpunkt vara av intresse för alla berörda nordiska länder. Möjligheter finns nämligen att transportera gasen i båda riktningarna, förutsatt att vissa erforderliga

tekniska åtgärder vidtages i transportsyste- met.

8.4.1. Skisserade överföringssystem

Det har gjorts olika undersökningar av tänkbara gasledningssystem inom Sverige. Under 1960-talet lät såväl Gränges- som Johnsonkoncernerna utföra studier av ett stamlinjenät för naturgas. I båda fallen förutsatte man import av naturgas från Sovjetunionen med inmatningspunkter på ostkusten. De ledningssystem, som då skisse- rades, finns återgivna i [VA:s rapport ”Na- turgas — energibärare och råvara”.

De beräkningar som genomförts i sam— band med dessa studier har i första hand tagit sikte på att få fram möjlig marknad och storleksordningen på erforderliga investe- ringar. De senare har tagits fram med ledning av schablonvärden för olika rördimensioner utan större hänsynstagande till verkliga ter- rängförhållanden, korsningar av vägar och vattendrag etc.

Utredningen har också själv skisserat ett överföringssystem (figur &I) för att komma fram till storleken på en möjlig marknad (se vidare avsnitt 6.6). Även detta system förutsätter inmatning i trakten av Öregrund. Utredningen vill åter framhålla, att det valts som ett alternativ bland flera andra tänk- bara. Marknadsberäkningen skulle även ha kunnat baseras på inmatning i annan del av landet, exempelvis vid Öresund.

Svenska Gasföreningen har tillsammans med danska naturgasintressenter utfört en del beräkningar av naturgassystem baserade på inmatning av Nordsjögas.

8.4.2. Ett eller flera ledningssystem

Utredningens marknadsundersökningar har visat att den beräknade marknaden kan uppdelas i två delar med ungefär lika stora avsättningsmöjligheter. Det ena av dessa områden omfattar Storstockholm, Mälarda- len, Bergslagen samt Norrköpingsområdet,

O Huvudort inom ett avsättningsområde

D Kraftverk

() 50 lOO ISka

Figur &] Exempel på ledningsnät vid in- matning av naturgas i trakten av Oregrund.

det andra huvudsakligen västra Skåne och västkusten. Dessa områden skiljs åt av ett område utan större belastningsobjekt. Enligt utredningens bedömning är det inte särskilt sannolikt att en så stor mängd naturgas kan disponeras i en enda inmat- ningspunkt att det räcker för försörjning av både dessa områden. Det är realistiskt att räkna med att ett ledningssystem inom Sverige kommer att täcka det östra området om gasen kommer från Sovjetunionen och det västra området om Nordsjögas inmatas. Två skilda och av varandra helt oberoende ledningssystem med inmatning från var sin källa kan också uppstå. En hopkoppling av två sådana system skulle kunna bli aktuell i ett senare skede. För att en hopkoppling skall bli möjlig bör den emellertid vara förberedd redan från första början.

8.5. Kostnader för överföringssystem

För projektering av ett överföringssystem krävs som första moment ett omfattande

fältarbete i form av bl. a. grundundersök- ningar och inventering av trafikleder och vattendrag som måste korsas. Därefter kan en beräkning av ledningens olika delar genomföras. Val av arbetstryck och tidspro- gram för insättning av kompressorstationer är några av de komplicerade frågor som därvid måste behandlas. Kompressorstatio- nerna sätts in allteftersom marknaden växer och transportsystemets kapacitet måste höjas.

Utredningen har enligt sina direktiv inte haft anledning att ingående studera den tekniska utformningen av olika tänkbara ledningssystem utan nöjt sig med att i grova drag beräkna ledningssträckor med olika krav på rördiameter. Med hjälp av schablonvärden på kostnader för naturgasledningar har sedan erforderliga investeringskostnader uppskat- tats.

Av tabell 812 framgår det samband mellan överförd gasmängd och investeringskostnad för rörledning med kompressorstationer som antagits gälla vid 1971 års kostnadsnivå och som använts vid den överslagskalkyl, som redovisasiavsnitt 8.5.1 och 8.5.2.

8.5.1 lnvesteringsbehov

Med utgångspunkt från de i tabell 8:2 an- givna schablonvärdena har det totala investe- ringsbehovet tagits fram för det lednings- system, som skisserats i figur 811. För ett system med en total avsättning på 8 miljar- der m3/år med inmatning i trakten av Öregrund behövs en 1 870 km lång huvud- ledning. Rördimensionerna i ledningen va- rierar och är givetvis störst närmast inmat- ningspunkten. Investeringskostnaden för hela ledningen uppskattas till 1 044 miljoner kronor, vilket i medeltal motsvarar 590 000 kronor per km och 130 miljoner kronor per miljarc' ma/år. Begränsas inmatningen öster- ifrån till 4 miljarder ma/år, minskar avsätt— ningsområdet så att ledningssystemet kan reduceras till 1 040 km. Därvid sjunker investeringsbehovet till 438 miljoner kronor

Tabell 8.2 Samband mellan ledningsinveste- ring, rördiameter och årlig transporterad gasmängd (1971 års prisnivå)

Gasmängd Rördiameter Investering miljarder m lår tusen kr/km (1,5 (400 mm 350

1,5 — 2,5 400 — 650 ” 600 2,5 — 5,0 650 — 750 ” 800 5,0 — 8,0 750 — 900 ” 1000

motsvarande 420000 kronor per km och 105 miljoner kronor per miljard m3/år.

Den del av marknadsområdet som omfat— tar 4 miljarder m3/år och som ej skulle tillgodoses vid en minskad inmatning öster— ifrån kan täckas med ett särskilt lednings- system i väster. Om inmatningspunkten för detta tänkes förlagd till Helsingborg, erfor- dras ca 670 km ledning med en investerings- kostnad på 314 miljoner kronor, vilket motsvarar 470 000 kronor per km och 78 miljoner kronor per miljard m3/år.

Om kostnaderna för två sådana separata system för vardera ca 4 miljarder m3 slås samman erhålls en totalkostnad som är ca 300 miljoner kronor lägre än kostnaden för ett enda stort system för totalt 8 miljarder m3/år. Merkostnaden för ett system som omfattar båda marknadsdelarna är sålunda betydande, vilket främst förklaras av en högst betydande uppdimensionering av hu- vudledningen på stor del av ledningssträck- ningen.

De angivna investeringskostnaderna har inte kunnat beräknas med någon större noggrannhet. Utredningen har emellertid kunnat jämföra sina beräkningar med de investeringsbehov, som framtagits på andra håll. Utredningen har därvid funnit att överensstämmelsen är relativt god.

Svenska Gasföreningen har under år 1971 låtit kostnadsberäkna ett ledningssystem på västkusten för 6 miljarder m3/år från Aså på Jyllands ostkust över Laesö till Kungsbacka med avgreningar till Göteborg, Helsingborg/ Malmö och Brofjorden/Oslo. För lednings- systemet på land har räknats med investe- ringsbehovet 330 miljoner kronor för 640

km ledning med årskapacitet mellan 1,4 och 2,3 miljarder ma/år, vilket motsvarar 515 000 kronor per km.

Johnsonkoncernen har under år 1971 sett över sina tidigare beräkningar och därefter redovisat en investeringskostnad på ca 1 050 miljoner kronor för ett system för 7,5 miljarder m3/år, vilket motsvarar 140 mil- joner kronor per miljard mS/år.

8.5.2. Årskostnader

Huvuddelen av årskostnaderna för ett natur- gassystem utgörs av kapitalkostnader. Räk- nat vid 8 % ränta och 20 års avskrivningstid erhålls kapitalutgifter på 10,2 %. För drift och underhåll av rörledningarna kan räknas med kostnader motsvarande 1 % på anlägg- ningskapitalet. Till detta kommer kostnader för drift och underhåll av kompressorstatio- ner.

Vid ett naturgassystem för 8 miljarder m3/år torde den totala årskostnaden komma att uppgå till grovt räknat 125 miljoner' kronor motsvarande ca 1,6 öre per ms. För mindre system kan överföringskostnaden stanna vid l,l å 3 öre per ms.

Överföringskostnaden i öre per rn äri hög grad beroende av hur systemets kapaci- tet utnyttjas. Betydelsen av en hög utnyttj— ning och de åtgärder som kan vidtas för att förbättra denna har behandlats i kapitel 7.

3

N' - ,. (Av-;f'uuu * a.,—- . Jig!—

Utläggning av rör för naturgas i Nederländerna. Rören kommer att svetsas samman.

Utläggning av rörled- ning på djupt vatten.

Ventil på naturgasledning.

Preparering av gasledning före nedläggning i marken. Bilden är tagen i Central-Asien.

De 36 meter långa och 1 420 mm grova rören forslas genom Karakum-öknen väster om Kaspiska Havet till bygget av gasledningen Sjatlyn-Chiva.

9. Konsekvenser för den svenska energimarknaden

9.1 Marknad

En prognos över landets totala energibehov framlades år 1967 av energikommittén i rapporten ”Sveriges energiförsörjning 1955—85”. (Finansdepartementet stencil l967:8). Denna studie utgjorde siffermässigt underlag för energikommitténs betänkande ”Sveriges energiförsörjning” (SOU l970:l3). Energikommittén angav för åren 1975 och 1985 två något olika utvecklingsvägar, som främst återspeglade en osäkerhet om den framtida användningen av el för fastighets- uppvärmning. Den hittillsvarande utveck- lingen har närmast kommit att ansluta sig till alternativet med en högre andel elvärme och detta alternativ har därför tagits till utgångs- punkt för bedömningar i föreliggande betän- kande.

År 1970 lade CDL fram en ny elkonsum- tionsprognos och en översyn av tidigare studie över elproduktionens fördelning på olika kraftslag. Häri redovisas ett något högre elbehov än det som energikommittén utgått från. I tabell 415 anges sålunda elbehovet år 1975 till 10 miljarder kWh och år 1985 till 20 miljarder kWh högre än vad som förutsatts av energikommittén.

I delbetänkandet ”Olja i rör” (SOU 1970257) har utredningen gjort en regional fördelning av energikommitténs prognosera- de behov av drivmedel och bränsle år 1975. Härav framgår bl. a. att de tre storstadslänen

Stockholms, Göteborgs och Bohus samt Malmöhus län svarar för en tredjedel av de totala behoven. Elenergibehoven är på sam- ma sätt koncentrerade till de mellersta och södra delarna av landet.

I kapitel 6 har den potentiella marknaden för naturgas berörts och resultatet samman- fattas i tabell 9:l. Som framgått av kapitel 8 ligger ett eventuellt framtida naturgasnät huvudsakligen inom Götaland och Svealand i regioner med stort behov av energi. 1 sydöstra Götaland liksom i nordvästra Svea- land är möjligheterna för naturgasavsättning begränsade. Ett eventuellt naturgasnäts ut- bredning till regioner med måttliga behov av energi bestämmes till viss del av var naturga- sen kan komma att inmatas i landet och hur stora mängder som blir aktuella. Det slutliga avsättningsområdets storlek är därför ej helt klart.

Den angivna potentiella avsättningen av naturgas kommer i praktiken inte att uppnås även om naturgaspriset i princip är jämför- bart med priset på alternativ energikälla. Som närmare redovisas i avsnitt 6.7 har utredningen bedömt att den sannolikt möjli- ga naturgasavsättningen inom det aktuella geografiska området under slutet av 1970- talet kommer att begränsas till 8 miljarder m3/år. Uppskattningsvis faller hälften av denna marknad på östra och mellersta Sverige och hälften på västra och södra Sverige.

Värme- Kraft- Gas- lndustri verk verk verk Summa

Potentiell naturgasmarknad,

miljarder m3gas/år 3,34 3,00 5,60 0,25 12,18 Motsvarande miljoner ton

oljeekvivalent 3,0 2,7 5,0 0,2 10,9 varav ersättande tjocka eldn.

oljor,

miljoner ton oljeekvivalent 2,8 2,7 5,0 — 10,5 varav ersättande tunna eldn.

oljor,

miljoner ton oljeekvivalent 0,2 — — 0,2 0,4

Anm.: Naturgasen värderad till 9000 kcal/ma.

Den bedömda praktiskt möjliga naturgas- marknaden (ca 8 miljarder m'a/år) motsvarar sålunda två tredjedelar av den teoretiskt beräknade. Det bör dock ytterligare under- strykas att naturgasmarknadens storlek är helt beroende av det gaspris till vilket avsättning kan ske hos konsumenterna.

Den antagna marknaden torde med hän- syn till ett nödvändigt uppbyggnadsskede ej i sin helhet kunna vara etablerad förrän mot 1970-talets slut. Ökningstakten under upp- byggnadsskedet torde bli bestämd av inmat- ningspunkten och utbyggnadstekniska be- gränsningar samt takten i marknadsföringen med tillhörande tekniska anpassningar hos konsumenterna. Ur ekonomisk synvinkel är det dock önskvärt att en stor marknad byggs upp så snabbt som möjligt.

För att snabbt åstadkomma en jämn utnyttjning av gasnätet finns möjlighet att utnyttja de oljeeldade kraftverkens relativt stora förbrukning av primärenergi. Efter kompletterande ombyggnad kan dessa utan större kostnader drivas alternativt med olja och gas. Härigenom kan säsongs- och dygns- variationerna i gasnätets utnyttjning reduce- ras.

Naturgasen skulle således omkring år 1980 — under förutsättning att en marknad för 8 miljarder m3 byggts upp — kunna svara för ca 7 miljoner ton oljeekvivalent av det beräknade energibehovet om ca 70 miljoner ton oljeekvivalent, dvs. ca 10 % av tillförd energi.

Omkring år 1980 torde efterfrågan på tjockolja i Sverige vara inemot 20 miljoner ton oljeekvivalent om naturgas ej står till förfogande. Som framgått ovan väntas natur- gas huvudsakligen ersätta tjocka oljeproduk- ter och naturgasen skulle därigenom kunna minska behovet av tjocka eldningsoljor med ca en tredjedel.

I tabell 911 redovisades den teoretiskt möjliga storleken av naturgasmarknaden med uppdelning på industri, värmeverk, kraftverk och gasverk. Som redan nämnts bedömes emellertid marknaden i praktiken endast komma att omfatta två tredjedelar härav. Underlag för specificerad uppdelning på de nämnda konsumentkategorierna av den prak- tiskt möjliga storleken saknas.

9.2. Återverkan pa' oljemarknaden

På basis av energikommitténs prognos har konsumtionen av tjocka eldningsoljor upp- skattats komma att öka från ca 18 miljoner ton oljeekvivalent år 1975 till 21 år 22 miljoner ton oljeekvivalent år 1985. ök- ningen under lO-årsperioden har således antagits till ca 2 % per år.

Om naturgasmarknaden skulle utvecklas som skisserats i avsnitt 9.1, skulle den omkring år 1980 kunna ersätta ca 6,5 miljoner ton oljeekvivalent tjocka oljepro- dukter. Den totala konsumtionen av tjock- olja år 1980 skulle därigenom bli ca 15

miljoner ton oljeekvivalent innebärande en minskning med ca 4 % per år under femårs- perioden 1975—1980.

Denna nedgång i konsumtionen av tjocka oljeprodukter kan komma att medföra vissa omställningsbehov vid svenska raffinaderier. Möjlighet finns att minska tjockoljeandelen genom lämpligt val av råolja och genom att tekniskt anpassa processerna. Det bör också framhållas att avsättningen av tjockoljan från inhemska raffinaderier kan ske utom landet. Den skisserade nedgången i svensk tjockolje- konsumtion påverkar ej priset på tjockolja, som bestäms av den internationella markna- den.

9.3. Konsekvenser för transportsystemet för oljeprodukter

För närvarande distribueras tjockolja inom landet med fartyg samt på järnväg och landsväg. Ett eventuellt naturgassystem får betydande inverkan på det befintliga trans- portsystemet för tjockolja. Utredningen vill utan anspråk på någon djupare analys fram- hålla några faktorer av betydelse för de olika transportalternativen.

Ett naturgasnät berör direkt sjöfarten på Vänern och Mälaren samt kustsjötrafiken. Oljetransporterna genom Trollhätte kanal har under de senaste 20 åren vuxit och svarar för den största delen av ökningen av godstra- fiken på kanalen under denna period. År 1968 uppgick den totala godstrafiken på den egentliga kanalen (Lilla Edet-Vänersborg) till 3,6 miljoner ton. Härav utgjorde oljeproduk- terna 1,4 miljoner ton, varav tjocka produk— ter 0,8 miljoner ton. Inom kanalverket räknar man för närvarande med en fortsatt kraftig ökning i första hand fram till mitten av 1970-talet. Den fördjupning av kanalen, som nu pågår, kommer att väsentligt öka kapaciteten.

Större delen av kanalverkets kostnader (exkl. lotskostnader) är fasta och relativt oberoende av trafikens omfattning. Ett bort- fall av eller en drastisk minskning av trans— porten av tjocka oljeprodukter får sålunda

ekonomiska konsekvenser som inte är obe- tydliga.

Av övriga vattenvägar påverkas främst Mälaren, som f.n. utgör farled för betydande tjockoljetransporter till bl. a. Väs- terås och dess inland. Södertälje kanal skulle påverkas på i princip samma sätt som Trollhätte kanal. Även sjöfarten längs mel- lersta och södra Sveriges kuster påverkas inklusive transporter till Stockholm.

Hamnarna berörs av ett framtida natur- gasnät genom minskad lossning av tjocka oljeprodukter. Hamnavgifterna baseras på självkostnaderna i respektive hamn inklusive skälig förräntning. Kapitalkostnadsandelen är hög och kan i större hamnar uppgå till 40 a 50 %. För vissa hamnar utgör inkomsterna från oljetransporter mer än två tredjedelar av de totala inkomsterna. Hälften eller ibland väsentligt mer av oljan är sådan tjockolja som kan komma att bli ersatt av naturgas. De ekonomiska konsekvenserna kan således bli mycket betydande för de hamnar som försörjer områden där en eventuell naturgas— ledning kommer att dras fram.

Järnvägarna svarar för närvarande för en relativt liten del av Oljetransporterna i landet. Av den år 1968 totalt transporterade volymen - 2,53 miljoner ton oljeprodukter — utgjordes ca 50% av tjocka produkter. Järnvägarnas oljetransporter har successivt ökat under efterkrigstiden, men mindre än den samtidiga ökningen i total oljekonsum- tion. I delbetänkandet "Olja i rör” har möjligheterna av samordnade transporter på järnväg med hela oljetåg av betydande transportmängder diskuterats. Utredningen drog därvid den slutsatsen, att en sådan rationalisering skulle kunna förbilliga nuva- rande tjockoljetransporter. Ett naturgasnät som delvis ersätter tjockoljemarknaden i bl. a. Mellansverige påverkar den marknads- förutsättning, varpå nämnda slutsats bygger. Naturgasen kommer således i viss utsträck- ning att överta stora tjockoljekonsumenter till vilka de bästa förutsättningarna för rationaliserade oljetransporter är knutna.

Inverkan av minskade tankbilstransporter av tjocka oljeprodukter på det totala trans-

inre

portarbetet för lastbilarnas godstrafik är endast marginell. Med hänsyn till den all- männa expansionen av lastbilstrafiken torde denna minskning ej medföra problem för åkeriföretagen.

Tillkomsten av ett naturgasnät kommer att i viss mån påverka behovet av lagringsut- rymmen för tjocka oljor. Emellertid förvän- tas att energilagring för att i olika lägen ersätta naturgas måste ske genom lagring av olja (jfr kapitel 13). Detta tillsammans med den successiva ökningen av lagringsbehov för andra oljeprodukter gör att de ekonomiska konsekvenserna för oljedepåerna av ett na- turgassystem ej torde komma att bli alltför besvärande.

10. Administration och finansiering

10.1. Na turgassystemets särprägel

Ett naturgassystem företer stora likheter med ett elkraftsystem. I båda fallen produce- ras nyttigheten samtidigt som den förbrukas. Avbrott i leveranskedjan från källan till förbrukaren får ej förekomma. Någon vä— sentligare lagring förekommer inte, vare sig hos förbrukaren eller på vägen mellan honom och produktionsanläggningen.

Ett rörsystem för naturgas skiljer sig således väsentligt från ett rörsystem för olja. 1 det senare fallet är rörsystemet endast en mellanlänk i en längre transportkedja (jfr kapitel 5 i delrapporten ”Olja i rör"). Den fortsatta transporten från rörledningen till förbrukaren ombesörjs ofta av det oljeföre- tag, som äger oljeprodukterna. l oljefallet finns dessutom påtaglig konkurrens från andra transportformer än rörledningen. För naturgas finns det för närvarande ingen annan transportform än rörledningar när det gäller landtransporter av stora gaskvantiteter.

Om naturgas introduceras i Sverige, måste organisationer skapas såväl för engrosleveran- ser via ett stamledningssystem som för eventuell detaljdistribution till mindre gas- konsumenter. Av tekniska och ekonomiska skäl kommer det att råda monopolsituation inom gassektorn i båda dessa led, medan däremot konkurrens kommer att föreligga gentemot andra energiformer. Men hänsyn till det nära samband, som föreligger mellan rågasinköpen och avsättningsmarknaden, är

det naturligt, att ett och samma företag svarar både för rågasinköp, stamledningsnät och för engrosdistribution till större gaskon- sumenter.

De inom naturgasens avsättningsområde befintliga gasverken kommer att anslutas till naturgassystemet och detaljdistribuera gasen till ett stort antal detaljkonsumenter. Såsom framgått av avsnitt 5.1 torde det däremot ej komma att byggas upp något större antal nya gasverk för detaljdistribution. De befint- liga gasverken ägs helt av vederbörande kommuner och ingår ofta organisatoriskti kommunala energiverk. De allmänna önske- målen om att upprätthålla viss konkurrens mellan energiformerna talar för att detaljdis- tributionen ombesörjes av naturgasföretaget. Detta skulle sannolikt ge den mest effektiva organisationen, eftersom flertalet av gasver- ken är små företagsenheter. Å andra sidan kan speciellt i de största städerna vissa besparingar göras genom gemensam lednings- dragning och debitering med övriga energifor- mer, vilket lättare kan ske om hela distribu- tionsverksamheten bibehålles i ett gemen- samt energiverk. Utredningen anser det av denna orsak vara motiverat att de största gasverken behålls såsom självständiga återdis- tributörer, medan verksamheten hos de mindre gasverken integreras med det engros- distribuerande naturgasföretaget. Fortsätt- ningsvis behandlas väsentligen verksamheten hos naturgasföretaget.

10.2. Uppgifter för ett svenskt naturgasföre- tag

Erfarenheter av naturgasdistribution saknas i Sverige, varför en ny organisation måste byggas upp från grunden. Det finns dock värdefulla resurser inom landet av teknisk, ekonomisk, juridisk och kommersiell natur, när det gäller uppbyggnad och drift av energidistributionssystem. Dessa resurser finns exempelvis hos stadsgasverk och andra energiföretag och kan med fördel utnyttjasi en organisation som skapas för ett naturgas- system.

Eftersom naturgas endast kan tänkas bli introducerad i Sverige om den kan konkurre- ra med andra energiformer, främst eldnings- olja, hos förbrukaren, bör ett företag för transport och distribution av naturgas drivas efter företagsekonomiska principer. En så- dan målsättning överensstämmer även med de allmänna riktlinjer, som angivits av statsmakterna för såväl det energipolitiska som det transportpolitiska området i Sverige.

Ett naturgasföretag antas komma att få följande uppgifter: Rågasinköp. Företagen bör bevaka möjlighe- terna till rågasköp och driva förhandlingar med leverantörer av naturgas.

Marknadsföring. En väsentlig uppgift blir att marknadsföra gasen så att den utnyttjas effektivt inom energimarknaden. De admi- nistrativa krav som därvid ställs på företaget blir väsentligt olika vid försäljning engros till stora kunder respektive i detalj till småindu- stri, hantverk och hushåll.

Byggherrefunktion. I uppgifterna bör ingå att effektivt bygga upp och finansiera det rörtransportsystem för naturgas, som är den nödvändiga förutsättningen för naturgasdis- tributionen inom företagets marknadsområ- de.

Drift och underhåll. Företaget skall effektivt driva och underhålla sitt rörsystem så att naturgasen kan tillhandahållas till så lågt pris som möjligt.

En primär administrativ uppgift för ett rörtransportföretag blir att föra förhandling- ar med rågasleverantörer om villkoren för leverans av naturgas till Sverige. Förhandling- arna med rågasleverantörer kan väntas bli ett omfattande och komplicerat återkommande arbete. Med den nuvarande snabba utveck- lingen i fråga om såväl nya gasfyndigheter i Sveriges närhet som det internationella syste— met för gastransporter med rörledning och LNG-fartyg kan man vänta att nya leverans- möjligheter aktualiseras. För att täcka upp- kommande behov av naturgas inom Sverige kan det också bli aktuellt för företaget att knyta kontakter med prospekteringsbolag inom och utom landet för gemensam utveck- ling av nya rågaskällor.

En förhandling med rågasleverantörer kan komma att röra bl.a. gaskvantiteter och utnyttjningstider för den levererade gasen, arbetstryck, leveranspunkter och eventuell anknytning till existerande system, leverans- säkerhet, gaskvaliteter, prisfrågor, bidrag till kostnader för rörsystem hos leverantören, hjälp vid finansiering av exploatering av rågasfynd etc. För att skapa ett mot kon- sumtionen väl avvägt gasproduktionssystem kan det också bli aktuellt att, vid sidan av rörgasleveranserna, bygga upp ett LNG- system för topproduktion. Detta innebär förhandlingar om köp och transporter av LNG samt uppbyggnad av terminaler.

Detta komplicerade förhandlingsarbete kräver en omfattande teknik, ekonomisk och juridisk kännedom om naturgassystem och om hur dessa kan byggas upp. Det är värdefullt om en väsentlig del av denna kunskap kan relateras till den aktuella kundstrukturen och rörsystemets geografiska lokalisering.

10.2.2. Marknadsföring För att ett rörsystem för naturgastransport över huvud taget skall kunna realiseras krävs det en omfattande marknadsföringsinsats för

att trygga nödvändig basavsättning. Genom att i initialskedet rikta försäljningen mot stora förbrukare såsom värmeverk, kraftverk och större industriföretag bör man snabbt kunna fylla denna basavsättning. Övergång till en mera differentierad användning av gasen kan sedan ske när naturgasens använd- ning ökar. Därvid gäller i första hand att driva förhandlingar och skriva kontrakt med blivande kunder och därjämte att allmänt arbeta för att naturgasens fördelar i olika användningar uppmärksammas och tas till vara.

10.2.3. Byggherrefunktion

Ett rörtransportsystem för naturgas kräver ett omfattande planerings- och projekterings- arbete innan själva byggandet av systemet kan börja. Detta arbete är av engångska- raktär och kräver stora insatser av såväl teknisk, juridisk som ekonomisk karaktär. Den lämpliga organisationen för planering och projektering beror på tillgängliga resur- ser i form av konsulter och andra enheter med erfarenhet från liknande uppgifter. Det måste dock finnas en ansvarig sammanhållan- de huvudmannafunktion för arbetet.

Oavsett vilken form som väljes för byg- gandet av ledningsnätet bör man sträva efter att hålla företagets egen personalstyrka på en låg nivå, så att övergången till normala driftförhållanden underlättas.

Utbyggnaden av naturgassystemet innebär stora Ieveransmöjligheter för svenska företag som producerar rör, elektriska motorer, kompressorer, turbiner, armatur etc. Från arbetsmarknadssynpunkt tillkommer — för- utom dessa leveransmöjligheters effekt på svensk industri — ett omfattande byggnads- arbete för byggande av rörsystemet dels under en första relativt kort tid, då utbygg- naden av naturgassystemets huvudledningar sker, dels under en fortgående successiv utbyggnad av nätet.

Det kontinuerliga drift- och underhållsarbe- tet på ett etablerat rörtransportsystem för naturgas är litet i förhållande till anläggnings- arbetet. Erfarenheten från andra naturgas- system visar att de årliga drift- och under- hållskostnaderna inklusive drift av kompres- sorstationer etc. utgör endast ca 2 % av den ursprungliga investeringen. Omfattningen av drift- och underhållsarbetet beror docki viss utsträckning på hur stor andel detaljdistribu- tion som ingår i naturgasförsäljningen och på hur mycket kompressorarbete som behövsi systemet.

Personalbehovet för den löpande drift- och underhållsverksamheten är relativt litet genom att kompressorstationer etc. manöv- reras med fjärrkontroll och automatik. Be- hovet inskränker sig till central driftpersonal, viss personal för löpande underhåll och någon central underhållsgrupp med erfaren- het och kunskap att klara av eventuella större störningar på nätet.

10.3 Företagsform för administration av ett naturgassystem

Formerna för drift och förvaltning av natur- gassystem varierar från land till land. Helt statsägda är gassystemen bl.a. i, förutom öststaterna, Storbritannien och Frankrike, medan det t. ex. i Västtyskland och Förenta staterna finns ett flertal privata företag som köper, transporterar och säljer naturgas. Inom varje land har naturgassystemets orga- nisatoriska form valts med hänsyn till rådan— de nationella förutsättningari olika hänseen- den. Så torde böra ske även för Sveriges del. Man bör alltså söka passa in ett naturgasföre- tag i den etablerade svenska rättsordningen och i det rådande närings-, transport- och energipolitiska mönstret. De företagsekono- miska principer, som utredningen i avsnitt 10.2 förutsatt skall komma att gälla för ett svenskt naturgasföretag, överensstämmer väl med detta mönster. Med hänsyn till svensk näringspraxis leder detta till att den självkla-

ra företagsformen för ett naturgasföretag är aktiebolagets.

Aktiebolagsformen ger möjligheter för olika intressenter att ingå som delägare i företaget. Med hänsyn till att ett naturgasfö- retag kommer att ha ett s.k. tekniskt monopol är detta särskilt viktigt. Enligt utredningens uppfattning bör naturgasföreta- gets kunder, åtminstone de större, vara delägare i företaget. Härigenom kan det indirekta inflytande som kunderna skulle ha haft vid en fullständig naturgasmarknad med flera säljare ersättas med ett direkt inflytan- de över företagets verksamhet.

Även finansieringsproblemet talar för att aktiebolagsformen med större kunder som delägare är det lämpligaste för ett naturgas- företag. Ett företag för byggande och drift av ett naturgassystem är under uppbyggnads- perioden i stort behov av kapital till investe- ringen i transportsystemet, medan det för avsättningen av gasen i hög grad är beroende av långfristiga kontrakt med ett antal större kunder. Genom att företaget byggs upp som ett aktiebolag med ett antal stora kunder som aktieägare skulle dessa kunna dels genom ägaretillskott bidra vid finansieringen och dels genom långsiktiga kontrakt ge säkerhet för bolagets långfristiga externa upplåning.

År 1969 bildades ett svenskt företag, AB Sydgas, som ett helägt dotterföretag till Sydsvenska Kraft AB (Sydkraft). Sydgas har till uppgift att köpa, distribuera och sälja naturgas inom Sydkrafts verksamhetsområde om förutsättningar för detta öppnar sig. Avsikten med bolagsbildningen har varit att skapa en juridisk person, som kan fungera som ansvarig förhandlingspart och som har intresse av och resurser för att följa naturgas- situationens utveckling. Sydgas är enbart inriktat på att försörja sydvästra Sverige, främst Malmöområdet, med naturgas. Före- taget har också etablerat kontakter med danska naturgasintressenter.

För den tänkbara naturgasmarknaden Storstockholm-Mälardalen—Bergslagen— Norrköpingsområdet kan bildandet av ett aktiebolag med intresse av att förse denna

marknad med naturgas aktualiseras. Bolaget bör då bildas av potentiella större kunder och andra intressenter inom marknadsområ- det. Genom att Statens Vattenfallsverk är en av de största tänkbara naturgaskonsumenter- na inom området, bör verket ingå som delägare i bolaget.

Flera skäl talar för att det bör finnas endast ett naturgasföretag inom landet om naturgasdistribution verkligen blir en reali- tet. Härigenom undvikes resurskrävande dubbleringar när det gäller den nödvändiga expertisen för byggnads- och driftfrågor. Det tidigare redovisade förhållandet att det inte torde finnas något att vinna i konkurrens- hänseende med flera företag talar också för att ett naturgasföretag är tillräckligt. Om naturgas kommer att köpas endast från ett håll och i så stora kvantiteter, att större delen av den tänkbara avsättningsmarknaden kan täckas, varvid ett enda sammankopplat rörledningssystem byggs upp, synes det mot ovanstående bakgrund fullt klart att verk- samheten bör bedrivas i ett enda företag.

Kan naturgas köpas från mer än ett håll, är det sannolikt att det till en början kommer att byggas upp skilda naturgas- system i Sverige. Detta kan komma att ske genom flera bolag. Om det etableras ett litet, lokalt distributionsområde t. ex. för Malmö med omnejd, kan det således visa sig lämpligt med separat bolagsbildning härför. Ändras förutsättningarna så att de lokala distribu- tionsområdena får möjlighet att expandera, bör emellertid ett samgående ske till ett enda naturgasföretag.

Som framhållits i kapitel 8 bör man redan vid uppbyggnaden av lokala rörsystem förbe- reda en eventuell senare sammanknytning. Utredningen förutsätter att angivna önske- mål kommer att kunna tillgodoses med den väntade koncessionslagstiftningen.

10.4 Finansiering av ett rörtransportsystem De lönsamhetskrav, som under olika förut- sättningar skall ställas på ett rörtransportfö- retag för naturgas, överensstämmer i stort

med dem som utredningen tidigare redovisat i "Olja 1 rör” för ett rörtransportföretag för oljeprodukter. Liksom i det fallet finner utredningen beträffande ett naturgassystem att det, vid en bedömning av projektets ekonomiska lönsamhet, är rimligt att räkna med att den årliga kapitalkostnaden kommer att utgöra 10 år 12 % av det totala investe- ringskapitalet.

Detta ställningstagande grundar sig på förutsättningen att rörtransportföretaget kan erhålla 70480% av investeringsbeloppet i långfristiga lån. Vidare har förutsatts att företaget kan utnyttja det 5. k. Annellavdra- get vid beskattning. Internationella jämförel- ser visar, att den förutsatta låneandelen är ett för europeiska förhållanden normalt kapitaltillskott från utomstående.

För ett naturgassystem, liksom för ett oljerörsystem, råder det emellertid finansie- ringssvårigheter beroende på ledningarnas bristande kreditvärdighet. Ledningssystemet har i sig inte något alternativvärde, eftersom det inte kan utnyttjas för något annat än transport av naturgas. För kapitalanskaff— ningen till systemet krävs därför, att rör- transportbolaget kan garantera lednings- systemets ekonomi. En framkomlig väg synes vara att låta köp— och säljkontrakt liksom förekomsten av en marknad för naturgas utgöra den reella säkerheten för belåning. Formellt torde det vara möjligt att knyta säkerheten till ledningens stamfastig- het. Utredningen anser denna fråga vara av stor betydelse och förutsätter därför att ledningsrättsutredningen kommer att fram- lägga förslag som möjliggör belåning av bl. a. de här aktuella naturgasledningarna.

Med hänsyn till naturgasens stora betydel- se för den svenska energiförsörjningen såsom en alternativ energikälla främst till oljeim- porten, anser utredningen att staten bör underlätta ledningssystemets finansiering ge- nom att ge statlig garanti för erforderliga obligations- eller förlagslån.

11. Lagstiftning och säkerhet

1 1.1 Västeuropeisk lagstiftning för naturgas- system

1 Europa finns särskild lagstiftning rörande rörledningar endast i Frankrike, Storbritan- nien, Schweitz och Belgien. I övriga länder där rörledningar byggts, såsom Österrike, Tyskland, Nederländerna och Italien, har byggandet reglerats av allmänna lagar och oftast av speciellt utfärdade säkerhetsbestäm- melser för rörledningar. I betänkandet ”Olja i rör” har utredning— en redogjort för de franska, brittiska och schweiziska lagarna. Här skall några uppgif- ter också lämnas om den belgiska, österrikis- ka, nederländska och finska lagstiftningen samt om den franska speciallagstiftningen för s. k. geologisk lagring.

11.1.1 Belgien

Då import av naturgas från Groningen i Nederländerna blev aktuell tillkom den förs— ta belgiska lagstiftningen rörande transporti rörledningar, ”Loi du 12 avril 1965 relative au transport de produits gazeux et autres par canalisations”. Lagens tillämpning har suc- cessivt utvidgats till att omfatta flytande kolväten, lösningar av klor, soda och kaustik soda samt flytande syre. Huvudpunkterna i lagens bestämmelser är följande.

Om den transporterade produkten skall

distribueras inom landet krävs en kunglig koncession. Skall produkten användas för annat ändamål, exempelvis transporteras via Belgien till annat land, är överföringen beroende av ett ministeriellt tillstånd. Skill- naden mellan koncession och tillstånd är att regeringen respektive ekonomiministern är beslutsfattare. Reglerna för ministeriellt till- stånd är eljest i allt väsentligt — inklusive ansvarsfrågan — desamma som för konces- sion.

Koncession utfärdas för ett bestämt antal år. Om allmännyttan så fordrar, kan de anläggningar, som koncessionen omfattar, efter regeringsbeslut övertagas av staten, vilken erlägger ersättning härför. Koncession är förverkad efter fem år, om vid denna tidpunkt koncessionshavaren inte uppfyllt de i koncessionen föreskrivna villkoren.

Om inga ansökningar om koncession inkommit beträffande viss anläggning, kan regeringen föreskriva att arbetet skall utföras av en offentlig myndighet. Byggandet och utnyttjandet av anläggningarna sker på kon- cessionshavarens risk och ansvar i enlighet med till koncessionen fogade bestämmelser. Koncessionen beviljas inte förrän berörda kommunala myndigheter fått yttra sig om det tilltänkta projektet. Myndigheterna har rätt att föreskriva ändringar beträffande en planerad eller utbyggd installation om så krävs med hänsyn till allmän säkerhet, naturvård m. m. Kostnaderna för förändring-

För anläggningar, för vilka koncession erhållits, kan fast egendom exproprieras. Expropriationen skall beslutas av regeringen. Den expropriationssökande kan få tillgång till fastigheten utan att invänta att expro- priationsdomen vunnit laga kraft, sedan han deponerat det loppet i en bank.

provisoriska ersättningsbe-

11.1.2 Österrike

Någon speciell lagstiftning för anläggande och drift av rörledningar för olja och gas finns inte. Driften av oljeledningar betraktas som fri industriell verksamhet. Drift av gasledningar behandlas enligt bestämmelser- na för gasdistributionsanläggningar i ”Ener- giewirtschaftsgesetz”. De oklarheter och luckor i lagstiftningen, som detta förhållande gett upphov till, samt den snabba utveck- lingen på området har emellertid lett till att arbete på en speciell lagstiftning rörande rörledningar nu inletts. Vilken utformning denna lagstiftning kan komma att få är emellertid ännu ovisst.

Innan en anläggning för gasdistribution byggs, måste, enligt nu gällande bestämmel- ser, anmälan göras till departementet för handel och industri, med undantag för vissa lokala ledningar. Departementet kan förbju- da att en gasdistributionsanläggning byggs.

1 1.1.3 Nederländerna

1 nederländsk lag finns inga särskilda bestäm- melser beträffande transport av olja eller naturgas i rörledningar. Följande uppgifter rörande organiseringen av utvinning och transport av naturgasen från Groningen är dock av intresse.

Koncessionsinnehavare för utvinning av denna naturgas är Nederlandse Aardolie Mij., NAM (till lika delar ägt av Shell och 5550), som också äger produktionsanläggningarna. NAM är ansvarigt för att produktionen motsvarar såväl utvecklingen av den inhems-

ha konsumtionen som exportätagandena. NAM bedriver verksamheten i samarbete med Nederlandse Staatsmijnen enligt vilket det statliga företaget bidrar med 40% av NAM:s kostnader och erhåller 40% av vinsten.

Den av NAM producerade naturgasen övertas direkt av Nederlandse Gasunie, ett företag där staten äger 10 %, Staatsmijnen 40% och NAM 50 %. Gasunie äger det vittförgrenade rörledningssystemet och skö- ter genom detta dels distribution till kom- muner och större industrier i landet och dels transport till mätstationer vid landets grän- ser. Där övertas gasen av NAM Export för försäljning till andra europeiska länder.

All naturgas från Groningen skall trans- porteras i Gasunies ledningssystem. Den förblir Gasunies egendom så länge den är kvar på nederländsk mark.

Regeringen har prövningsrätt då det gäller att bevilja koncession efter förslag av ekono- miministern. Då det gäller att bevilja eller avslå koncession tar regeringen hänsyn till såväl allmänna som ekonomiska intressen. Avgörandet huruvida arbetena är av allmän- nyttigt intresse fattas efter förslag från kommunikationsministern.

Tillstånd av kommunikationsministern er- fordras för arbeten som berör lokalvägar, vattenvägar, dammar under central förvalt- ning och järnvägar. Bostadsministern kan göra invändningar mot ett projekt om det är oförenligt med riksplanering, regional plane- ring eller en investeringsplan. Anläggandet av kompressorstationer som utgör delar av ett rörledningssystem fordrar tillstånd av borg- mästaren och kommunstyrelsen i den kom- mun där stationen skall byggas. Enligt lag om farliga anläggningar fordras för kom- pressorstationer tillstånd även av andra myn- digheter i den kommun där anläggningarna skall byggas. Själva rörledningen anses dock inte som farlig anläggning.

Det finns även särskilda provinsiella och kommunala förordningar avsedda att för- hindra förorening av mark och grundvatten. Enligt dessa förordningar fordras tillstånd för rörledningar och kompressorstationer.

När samtliga ett projekts detaljer har offent- liggjorts i de olika kommuner där den fasta egendom som berörs av företaget är belägen, får sakägare framställa sina invändningar.

Har koncession erhållits, får man, om så erfordras, ta annans fasta egendom i anspråk. Skälig ersättning skall utgå. I vissa fall krävs dock expropriation. Koncessionen, förkla- ringen att arbetena är i det allmännas intresse, och beslut av berörda fackministrar kan innehålla särskilda förpliktelser för kon- cessionshavaren. Dessa hänför sig i praktiken till tekniska bestämmelser, driftmetoder, underhåll och säkerhetsbestämmelser. An- svarsfrågan regleras av allmän lag.

De allmänna domstolarna får handlägga alla mål, som har samband med anläggande och drift av rörledningar. Koncessionerna innehåller ibland en bestämmelse om att vissa tvister skall avgöras genom skiljedom.

11.1.4 Finland

Det finska handels- och industriministeriet utreder f.n. föreskrifter för konstruktion och användning av naturgasledningar. De väntas komma att omfatta

beräknings- och materialbestämmelser för rör som används för transport av naturgas, bestämmelser för svetsning av rör, bestämmelser för konstruktion, funktion och placering av ventiler, apparatur för tryck- reducering etc. samt för annan utrustning, bestämmelser som reglerar hur omgivningen kring rörledningen får utnyttjas för exempel- vis byggnadsverksamhet, bestämmelser rörande kontinuerlig kontroll och övervakning av rörledningens driftsäker- het.

Därutöver utarbetas bestämmelser bl. a. för driftpersonalens säkerhet.

I huvudsak baseras arbetet på kanadensis- ka och västtyska bestämmelser. I viss mån bygger man också på brittiska, amerikanska och sovjetiska normer. Man förbereder också föreskrifter för inlösen av erforderlig mark för naturgasledningar.

11.1.5 Fransk lagstiftning för lagring"

Underjordisk gaslagring har bl. a. i Frankrike blivit föremål för särskild lagstiftning. Dess syfte är främst att skydda grundvattnet från föroreningar. Föreskrifter reglerar bl. a. hur man förebygger att grundvattenföroreningar uppstår vid själva bormingsoperationerna till det blivande gaslagret.

Enligt lagstiftningen skall grundvattnet vid gaslagret och i omgivningen genomgå regelbunden kontroll. Grundvatten från la- gerområdet får inte användas som dricksvat- ten utan särskilt tillstånd från bl. a. hälso— vårdsministeriet. Stor uppmärksamhet ägnas i bestämmelserna åt den inlagrade gasens sammansättning. Föroreningar som aroma- tiska kolväten, fenoler, svavel- och ammo- niumföreningar samt cyanider måste avskil- jas innan gasen pumpas in ireservoaren. Det bör dock anmärkas att denna bestämmelse kommit till därför att man i Frankrike i stor utsträckning även inlagrar syntetiskt fram- ställd gas. Naturgasen är redan tillfredsstäl- lande renad vid utvinningsorten och kan pumpas ner i lagret direkt utan ytterligare rening. Runt ett lagringsområde lägger man ut ett skyddsområde inom vilket allt grund- vattenuttag i princip är förbjudet. Skydds- områdets huvudsakliga ändamål är att skyd- da själva gasreservoaren mot ändringar i det hydrostatiska trycket och därmed att för- hindra att gasen sprider sig i omgivande marklager.

1 l .2 Västeuropeiska säkerhetsbestämmelser

Rörledningar för naturgas byggs numera i allmänhet med diametrar på upp till 1400 mm och för arbetstryck på ca 70 bar. Utvecklingen tyder på att det snart också kommer att byggas ledningar för 100 bars arbetstryck. Dessa höga tryck ställer särskil— da krav på material och utförande. För närmare studium av säkerhetsföreskrifter och andra anvisningar som tillämpas utom- lands hänvisas till den litteratur som upptasi

tabell 1111. Här redogörs för det som i allmänhet tas upp i västeuropeiska säkerhets- bestämmelser, vilka i sin tur bygger på långvariga amerikanska erfarenheter.

Tabell ll:1 Förteckning över säkerhetsbe- stämmelser

l. Reglement de Sécurité des ouvrages de transport de gaz combustibles par canalisation. Publicerad i Journal Official de la Republique Frangise, 11.5.1970.

2. Belgiska säkerhetsbestämmelser för gasledningar av den 11.3.1966. Publicerade på franska och holländskai Moniteur Belge den 16.3.1966.

3. Provisoriska säkerhetsbestämmelser för gasled- ningar i Nederländerna. Publicerade på holländs- ka i september 1970 av Nederland Normalisa- tive Institut.

4. Richtlinien fiir den Bau von Gasleitungen, DIN 2470.

5. Petroleum pipe-lines safety code, från 1967. Utarbetad av Institute of Petroleum i Stor- britannien.

6. Code for pressure piping: Gas transmission and distribution piping systems, från den 31.8.1968. Utarbetad av American National Standard Institute. Publicerad av American Society of Mechanical Engineers.

I allmänhet krävs statens tillstånd för att få bygga en naturgasledning. Utöver denna licens krävs ofta att lokal myndighet godkän- ner ledningens sträckning liksom dess kon- struktion i detalj.

Föreskrifterna ställer sålunda krav på konstruktion, byggande och drift av en rörledning från säkerhetssynpunkt, men även andra synpunkter beaktas när man fastställer specifikationer för en rörledning. Föreskrif- terna är inte att se som en uppslagsbok efter vilken man kan konstruera en ledning. Erfarenhet och teknisk kunskap utöver vad som anförs i föreskrifterna krävs.

När det gäller konstruktionskrav faststäl- ler man i princip vilka villkor en ledning skall uppfylla med hänsyn till terrängförhållan- dena samt ledningens kapacitet. Anordningar för att tillåtna tryck inte över- respektive underskrids skall vidtas. Vid konstruktions- arbetet skall hänsyn också tas till tänkbara temperaturspänningar.

[ konstruktionsanvisningarna påpekas vanligen att godstjockleken bör variera med

hänsyn till de områden som passeras. Högre krav ställs t.ex. när ledningen dras genom tättbebyggda områden. De ökade risker för skador på ledningen som kan föreligga vid vägkorsningar, vattenövergångar och dylikt skall beaktas. Materialfrågorna tas särskilt upp i bestämmelserna. De stålsorter som godkänns är vanligen listade. Rörledningarna skall isoleras med specificerat material till sådan tjocklek att det elektriska motståndet per ytenhet inte underskrider angivet värde. För byggande av rörledningar rekommende- ras hur röjning, borttagning av matjord och så vidare bör utföras och dessutom ställs krav på markens återställande till ursprung- ligt skick. I föreskrifterna finns angivet den vidd som rörgraven bör ha vid olika lednings- dimensioner. Även djupet diskuteras, bl.a. mot bakgrunden av att antalet rörböjar bör hållas lågt. Föreskrifterna påpekar också att ledningen skall utföras så att andra ledningar och kablar kan repareras utan att rörled- ningen skadas.

Rörledningen utförs vanligen genom hop- svetsning av 12 m långa pipor. I föreskrifter- na betonas att rör som är isolerade måste hanteras försiktigt och att inget ovidkom- mande får komma in iledningen. Anvisning- arna säger också att rörpiporna skall observe- ras så noggrant att eventuella ytliga defek- ter upptäcks. För svetsningsarbetet finns detaljerade anvisningar. Lägsta temperatur som får råda vid svetsning anges — i allmänhet +50C. Sjunker temperaturen un- der denna, måste särskilda åtgärder vidtas om arbetet skall utföras. Endast licensierade svetsare får användas.

Noggranna bestämmelser finns om prov- ning och inspektion av rör både i rörverken och vid läggandet av ledningar. Alla svetsar som utförts på byggnadsplatsen inspekteras visuellt. Därutöver kontrolleras upp till en tredjedel av svetsarna med t. ex. ultraljud. Där ledningen passerar bebyggda eller andra känsliga områden kontrolleras samtliga svet- sar på detta sätt. Bestämmelser finns också för kallbockning. Minsta tillåtna böjningsra- die i förhållande till rördiametern samt ett minsta avstånd till närmaste svetsfog anges.

Normalt ingår också allmänna anvisningar om var ventiler bör placeras på ledningeni säkerhetsbestämmelserna.

Katodiskt korrosionsskydd utförs numera i stor utsträckning och anvisningar för detta är vanligen införda i säkerhetsbestämmelser- na.

Ledningen bör utmärkas på marken så att den kan friläggas om så påfordras. Märkning- en bör innehålla telefonnummer till under- hållspersonalen.

När ledningen är färdigbyggd sker i allmänhet kontroll och rengöring av rörled- ningen genom att den fylls med vatten. Vattentrycket i ledningen höjs till 20—25 % över maximalt arbetstryck för kontroll av tätheten. Trycket hålls kvari 24—48 timmar. Hänsyn tas till eventuella tryckförändringar på grund av temperaturvariationer.

l säkerhetsbestämmelserna understryks vikten av att vid drift bl. a. punkterna nedan noga iakttas av rörledningsbolagen. Dessa faktorer är avgörande för driftsäkerheten hos en rörledning.

OSäkerhetsanordningar för eliminering av varje risk för att för högt tryck uppstår. OVarningssignaler om ledningen av någon anledning blir skadad.

ORegelbunden inspektion. 'Samarbete med lokala myndigheter, brand- kår, polis, vattenverk m. fl. så att omedelba- ra åtgärder kan vidtas om läckage, brand eller annan olyckshändelse inträffar. OFörebyggande av rostbildning i ledningen. ORegelbunden inspektion av katodskydden.

1 1.3 Svensk lagstiftning

] Sverige saknas särskild lagstiftning för stora gasledningar.

I maj 1966 tillsatte kommunikationsmi- nistern en sakkunnig — utredningen om oljeledningar — med uppdrag att utreda behovet av lagstiftning om anläggande och utnyttjande av rörledningar för transport av olja m. m. Enligt direktiven skall utredning— en behandla frågor om expropriation, kon-

cession, ansvarighet för skada orsakad genom anläggningen eller dess drift samt säkerhets- åtgärder. Denna utredning har sedermera samordnat sitt arbete med en utredning — ledningsrättsutredningen — om rätten till dragning av vissa andra typer av ledningar.

Arbetet i dessa utredningar är långt framskridet och resultatet beräknas läggas fram under första delen av år 1972. Enligt vad som blivit bekant torde utredningen om oljeledningar komma att föreslå en lagstift- ning enligt vilken koncession i princip erfordras för anläggande och begagnande av rörledningar för transport av petroleum, naturgas m. m.

Med hänsyn till arbetet inom utredningen om oljeledningar och ledningsrättsutredning- en samt i enlighet med sina direktiv har 1968 års utredning om rörtransport av olja och gas lämnat de rättsliga aspekterna av ett natur- gassystem å sido.

1 1.4 Svenska säkerhetsbestämmelser

Några svenska säkerhets- och konstruktions- anvisningar för stora gasledningar finns inte. I vissa fall är dock den allmänna lagstift- ningen tillämplig för naturgasledningar. De risker som med naturgasledningar föreligger för allmänhet samt drift- och anläggnings- personal är förknippade med dels anlägg- ningsarbetenas karaktär, dels med gasens brandfarlighet och dels med det höga trycket i en gasledning.

För anläggningsarbetenas utförande gäller i tillämpliga delar ”Allmänna Material- och Arbetsbestämmelser”, AMA, speciellt Mark- AMA och VVS—AMA. För allt yrkesarbete gäller vidare arbetarskyddslagen. För yrkes- arbete med bl.a. drift av högtrycksanlägg- ningar gäller speciellt å33 arbetarskyddsla- gen.

För naturgas är vidare förordningen om brandfarliga varor (SFS 568/1961) tillämp- lig. Brandfarlig vara är enligt denna bl. a. ”gas som vid en temperatur av +210Celsius eller därunder kan antändas och brinna i luft (brandfarlig gas)

I förordningen finns ett avsnitt som reglerar transport av brandfarlig vara. Där föreskrivs att rörledning för transport av brandfarlig gas skall vara utförd så, att det föreligger betryggande säkerhet för att det vid transporten inte skall kunna vållas skada genom brand ”eller annorledes”. Kommers- kollegium äger meddela närmare bestämmel- ser om vad som skall iakttas vid transport av brandfarlig gas. Kollegiet skall utfärda de föreskrifter som fordras för tillämpning av förordningen liksom allmänna anvisningar som kan behövas. I en kungörelse 1967 har kollegiet lämnat ett antal föreskrifter beträf- fande utförande, förläggning och provning av rörledning, som är ansluten till cistern. Dessa bestämmelser avser visserligen inte sådan gasledning som vanligen benämns ”pipe- line”, men de grundprinciper som kommit till uttryck i bestämmelserna är tillämpliga på dylik gasledning. Anledningen till att kollegiet ännu inte utfärdat särskilda bestäm- melser om utförande, förläggning, provning och besiktning av pipe-line för transport av brandfarlig gas är att det hittills inte varit aktuellt att bygga någon sådan ledning. Kollegiet har emellertid under hand förklarat sig beredd att påbörja arbetet med bestäm- melser på detta område.

Ledningar för transport av naturgas räk- nas som tryckkärl. Normer för tryckkärl i industrin utfärdas och godkännes av arbetar- skyddsstyrelsen som därvid ser till att arbe- tarskyddslagen är uppfylld. Normerna utar- betas av Tryckkärlskommissionen, som är ett fristående tekniskt organ med anknytning till Ingenjörsvetenskapsakademien. Sålunda har Tryckkärlskommissionen utarbetat ”Rörledningsnormer 1967” vilka användes inom industrin. Dessa normer kan dock inte utan omarbetning användas för naturgasled- ningar. Under år 1971 togs initiativ för att göra en sådan omarbetning. Tryckkärlskom— missionen har upprättat ett arbetsprogram för detta och förklarat sig beredd att admi- nistrera en kommitté för ”Normer för naturgasledningar”. För att genomföra ar- betsprogrammet har ett samarbete redan etablerats mellan Svenska gasföreningen,

Sveriges standardiseringskommission, Sveri- ges mekanförbunds standardcentral och Tryckkärlskommissionen.

I anslutning till förordningen om brand- farliga varor har Svenska gasföreningen utar- betat anvisningar för gasolinstallationer, vil— ka även omfattar regler för utförande av gasledningar. Dessa anvisningar väntas bli godkända av kommerskollegium enligt be- myndigande i förordningen. Därjämte har Gasföreningen utarbetet anvisningar för ut- förande av stadsgasinstallationer som är normgivande för kommunerna.

1 1.5 Utredningens förslag

Mot bakgrund av den bedömda utvecklingen mot gynnsammare förutsättningar för en svensk naturgasimport föreslår utredningen att kommerskollegium i enlighet med sitt bemyndigande i förordningen om brandfar— liga varor utfärdar tillämpningsbestämmelser för anläggande och drift av transportled- ningar för naturgas. Dessa bestämmelser bör även innefatta till ledningen hörande anlägg- ningar såsom kompressor- och tryckreduce- ringsstationer, lagringsanläggningar etc. Utar- betandet av dessa bestämmelser kan lämpligen ske tillsammans med bl. a. Tryckkärlskom- missionen, Svenska gasföreningen och Sveri- ges standardiseringskommission.

12. Miljösynpunkter

12.1. Naturgasens miljöegenskaper

Naturgas är en mycket ren produkt, som varken under hantering, transport eller för- bränning i nämnvärd grad inverkar negativt på miljön. Den skiljer sig därmed från olja, som i alla dessa led medför störningar eller risker för störningar. Jämförelsen med olja ligger närmast till hands, eftersom det just är olja som naturgas kommer att ersätta i Sverige vid etablerande av en eventuell naturgasmarknad.

Den naturgas, som levereras till konsu- menten för uppvärmningsändamål, innehål- ler mellan 80 % och 95 % metan, små mängder etan och tyngre kolväten samt en inte brännbar del, huvudsakligen bestående av kvävgas. Övriga beståndsdelar som inte är brännbara och som kan ingå i obehandlad naturgas avlägsnas liksom eventuella flytande kolväten redan på utvinningsorten (jfr av- snitt 3.l). Normalt innehåller gasen inga korroderande ämnen. ] enstaka fall kan dock små mängder svavelväte — under 0,1 % — förekomma.

Den renade naturgasen är praktiskt taget luktfri. Den är inte heller gftig. Endast om svavelväte skulle ingå i halter omkring eller över 0,1 % får gasen en karaktäristisk lukt och blir i viss mån giftig. Den naturgas som distribueras till konsumenterna luktar dock. För att underlätta upptäckten av läckage tillsätts nämligen mycket små mängder

starkt luktande ämnen, t. ex. metylmerkap- tan. Naturgas är lättare än luft och bildar tillsammans med luften mycket explosiva blandningar. Den största faran vid ett gas- läckage är därför explosionsrisken och av den anledningen måste såväl transport- som lagringssystem samt distributionsnäten och konsumenternas anläggningar byggas med betryggande säkerhet.

Skulle tillfälliga naturgasläckage inträffa, avgår gasen snabbt i luften utan att efterläm- na några restprodukter på mark eller i vatten. Detta innebär från vattenvärdssyn- punkt en stor fördel för naturgas vid jämförelse med olja.

12.2. Transportsystemets effekter

Ett rörtransportsystem för naturgas består av rörledningsnät, reducer- och mätstationer, kompressorstationer samt centraler för drift- kontroll. Av dessa anläggningar är det främst kompressorstationema som kan ge miljöpå- verkan. Större stationer brukar utrustas med turbokompressorer, som direkt drivs av gasturbiner, varför risken för bullerstörning- ar från kompressorstationema måste beak- tas.

Rörledningarna läggs i möjligaste mån under jord och efterlämnar få synliga spår i naturen. Ett läckage på en nedgrävd ledning, vilket är sällsynt på moderna rörsystem,

synes inte medföra någon risk för vattenför- orening. De smärre naturgasförekomster inom Sverige, som finnsi bl. a. Östergötland, har inte påverkat vare sig vattentillgångar eller vegetation trots att gasen på sina håll tränger fram kontinuerligt ur marken, ur vattendrag och även ur enstaka dricksvat- tenbrunnar.

1 Nederländerna konstaterades ökad död- lighet för träd i städer när man i början av 1960-talet gick över från stadsgas till natur- gas. Förklaringen till att fenomenet uppträd- de just vid övergången är att de gamla rörledningssystemen, som hållit tätt för stadsgasen, började läcka i liten skala för naturgasen. Anledningen till läckagen var att naturgas i motsats till stadsgas är nästan helt torr och därmed torkade ut vissa packningar i rörskarvarna, som inte var svetsade. En bidragande faktor var också att naturgas distribueras med högre tryck än stadsgas. Den ökade träddödligheten berodde inte på att gasen var giftig utan på att den rubbat syrebalansen i marken genom att gasutbytet med luften hindrades av gatornas asfaltbe- läggning. Därmed påverkades bl. a. rotsyste- men skadligt. Problemen med vegetations- skador torde nu ha lösts genom att man tätat rörskarvarna och ordnat med ventilation genom gatubeläggningen så att marken åter- fått sin normala syrebalans.

1 2.3 Miljöpåverkan ningar

från lagringsan lägg-

Naturgas kan lagras i gasform eller kondense- rad som vätska, vilket mer i detalj diskute- rats i kapitel 7. I det senare fallet måste temperaturen vara mycket låg, —161,5Q C. Så låga temperaturer ställer stora krav på konstruktionsmaterialen för cisterner. Kon- denserad naturgas kan förutom i cisterner lagras i oinklädda håligheter i marken (lösa jordlager) täckta med gastätt tak. Hålrum- men göres gastäta genom nedfrysning av omgivande mark. Vid lagringen avdunstar små mängder gas. Värden mellan 0,003 % och 0,3% har uppmätts. Den avdunstade

gasen tillvaratas och ger således inte upphov till någon luftförorening.

Gas, som lagerhålles i kondenserad form, måste förgasas för att kunna distribueras i rörledningar. Vid förgasningen går det för uppvärmning via värmeväxlare åt stora mäng- der vatten som därvid avkyles. Sådant vattenutsläpp torde dock inte påverka vat- tenmiljön, om recipienten är lämpligt vald.

Lagring i gasform i stor skala kommer bara i fråga när geologiskt bildade reservoa- rer i underjorden kan utnyttjas (se kapitel 7). Metoden har med framgång använts under många åri utlandet.

På senare tid har man, framförallt i Förenta staterna och Sovjetunionen under- sökt möjligheterna att genom sprängning med kärnladdningar åstadkomma underjor- diska lagringsutrymmen. Tekniken härför är ännu inte färdigutvecklad. Det är främst riskerna för strålning och förorening med radioaktivt material som måste ägnas upp- märksamhet.

Som redan nämnts i kapitel 11 angående lagstiftning och säkerhet finns det i bl.a. Frankrike en särskild lagstiftning för under- jordisk lagring av gas. Den har tillkommit för att i första hand skydda grundvattnet från föroreningar. Risk för sådana uppträder bl. a. vid borrningar och andra arbeten med anläggningen. Såvitt utredningen vet har det aldrig förekommit att s. k. geologisk gaslag- ring givit några skador på vattentäkter. En noggrann prövning av föroreningsriskerna måste dock ske i varje enskilt fall om det skulle bli aktuellt med underjordisk lagring av naturgas i Sverige.

12.4. Förbränningsrester

Förbränning av fossila bränslen i olika energianläggningar ger stora mängder luftför- oreningar. För fasta anläggningar spelar i Sverige den tjocka eldningsoljan en domine- rande roll som föroreningskälla. Den innehål- ler bl.a. svavel, som vid förbränning till största delen övergår till svaveldioxid. Även andra föroreningar såsom kväveoxider, kol-

oxider och partiklar bildas vid förbränning- en. Eldningsoljans svavelhalt utgör i viss mån ett mått på de luftföroreningar den kan ge upphov till.

Utsläpp av svavel, som huvudsakligen sker i form av svaveldioxid, ger upphov till två typer av problem. Det ena uppträder i föroreningskällomas omedelbara närhet. Där kan svaveldioxid förekomma i luften i koncentrationer som menligt påverkar män- niskans hälsa och ger skador på vegetation och material. Dessa direkta effekter av svaveldioxid är begränsade till ett avstånd av några kilometer från källan. Hur höga halter- na blir i omgivningen beror på källornas utformning, deras bränsleförbrukning, me- teorologiska förutsättningar samt några andra faktorer. Det andra svavelproblemet består i deposition av svavelsyra. Detta ger en ackumulerande förändring i mark- och vattensystem och kan därigenom ändra de biologiska betingelserna. Dessa effekter av svavelutsläpp synes kunna förekomma inom ett avstånd av storleksordningen 1 000 kilo- meter från källan. Tänkbara verkningar av surare nederbörd är försämrad skogsåterväxt, minskat utbyte av jordbruket samt fiskdöd till följd av sjövattnets ökade surhetsgrad.

Med hänsyn till dessa effekter har natur- vårdsverket lagt fram ett program för ned- trappning av eldningsoljans svavelhalt. Mål- sättningen är att de totala utsläppen av svaveldioxid inte skall överstiga 1970 års värden. Användning av naturgas, som är svavelfritt, skulle avsevärt kunna bidraga till att uppnå ett sådant mål.

En jämförelse av utsläpp som erhålles vid förbränning av olika bränslen framgår av tabell 1211 och figur 1211. Allmänt kan sägas att renheten från luftvårdssynpunkt ökar då man går från fast över flytande till gasfor- migt bränsle. Kol finns i många olika kvaliteter och innehåller oftast såväl svavel som vissa metaller. Andelen askbildande ämnen är stor i många kolsorter. Förbrän- ning av olja ger per avgiven värmeenhet omkring sex gånger så stor mängd stoft som gas. Kol ger tio till hundra gånger mer stoft än vad gas gör.

Den .koloxid m HC ,kolvöten msnmsvcveloxid mm,,kvöveoxider -So+ man? _Övriq'i'

&&

= Bil- Industri Lokulupp— Krof-t- Avfalls— avgaser vörmninq produktion förbrän-

ning

Figur 12: ] Relativ fördelning av det årliga utsläppet av luftföroreningar i Sverige från olika föroreningskällor.

De stora vinsterna från luftvårdssynpunkt vid övergång från olja till naturgas uppstår emellertid i fråga om utsläppen av svavel- dioxid. Förbättringen kan där bli av storleks- ordningen tusen gånger. År 1970 uppgick det totala svaveldioxidutsläppet i landet till ca 865 000 ton och därav svarade de tjocka eldningsoljorna för 623 000 ton, År 1980 beräknas förbränningen av oljor — exkl. utsläppen från industriella processer — med en antagen oförändrad svavelhalt ge upphov till ett svaveldioxidutsläpp på ca 1 093 000 ton, varav från tjocka oljor ca 930 000 ton. Utgår man ifrån att svavelhalten i oljorna trappats ned till maximalt 1 % blir motsva- rande siffror ca 509 000 ton respektive 431000 ton. Om man antar att naturgas introduceras i Sverige och att förbrukningen når ca 8 miljarder m3 är 1980, innebärande att gasen tar över ca en tredjedel av marknaden för tjocka eldningsoljor, skulle de angivna värdena för svaveldioxidutsläppet från sådana oljor minska i motsvarande mån.

Det bör dock uppmärksammas att utsläpp av svaveldioxid förekommer även i samband med olika industriella processer, främst inom skogs- och metallindustrin. De industriella processutsläppen av svaveldioxid uppskattas för år 1970 till omkring 150 000 ton, eller inemot 20 % av de totala utsläppen av

Tabell 12:I Utsläpp vid förbränning av fossila bränslen Ton per tusen ton oljeekvivalent.

Typ av Svaveloxider Kväveoxider bränsle Anläggningstyp som SO; som N02 Stoft kol bostadsuppvärmning 10— 24 6 14—53 industrianläggn. 14—27 12—14 2— 9 stort ångkraftverk 27 3—14 1—12 olja bostadsuppvärmn. 5 ——50 1— 2 1— 3 industrianläggn. 20— 50 8— 1 2 l— 3 stort ångkraftverk 20—50 12 1 gas bostadsuppvärmn. l— 2 0,25 industrianläggn. 0,001—0,007 4— 5 0,32 7 0,32 stort ångkraftverk

svaveldioxid. Detta innebär att en ersättning av en viss andel av eldningsoljan med gas inte ger en motsvarande minskning av totala svaveldioxidutsläppen med samma andel.

13. Beredskapssynpunkter

13.1. Allmänt beredskapspolitiska aspekter

Sverige är för sin energiförsörjning starkt beroende av import. Oljeprodukternas domi- nans i energibilden framgår av kapitel 4 liksom av delbetänkandet ”Olja i rör”.

Om naturgas skulle börja användas i Sverige kommer den i första hand att ersätta eldningsoljor. Skulle naturgasen komma att stå till förfogande i mycket stora kvantiteter och till låga priser kan den på längre sikt komma att konkurrera även med andra energikällor, främst kärnkraft, vid etablering av nya kraft- och kraftvärmeanläggningar. Naturgas kan vidare komma att användas som industriråvara.

Av distributionsekonomiska skäl blir na- turgas i första hand aktuell för stora energi- förbrukare — värmekraftverk, kraftvärme- verk, fjärrvärmeverk och storförbrukare inom industrin. Dessa avnämare bedriver verksamhet som är av central betydelse för samhällets funktion och som därför måste kunna upprätthållas i tillfredsställande om- fattning under krislägen. Samma gäller om detaljdistribution av naturgas för bostads- uppvärmning blir aktuell.

Om importerad naturgas tas i anspråk för vår fredstida energiförsörjning kommer im- portberoendet inte att minska. Detta gäller vare sig naturgasen ersätter eldningsoljor eller utnyttjas för att täcka tillkommande behov. Om importerad naturgas ersätter

kärnkraft snarare skärps importberoendet. Det behövs därför beredskapsåtgärder för att möta eventuella störningar i naturgastillför- seln. För att nå målet för vår utrikespolitik — alliansfrihet i fred, neutralitet i krig — skall uppnås och vinna förtroende måste samma krav ställas på försörjningsberedskap och uthållighet i krislägen för normalt naturgas- baserad energiförbrukning som för de hittills utnyttjade importbränslena.

Vid bedömningar av naturgasens förut- sättningar på den svenska energimarknaden får man alltså inte förbise beredskapskost- naderna. Utredningen utgår från att ansvaret för försörjningsberedskapen för naturgas kommer att läggas på näringslivet på samma sätt som för övriga petroleumprodukter och att beredskapskostnaderna därmed kommer att tas ut av konsumenterna genom prissätt- ningen.

För närvarande härrör — direkt och indirekt — omkring 75 % av Sveriges oljeim- port från Mellersta Östern och Nordafrika. Oljefyndigheter i t. ex. Nordsjön kan komma att något minska detta beroende. Fyndighe- terna i Mellersta Östern och Nordafrika är dock så stora, att vårt land också i framtiden torde komma att förbli starkt beroende av råoljan från dessa områden. Om en del av oljeimporten ersätts med naturgas kan detta bidraga till att öka Sveriges försörjnings- trygghet vid kriser inom den internationella oljemarknaden, som orsakas av störningar i

För försörjningen med naturgas är ur försörjningsmässiga och säkerhetspolitiska synvinklar en fördelning på flera importkäl- lor till fördel och bör därför eftersträvas.

Om naturgas skulle kunna utvinnas i tillräckliga mängder inom svenskt fastlands— område, bortfaller behovet av särskilda be- redskapsåtgärder för det fall då Sverige inte är indraget i krig. För ett krigsfall blir förhållandet däremot annorlunda, eftersom de mest sannolika fyndområdena för natur- gas har ett i krig utsatt läge och rörlednings- systemet dessutom är sårbart. Tryggad krigs- försörjning av naturgas kräver därför bered- skapsåtgärder liksom för importerad gas.

Även naturgasfyndigheter som kan påträf- fas inom Sveriges del av kontinentalsockeln måste för krigsfallet av samma skäl likställas med importgas. Mera komplicerad blir bered- skapsfrågan för det fall då Sverige inte är indraget i krig men risk finns för krigshand- lingari omgivande farvatten.

Enligt 1958 års Genévekonvention om kontinentalsockeln, som ratificerats av Sveri- ge, har vårt land suverän rätt att utforska och utvinna naturtillgångar på sin del av sockeln även utanför territorialgränsen. När- mare regler om detta finns i lagen (1966:314) om kontinentalsockeln. Enligt denna äger Konungen eller myndighet, som Konungen utser, bestämma att det till skydd för anläggning för utvinning av naturtill- gångar från sockeln skall finnas en säkerhets- zon ”med en utsträckning av högst 500 meter från anläggningens yttersida” liksom också meddela föreskrifter för att trygga säkerhetszonen.

Svensk suveränitet över en anläggning på Sveriges del av kontinentalsockeln för utvin- ning av naturgas och över en säkerhetszon kring denna är sålunda erkänd av de stater, som ratificerat 1958 års Genévekonvention. Trots detta torde man inte kunna bortse från att i ett neutralitetsläge med krig i Sveriges närhet stora risker kan uppstå för naturgas- produktion på kontinentalsockeln. I ett sådant läge är risken också stor för att rörledningen från fyndplats till fastland

skadas. Dessa risker medför att naturgas från i varje fall kontinentalsockeln utanför svenskt territorialvatten för nu ifrågavarande krisläge i försörjningsberedskapshänseende bör likställas med importgas och med hänsyn härtill betingade beredskapsåtgärder vidta- gas.

13.2. Konkreta beredskapsåtgärder för ener- giförsörjningen

I kapitel 7 diskuteras anordningar för belast- ningsutjämning i ett naturgassystem. Sådana anordningar minskar också effekterna av avbrott i leveranserna på grund av skador på ledningsnätet, strejker vid naturgaskällan eller inom rörledningsorganisationen liksom andra störningar, som kan inträffa under normala fredsförhållanden.

Belastningsutjämnande åtgärder i form av lagring kommer dock av ekonomiska skäl att begränsas till det absolut nödvändiga. Sådana åtgärder torde därför endast kunna möta relativt kortvariga störningar och de kan alltså inte ge mer än marginella bidrag till försörjningstryggheten vid längre och allvarli— gare kriser.

För krissituationer, som orsakas av av- spärrning eller krig, fordras beredskapsåtgär- der med en helt annan försörjningsuthållig- het. När det gäller att trygga normalt naturgasbaserad energiförsörjning blir i första hand beredskapslagring av olja aktuell. Framförallt blir det därvid fråga om lagring av eldningsoljor. För speciella ändamål, t. ex. drift av industriugnar, kan det dock vara lämpligare att lagra gasol.

Beredskapslagring av okondenserad natur- gas kan med hänsyn till de stora volymer, varom det blir fråga, knappast tänkas i annan form än 5. k. geologisk lagring. Som anges i kapitel 7 vet man dock ännu inte om det finns möjligheter för denna lagringsmetodi Sverige. Om närmare undersökningar av frågan skulle ge positivt resultat och lag- ringen kan åstadkommas till samma kostnad som en energimässigt likvärdig lagring av olja, kan även beredskapslagring av okonden-

serad naturgas tänkas — dock endast för avspärrningsfallet. Med hänsyn till sårbarhe— ten hos ett naturgassystem bör nämligen beredskapslagring för krigsfallet uteslutande baseras på oljeprodukter.

För lagring av olja som beredskap för n'ormalt naturgasbaserad energiförsörjning talar dels möjligheterna att få en bättre lokalisering av beredskapslagren än med "geologisk” naturgaslagring, dels att man därigenom kan undvika längre avbrott i energitillförseln till försvars- och samhälls- viktiga objekt, som kan bli följden av t. ex. sabotage mot rörledningssystemet.

För att olja skall kunna användas som beredskapslager för naturgas krävs dock att varje förbrukare av naturgas håller sådan utrustning, som medger omedelbar omställ- ning från naturgas till olja med bibehållet effektutbyte. Om användning av naturgas skulle medföra sådan minskning av konven- tionella transportmedel för olja, att återgång i krislägen till oljekonsumtion äventyras genom bristande transportresurser, kan sär- skilda beredskapsåtgärder för att trygga Oljetransporterna bli nödvändiga. Denna frå- ga — som skulle kunna aktualiseras även vid övergång till rörledningstransport i stor skala av oljeprodukter — har berörts av utred- ningen i det tidigare betänkandet ”Olja i rör” (s. 79).

Även om försörjningsberedskapen för na- turgasbundna energibehov baseras på oljelag- ring, kan det av försvarsberedskapshänsyn bli nödvändigt med en extra reparationsbered- skap för att begränsa effekterna av skador på gasledningssystemet inom svenskt territo- rium.

Krisbehoven av naturgas för att tillgodose av statsmakterna fastställd försörjningsut- hållighet för avspärrning respektive krig — omräknade efter bestämda ekvivalenstal till aktuell eldningsoljekvalitet respektive i förekommande fall gasol — ger underlag för att fastställa det totala beredskapslagringsbe- hovet av olja och gasol. Detta lagringsbehov bör fördelas på förbrukare och säljare av naturgas i förhållande till vars och ens konsumtion respektive försäljning. För den-

na basmängdsberäkning bör i övrigt gälla samma regler som för beräkning av oljebas- mängderna i det gällande tvångslagringssyste- met för oljor. Även övriga principer och regler i detta system bör i tillämpliga delar kunna tillämpas på den tvångslagring, som erfordras vid ett införande av naturgas. Det gäller bl. a. fastställande av årligt lagringsmål, lagerlokalisering och andra lagringsföreskrif- ter, rapportering, oljeavgifter och påföljderi överigt.

Utredningen har inte funnit anledning att utarbeta detaljerade förslag till beredskaps- lagringsbestämmelser utan förutsätter att detta uppdrages åt överstyrelsen för ekono- miskt försvar om naturgasen blir aktuell som försörjningskälla för Sverige. Det får då närmare övervägas bl.a. om naturgasfynd inom svenskt territorium kan — vad avser avspärrningsreserv — motivera sådant undan- tag från beredskapslagringsplikt som gäller för skifferolja.

Bland tänkbara naturgaskonsumenter finns åtskilliga stora, redan nu tvångslagrings- pliktiga förbrukare av eldningsoljor. Dessa storförbrukare torde redan av tekniska och kommersiella skäl skaffa sig möjlighet att utnyttja såväl naturgas som olja. För dessa förbrukare medför därför utredningens för- slag sannolikt enbart begränsade merkost- nader för utrustning, som möjliggör omedel- bar omställning. I andra fall, bl. a. då försörjningsberedskapen baseras på gasol, kan mera betydande investeringar bli aktuel- la.

13.3. Beredskapsåtgärder för naturgas sam industriråvara

I kapitel 6, liksom i IVAzs naturgasrapport, behandlas naturgasens förutsättningar som råvara för metallurgisk och kemisk industri. Åtskilliga produkter från dessa industribran- scher är av väsentlig betydelse för totalför- svar och folkhushåll. Om naturgas skulle tasi anSpråk som råvara, måste råvarubehovet tryggas i den omfattning, som önskad för- sörjningsberedskap i krislägen kräver.

Om det visar sig att ”geologisk lagring” av naturgas är omöjlig i Sverige, måste andra vägar prövas. Således kan beredskapslagring ske antingen av oljeprodukter om omställ- ning till sådana är tekniskt möjlig, av kondenserad naturgas eller av de naturgas- baserade produkterna.

Om inte säkerhetsmässiga hänsynstagan- den utgör absolut hinder, bör givetvis den teknisk-ekonomiskt fördelaktigaste kombi- nationen av dessa alternativ väljas.

Det må framhållas, att beredskapslagring av oljeprodukter för råvaruändamål faller utanför oljelagn'ngsförordningen. 1 april 1971 tillkallade dock chefen för handelsdo- partementet särskilda sakkunniga — försörj- ningsberedskapsutredningen — som enligt sina direktiv skall beakta försörjningsbered- skapen bl. a. för den petrokemiska indu- strin. Utredningen förutsätter att försörj- ningsberedskapsutredningen kommer att uppmärksamma de beredskapsåtgärder, som kan behövas om naturgas tas i anspråk som råvara inom svensk industri över huvud taget.

14

14.1. Marknadsbedömning

Utredningen har i delbetänkandet ”Oljai rör” funnit att det föreligger tekniska och ekonomiska möjligheter för att under 1970—talet etablera en rörledning för trans- port av tunna oljeprodukter, huvudsakligen bensin och eldningsolja 1, och att ytterligare och mer detaljerade utredningar med sikte på att bygga ett sådant system är motive- rade. Samtidigt anförde utredningen att det är angeläget att transporter av alla oljepro- dukter rationaliseras, främst genom utökad och samordnad utnyttjning av järnvägstrans- porter. Utredningen framhöll dock att ett eventuellt beslut om att bygga oljeledningar bör anstå till dess utredningen slutfört sitt uppdrag även beträffande naturgasledningar.

Utredningens undersökningar av den tänkbara marknaden för naturgas visar (kapi- tel 6 och 10) att den helt övervägande del av oljemarknaden, som gasen skulle ersätta, utgöres av tjockoljeprodukter. Tillfrågade industriföretag har redovisat att ungefär 0,2 miljoner m3 tunn eldningsolja skulle kunna vara aktuell för att ersättas med gas. I befintliga gasverk kan naturgas komma att ersätta tunna oljeprodukter i samma omfatt- ning. Den med sikte på naturgasanvändning inventerade delen av värmesektorn liksom kraftsektom baseras helt på tjocka produk- ter.

Marknadsbedömningen tyder således på

Naturgassystemets inverkan på rörledningar för olja

att den i ”Olja i rör” skisserade oljeled- ningen för tunna produkter skulle förse en annan marknadssektor med energi än den som en naturgasledning skulle betjäna. I ett längre perspektiv kan kanske ett omfattande naturgasnät komma att successivt erövra vissa ytterligare marknader, som nu försörjs med tunna eldningsoljor. Detta kan gälla naturgasförsörjda fjärrvärmeverk, som i något ökande omfattning kan komma att ersätta tidigare individuellt tunnoljeeldade fastigheter.

14.2. Inverkan på råoljeledningar

Utredningen har i ”Olja i rör” diskuterat oljeledningar för transport av råolja till raffinaderi på ostkusten eller i inlandet. Den samlade marknaden synes ge tillräckligt underlag för lokalisering av ytterligare raffi- naderikapacitet av betydande omfattning på ostkusten, t. ex. i Stockholmsområdet, även om naturgas tillföres landet. Om en sådan lokalisering av ekonomiska eller andra skäl kommer till stånd, kan en råoljeledning från västkust till ostkust bli av intresse. Förutsätt— ningen är givetvis att en sådan ledning anses ge fördelar jämfört med råoljetransporter sjövägen. Denna slutsats från delbetänkandet kvarstår således oberoende av om naturgas introduceras i landet.

I "Olja i rör” gav utredningen uttryck åt

tveksamhet i fråga om raffinaderilokalisering i inlandet. Ett huvudargument för sådan lokalisering har varit att inlandets tjockolje- marknad därigenom skulle kunna tillgodoses utan alltför omfattande tjockoljetransporter. ] betydande grad skulle därför ett inlands- raffinaderis storlek bli bestämt av närområ- dets tjockoljemarknad. Om ett naturgas- system byggs ut i Sverige, skulle emellertid stora delar av det mellansvenska inlandets nuvarande behov av tjockolja kunna ersättas med naturgas. Slutsatsen blir att en naturgas- ledning genom Mellansverige, som berör även Bergslagen, kraftigt skulle försvaga de redan förut begränsade företagsekonomiska förut- sättningarna för raffinaderilokalisering i in- landet.

14.3 Inverkan på produktledningar.

Enligt marknadsbedömningen under 14.1 skulle en produktledning för tunna oljepro- dukter inte i väsentlig omfattning komma att konkurrera med en naturgasledning. Pröv- ningen av en produktledning för tunna oljor är således i huvudsak oberoende av naturgas- frågan.

En ledning för tjocka produkter har i ”Olja i rör” inte ansetts realiserbar med hänsyn till ogynnsamma tekniska och ekono- miska förutsättningar. Vid en utbyggnad av det skisserade naturgasnätet skulle dessutom marknaden för produkterna från en sådan ledning elimineras eller i varje fall reduceras avsevärt.

14.4 Möjligheter till samordning av olje- och gasledningsprojekten

[ ”Olja i rör” har beräknats att vinster kan göras genom minskade investeringar om ca 12 % (ca 35 miljoner kronor) och minskade årliga transportkostnader om ca 10 % om en tjockoljeledning kunde byggas gemensamt med en tunnoljeledning jämfört med separat ledningsdragning.

Preliminära skisser över sträckning för

ledningen för tunna oljeprodukter respektive naturgasledningar indikerar att dessa sanno- likt inte bör följa samma sträckning. Det torde vidare knappast bli aktuellt med en samtidig utbyggnad för båda systemen. Någ- ra möjligheter att göra väsentliga ekonomis- ka vinster genom samordning av själva utbyggnaden av de båda systemen torde därför inte föreligga.

Ett bolag med främst större kunder som intressenter är sannolikt en lämplig organisa- tionsform för ett gasledningsprojekt (se kapitel 10). För ett oljeledningsprojekt har utredningen bedömt att oljebolag tillsam- mans med staten skulle vara intressenter. Ett och samma företag för båda projekten synes sannolikt ej vara en lämplig samordnings- form.

14.5. Inverkan pa' rationaliseringen av olje- transporter via järnväg

Utredningen har i delbetänkandet ”Olja i rör” framhållit möjligheterna att nå gynn- samma transportkostnader via järnväg för större samlade transportvolymer. Detta skul- le uppnås genom samordning mellan oljefö- retagen och inom ramen för fasta planer med hela oljetåg till stora kunder och stora terminaler för vidare distribution.

Utbygges ett naturgasnät som tar över en betydande del av tjockoljemarknaden mins- kar de möjliga jämvägstransporternas om- fattning och därmed försämras i viss mån förutsättningarna för billiga järnvägstrans- porter. De kvarstående volymerna oljepro- dukter, som kan transporteras via järnväg, är dock alltjämt av sådan omfattning att gynn- sammare villkor bör vara möjligt att uppnå genom samordning av transporterna.

15. Förslag till åtgärder

Utredningen konstaterar att det bör finnas tillräckligt stora avsättningsmöjligheter för naturgas i Sverige för att ett naturgassystem skall kunna etableras. (Avsnitt 6.6.) En förutsättning är dock att gasen kan levereras till konsumenterna till ett pris, som är konkurrenskraftigt gentemot eldningsolja. Huruvida denna förutsättning är möjlig att uppfylla kan endast bli klarlagt genom förhandlingar med tänkbara naturgasleve- rantörer. Vidare krävs en noggrann kostnads- beräkning av ett gasdistributionssystem med tanke på de mycket betydande investerings- behov som aktualiseras. Enbart själva huvud- rörnätet för ett system av maximalt diskute- rad omfattning kostar över en miljard kronor att bygga. Inverkan på energimarknaden är också betydande. Vid slutet av 1970-talet skulle ca 10 % av det prognoserade totala energibehovet och ca en tredjedel av prog- noserad tjockoljekonsumtion komma att ersättas av naturgas.

Utredningen har i en särskild skrivelse till chefen för industridepartementet föreslagit, att förhandlingar med tänkbara naturgasleve— rantörer snarast möjligt påbörjas. Utred- ningen noterar med tillfredsställelse att för- beredelser härför nu pågår. Enligt utred- ningens mening är de reella förutsättningarna för att Sverige skall få tillgång till naturgas inom det närmaste decenniet så gynnsamma, att vissa ytterligare förberedelser omgående bör vidtagas.

Den naturgas som kan komma att distri- bueras via de nuvarande stadsgasnäten kom- mer endast att utgöra en mindre del av den totala svenska naturgasförbrukningen. Trots detta bör nedläggning av i varje fall större gasverk ej ske utan hänsyn till de ändrade förutsättningar, som inträder om ett svenskt naturgassystem etableras. (Avsnitt 5.1.)

Det är angeläget att den totala naturgas- kvantitet som tillförs landet är jämt fördelad över året och att de mest kapitalkrävande delarna i naturgassystemet får en så jämn belastning som möjligt. Detta kan bl.a. åstadkommas genom gaslagring. Även om s.k. geologisk lagring inte är en nödvändig förutsättning för etablerandet av ett natur- gassystem, kan sådan lagring ha stor ekono- misk-och beredskapsmässig betydelse. Ge- nom Sveriges geologiska undersöknings för- sorg bör därför förutsättningarna för geolo- gisk lagring i Sverige snarast klarläggas. (Avsnitt 7.3.)

Av betydelse vid bedömning av naturga- sens förutsättningar att konkurrera med andra energislag är kännedom om beskatt- ningen av olika energislag. .Den nuvarande energibeskattningen ger ingen vägledning i fråga om behandlingen av naturgas i skatte- hänseende. Den frågan bör därför snarast klarläggas. (Avsnitt 6.3.)

Ekonomisk betydelse har även de villkor, som av beredskapsskäl fastställes för naturga- sen. Överstyrelsen för ekonomiskt försvar

bör därför få i uppdrag att överväga frågan om beredskapsbestämmelser för naturgas. Så snart det kan konstateras, att det är realis- tiskt med svensk naturgasimport måste detal- jerade bestämmelser utarbetas. (Avsnitt 13.2.) I detta sammanhang vill utredningen också framhålla vikten av att försörjningsbe- redskapsutredningen även studerar lämpliga åtgärder från beredskapssynpunkt, om natur- gas introduceras som en industriråvara. (Av- snitt 13.3.)

Så snart det kan bedömas som sannolikt att naturgas kan inköpas i sådan omfattning och till sådant pris, att avsättning på den svenska marknaden borde kunna ske, måste kostnaderna för erforderliga rörsystem nog- grant beräknas.

Stora krav kommer att ställas på finan- sieringsförmågan hos ett eventuellt naturgas- företag. Utredningen anser det betydelsefullt att de formella förutsättningarna för belå- ning av naturgasledningar förbättras och utgår från att ledningsrättsutredningen kom- mer att lägga fram förslag härom. Utred- ningen föreslår därutöver att staten underlät- tar ledningssystemets finansiering genom statlig kreditgaranti. (Avsnitt 10.4.)

Vidare krävs att de juridiska och säker- hetsmässiga villkoren för ett naturgassystem i Sverige klarlägges. Tillstånds-, skadestånds- och markfrågor behandlas av andra utred- ningar. Beträffande säkerhetsfrågorna före- slår utredningen att kommerskollegium fåri uppdrag att utfärda tillämpningsbestämmel- ser för anläggande och drift av rörtransport— system för naturgas i enlighet med förord- ningen om brandfarliga varor. Kommerskol- legium bör också tillsammans med Tryck- kärlskommissionen utarbeta föreskrifter för naturgasledningar med dessa betraktade som tryckkärl. (Avsnitt 11.5.)

Ett eventuellt införande av naturgas i Sverige kan komma att få en betydande inverkan på den svenska energimarknaden. Förändringarna är dock inte sådana, att de slutsatser som redovisas i det tidigare delbe- tänkandet "01ja i rör” avsevärt rubbas. Utredningens förslag om rationalisering av järnvägstransporterna av olja står kvar. För-

utsättningarna för att uppnå den i betänkan- det angivna lägre prisnivån för järnvägs- transportema försämras vid den begränsning av den samlade transportvolymen för olje- produkter som blir en följd av att en betydande del av tjockoljemarknaden bort- faller.

Eftersom naturgasen huvudsakligen synes komma att användas för eldning hos storför- brukare kommer den väsentligen att konkur- rera med de tjockaste oljeprodukterna. Ut- redningens slutsats från ”Olja i rör”, att det kan vara ekonomiskt motiverat att under 1970-talet bygga ut ett rörtransportsystem för tunna produkter från västkusten till Mälarområdet och dess uppland, kvarstår därför.

KUNGL. BIBL. 2 9 MAJ 1972 STOCKHOLM

0. BILAGA !

& .._ P ." "v " f __ ' i ,. HUVUDLEDNINGAR FOR ' l ' D 0 . Q. . ' . . | 1. ,, , ..: : NATURGAS I EUROPA | . i * I # .. : i ; T E CKE NF ORKLAR/NG: : : : 4 - - . '. + .. , , ' xx Befintlig ledning & . : : , , x -———— Ledning under byggnad . ' / I N . : _ , , , xx eller planer/ng :, '. _ _5': """" Statsgräns ( | * N !. _ r & | : _ ' xx N N : '. N XX . N : .. xx * ' .. *. x X _| 0 . & Xv- : f * : _ * ' ax Fg'GG _.' smcx- * i * - HDLM i X xx NX 's & . TIUMEN xx X & EKOF/SK , x x o C? KLAIPED xx L Q ”V: . . . NOVOSIBIRSKf * & ' . ..,” | ' ' .nu ': : : x' . '. _: 35,3” _ wans AWA; ,fl * » ' 4 ' q , / Ok $... » .."- =. I . 0.1 __- ,—_N ". ov , ”. I x ": / I .__ l » » J ' " ' . .. | ' "..-u. t.f.-'. .. " l . l'l ..." '. o .' l ) ' .! . 1 .nu, e ' ' . |

9

= I . l . I . I . : .v-qo v- 0 O .*1—0 : l' i I . I. I I K . "o.-"'. 6 . . .

Ö * * o . 4” . .. .... o: ; .,e o 1 l . " o r * '- c _ BUCHÅR .' * b 'i. .: _a:— l l : x ' .I* —N I . | .. . .. m ». .oor v.. ... '.'." . l'._.,.-unv..l' *, I ""O' "." ' : 'i " :"" "o . . .» | i | U . u " r * '

.,oi, ,"

Statens offentliga utredningar 1972

Kronologisk förteckning

. Ambetsansvaret Il. Ju. . Svensk möbelindustri. |. . Personal för tyg- och intendenturförvaltning. Fö. . Säkerhets- och försvarspolitiken. Fö.

CKR (Centrala körkortsregistret) K. Reklam I. Beskattning av reklamen. U. . Reklam ll. Beskrivning och analys. U. . Reklam lll. Ställningstaganden och förslag. U.

. Reklam lv. Reklamens bestämningstaktorer. U. . Godsbefordran till sjöss. Ju. . Förenklad löntagarbeskattning. Fi. . Skadestånd IV. Ju. . Kommersiell service iglesbygder. In. . Revision av vattenlagen. Del. 2. Ju. . Ny regeringsform - Ny riksdagsordning. Ju. . Ny regeringsform . Ny riksdagsordning. (Följdtörfatt— ningar) Ju. . Nomineringstörfarande vid riksdagsval . Riksdageni pressen. Ju. . Norge och den norska exilregeringen under andra världskriget. Ju. . Uppsökande verksamhet för cirkelstudier inom vuxen— utbildningen. U. . Läs— och bokvanor i fem svenska samhällen. Littera- turutredningens Iäsvanestudier. U. . Svävarfartslag. K. . Domstolsväsendet IV. Skiljedomstol. Ju. . Högre utbildning — regional rekrytering och samhälls— ekonomiska kalkyler. U. . Vägfraktavtalet ||. Ju. . Naturgas i Sverige. |.

_l—l—A—I—l—D—l omäwnaowmupmbwmu

NNN N & _. _. (AN—OLDCDNI

NN Uli—

Statens offentliga utredningar 1972

Systematisk förteckning

Justitiedepartementet

Ambetsansvaret II. [1] Godsbefordran till sjöss. [10] Skadestånd W. [12] Revision av vattenlagen. Del 2. [14] Grundlagberedningen. 1. Ny regeringsform . Ny riksdags- ordning. [15] 2. Ny regeringsform - Ny riksdagsordning (Följdförfattningar) [16] 3. Nomineringsförfatande vid riksdagsval . Riksdagen i pressen. [17] 4. Norge och den norska exilregeringen under andra världskriget. [18] Vägfraktavtalet II. [24]

Försvarsdepartementet

Personal för tyg- och intendenturförvaltning. [3] Säkerhets- och försvarspolitiken. [4] Kommunikationsdepartementet CKR (Centrala körkortsregistret) [5] Svävarfartsleg. [21] Finansdepartementet Förenklad löntagarbeskattning. [11]

Utbildningsdepartementet

Reklamutredningen. 1. Reklam 1. Beskattning av reklamen. [6] 2. Reklam ll. Beskrivning och analys. [7] 3. Reklam lll. Ställningstaganden och förslag. [8] 4. Reklam IV. Rekla— mens bestämningsfaktorer. [9] Uppsökande verksamhet för cirkelstudier inom vuxen— utbildningen. [19] Läs— och bokvanor i fem svenska samhällen. Litte— raturutredningens läsvanestudier. [20] Högre utbildning — regional rekrytering och samhälls- ekonomiska kalkyler. [23]

lnrikesdepartementet

Kommersiell service i glesbygden. [13]

Industridepartementet

Svensk möbelindustri. [2] Naturgas i Sverige. [25]

Anm. Siffrorna inom klammer betecknar utredningarnas nummer i den kronologiska förteckningen.

Allmänna Förlaget ISBN 91-38-00187-X