buitenland
Nederlands aardgas:
van export naar flexport
Aan de hand van een simulatie van verschillende
seizoenspatronen van vraag en aanbod wordt aangegeven
dat er een behoefte aan grootschalige gasopslag zal
ontstaan, waarmee Nederland een positie als flexibele
leverancier in de Europese gasmarkt kan behouden.
R
Aad Correljé
De auteur is werkzaam bij
de sectie Economie van
Infrastructuren, Faculteit
Technologie Beleid en
Management, TU Delft en
verbonden aan het Clingendael International Energy
Programme.
A.F.Correlje@tudelft.nl
296
ESB 30
ecentelijk gaf het kabinet Balkenende
in haar Visie op de gasmarkt aan dat
Nederland weer een actieve rol in de
Europese gasmarkt moet gaan spelen, als ‘gasrotonde’ voor de inkoop, verkoop
en opslag van in Nederland geproduceerd en
geïmporteerd aardgas (Minez, 2006). Hiermee
lijkt een einde gekomen aan een periode van
terughoudendheid in het voeren van beleid met
betrekking tot de gasindustrie, anders dan het
nastreven van een liberalisering van de gasmarkt.
Deze positie moet gezien worden tegen het licht
van een drietal ontwikkelingen op de internationale
energiemarkt. Die kenmerkt zich door de stijgende
vraag naar olie en gas, vooral in Azië, de toenemende Europese afhankelijkheid van een klein
aantal producenten in Rusland, Noord-Afrika en het
Midden-Oosten en de groeiende verwevenheid van
de regionale gasmarkten in de Verenigde Staten,
Europa en Azië, door de grotere rol van vloeibaar
aardgas (LNG) (Minez, 2006). In navolging van een
recent advies van de Algemene Energieraad en de
Adviesraad Internationale Vraagstukken (AER/AIV,
2005) stelde de minister van economische zaken
bovendien dat de Europese energievoorziening vanuit een geopolitiek perspectief tegemoet getreden
zou moeten worden met een actieve betrokkenheid
van overheden.
Bovendien lijkt de verbouwing van het Nederlandse ‘Gasgebouw’ afgerond te zijn. Dit heeft per
1 juli 2005 geleid tot de opdeling van Gasunie in,
enerzijds, NV Nederlandse Gasunie als gastransportbedrijf en, anderzijds, een handelsbedrijf voor
de inkoop en verkoop van aardgas: Gasunie Trade
& Supply. NV Nederlandse Gasunie is volledig in
staatseigendom gekomen door overname van de
aandelen van de private aandeelhouders Shell en
ExxonMobil. Gasunie Trade & Supply (T&S) blijft
een publiek-private joint venture van Shell (25
procent), ExxonMobil (25 procent) en de Nederlandse Staat (50 procent). T&S koopt gas in van
de Nederlandse Aardolie Maatschappij (NAM), een
50/50 joint venture van Shell en ExxonMobil die het
juni 2006
leeuwendeel van het Nederlandse gas produceert en
het Groningenveld exploiteert, maar ook van kleinere
producenten in Nederland en buitenlandse leveranciers, onder meer uit Noorwegen en Rusland. T&S
verhandelt het ingekochte gas aan retailleveranciers
als Essent, NUON en Eneco, aan grootverbruikers
en aan buitenlandse afnemers.
Het is duidelijk dat de Nederlandse Staat een
centrale rol blijft spelen, als honderdprocenteigenaar
en beheerder van de landelijke infrastructuur en als
vijftig procent aandeelhouder in de handelsactiviteiten, terwijl ook het staatsaandeel in de gasproductie,
via de consortia met Energie Beheer Nederland
(EBN), ongewijzigd blijft. Gegeven het hernieuwde
streven naar een actieve Nederlandse rol op de
Europese gasmarkt, rijst de vraag hoe de overheid
hieraan gaat vormgeven. In dit artikel wordt gekeken
naar een mogelijke marktpositie van Nederland aan
de hand van een analyse van vraag- en aanbodpatronen van importerende en exporterende landen. Naast
de totale jaarlijks verhandelde volumes, zal er vooral
aandacht worden besteed aan de seizoensflexibiliteit
in levering van gas door verschillende leveranciers:
de flexport. Hiertoe zullen data gebruikt worden uit
de IEA Natural Gas Balances and Trade – Historical,
een bestand dat maandelijkse gegevens bevat van de
productie, de import en export, de consumptie en de
toevoeging en onttrekking van gas uit opslagen, over
de periode januari 1984 tot december 2004.
Behoefte aan flexibiliteit
Een belangrijke overweging met betrekking tot de
Europese gasmarkt is dat, omdat de vraag naar gas
blijft groeien, er steeds grotere hoeveelheden gas
vanaf ver gelegen velden naar Europa getransporteerd zullen moeten worden. De noodzaak tot het
importeren van steeds grotere hoeveelheden gas is
het gevolg van een teruglopende ‘eigen’ gasproductie binnen de Europese Unie. De import van gas uit
Noorwegen, Rusland en andere voormalige Sovjetrepublieken, Noord-Afrika en het Midden-Oosten
zal dan ook toenemen. Deze importen zullen deels
plaatsvinden via bestaande en nieuwe langeafstandsÂ
pijpleidingen. Daarnaast zal er vanuit gebieden
overzee vloeibaar aardgas (LNG) met tankers naar
Europa getransporteerd worden, waarna het als gas
verder zal worden geleid via de traditionele transmissie- en distributienetwerken (CIEP, 2004).
Deze marktontwikkelingen hebben belangrijke consequenties voor de manier waarop vraag en aanbod
met elkaar in balans gebracht worden. Deze balans
is essentieel voor het functioneren van het gastransportsysteem, zowel op de korte als de langere
termijn. Op de zeer korte termijn moet er steeds
ongeveer even veel gas in het transportsysteem
ingevoerd worden als er verbruikt wordt. Daarnaast
kent de behoefte aan gas een sterke variatie naar
gelang het moment op de dag, de weekdag en het
seizoen. Dit patroon is opgebouwd uit de stabiele
gasvraag van de industrie, de minder stabiele vraag
van de elektriciteitssector en de sterke seizoensgevoelige vraag van de huishoudens. Tijdens de
ochtend- of een avondpiek van een doordeweekse
dag in een koude januarimaand is de vraag naar gas
veel groter dan op een zomerse zondagmiddag. Het
is noodzakelijk dat, in de eerste plaats, het systeem
voldoende transportcapaciteit heeft om het piekgas te kunnen leveren. In de tweede plaats moet
het aanbod van gas voldoende flexibel zijn om de
dagelijkse, wekelijkse en seizoenspieken en -dalen te
accommoderen.
De groei van het gasgebruik in Europa heeft tot gevolg dat de absolute behoefte aan flexibiliteit stijgt.
Daarnaast zal zich mogelijk een relatieve toename
van de piek voordoen, als gevolg van de groei van
het aantal gasgestookte elektriciteitscentrales. Daar
waar kolengestookte en kerncentrales basislast elektriciteit produceren, worden gasgestookte centrales
over het algemeen in de piek ingezet, als de hoge
prijzen voor elektriciteit de relatief hoge inkoopprijs
voor gas rechtvaardigen (CIEP, 2005).
figuur 1
Gasvoorziening in OECD Europa in 2002 en 2003 (miljoen m3 per maand)
Bron: IEA Natural Gas Balances and Trade – Historical (2005).
figuur 2
Onttrekkingen aan opgeslagen aardgas in OECD Europa (miljard m3)
50
45
40
35
30
25
20
Aanbod van flexibiliteit
Er bestaan verschillende mogelijkheden om voldoende flexibiliteit te creëren. Deze mogelijkheden
hebben betrekking op vraag en aanbod en houden
rekening met verschillende tijdsdimensies. Linepack, het opslaan van gas door drukverhoging in het
leidingsysteem, genereert vooral dagflexibiliteit waarmee bijvoorbeeld de ochtendpiek van de volgende
dag in het leidingnet opgevangen wordt. Dit wordt in
het algemeen toegepast. Afschakelbare contracten
met afnemers die alternatieven voor gas hebben, zoals dual firing met stookolie of diesel, worden minder
toegepast. Dit vergt grote investeringen, onder meer
als gevolg van milieueisen, die het zo nu en dan
omschakelen naar stookolie onaantrekkelijk maken
(Tönjes, 2005).
Aanbodflexibiliteit door middel van variatie in de
productie van gas is van groot belang in de Europese
context. Figuur 1 geeft inzicht in het belang van
de seizoensvariatie van de interne gasproductie in
vergelijking met de import uit Rusland en Algerije.
Het Groningenveld en andere gasvelden in Nederland en het Verenigd Koninkrijk leveren een grote
bijdrage aan deze flexibiliteit. Hoewel deze velden
nog niet leeg zijn, neemt de productiedruk langzaam
af en daarmee ook de flexibiliteit. In het Verenigd
Koninkrijk is dit onherroepelijk. In Nederland bouwt
de NAM op het Groningenveld grote compressoren
15
10
5
0
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Bron: IEA Natural Gas Balances and Trade – Historical (2005).
om de flexibiliteit en capaciteit zoveel mogelijk op peil te houden.
Ook wordt flexibiliteit gecreëerd door de opslag van gas in zoutcavernes, ondergrondse waterlopen (aquifers) of lege gasvelden. Zoutcavernes worden gebruikt
voor kortetermijnflexibiliteit, waar weinig volume en relatief veel send-out capaciteit vereist is. Deze relatief goedkope vorm van opslag is sterk lokaal gericht.
Overal zijn zoutlagen of kleine gasveldjes, maar transport van kortetermijnflexibiliteit door het transmissienet is relatief duur. Naarmate er meer gas op dagbasis
verkocht wordt in de liberaliserende markt, worden dit soort opslagen steeds
aantrekkelijker om te handelen op de spotmarkt.
Aquifers en middelgrote gasvelden worden voor de seizoensopslag van veel
grotere hoeveelheden gas gebruikt. Hoewel de investeringen voor dit soort opslag
hoog zijn, zijn de kosten per m3 opgeslagen aardgas gerekend lager dan de
kosten van cavernes. Vooral Duitsland, Frankrijk en Italië hebben ondergrondse
opslagen, omdat deze landen traditioneel veel inflexibel gas ontvangen uit Rusland, Noorwegen en Noord-Afrika. Figuur 1 laat zien hoe in de zomerperiode de
opslagen gevuld worden en hoe het opgeslagen gas in de winter weer geproduceerd wordt. Ook is zichtbaar hoeveel gas er ieder seizoen per saldo opgeslagen
en onttrokken wordt aan de opslag. De teruglopende eigen flexibele productie
heeft ertoe geleid dat er in Nederland en het Verenigd Koninkrijk ook een aantal
ondergrondse gasopslagen is gebouwd. Figuur 2 illustreert de groeiende trend in
ESB 30
juni 2006
297
het gebruik van opslag in OECD Europa, waarbij de impact van de relatief koude
winter van 1996 opvalt (Ilex, 2005; IEA, 2002).
Het variëren van de gasproductie naar gelang de vraag betekent dat kapitaalintensieve productie- en transportsystemen maar een deel van de tijd gebruikt
kunnen worden. Naarmate de gasvelden verder weg liggen, hogere productiekosten kennen en langere pijpleidingen dan wel meer LNG schepen vereisen en
bij grotere geopolitieke, transit- en marktrisico’s, wordt het economisch minder
aantrekkelijk om via de productie aanbodflexibiliteit te creëren. Daarnaast is het
moeilijk om op grote afstanden met langdurig transport de balans tussen afname
en productie goed te plannen.
Bovengenoemde verschuivingen hebben, enerzijds, een vergroting van de vraag
naar flexibiliteit tot gevolg terwijl, anderzijds, de mogelijkheden tot flexibele
productie afnemen. Figuur 3 toont een simulatie van het voorzieningspatroon
van 2002 en 2003, waar hypothetisch aangenomen is dat er vrijwel geen sprake
meer is van een flexibele interne productie en import. De consequentie is een
toename in de behoefte aan opslagvolume met ongeveer zeventig procent en een
verdubbeling van de noodzakelijke leveringscapaciteit van de opslag.
figuur 3
Gasvoorziening in OECD Europa in 2002 en 2003 bij relatief constante
productie en import (miljoen m3 per maand)
80000
60000
40000
20000
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1
2
3
4
5
6
7
8
9
-20000
-40000
-60000
-80000
Verbruik
EU Productie
Netto Import
Opslag +/-
Opslagsaldo per seizoen
Bron: IEA Natural Gas Balances and Trade – Historical (2005).
figuur 4
Export van gas naar OECD Europa (miljoen m3 per maand)
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
1996
1997
Nederland
1998
1999
Rusland en FSU
2000
Algerije
2001
Noorwegen
Bron: IEA Natural Gas Balances and Trade – Historical (2005).
298
ESB 30
juni 2006
2002
Overige Import
2003
10
11
12
Kansen voor Nederland
Bovenstaande analyse suggereert een toenemende
behoefte aan flexibiliteit. Figuur 4 illustreert de
h
 uidige rol van Nederland in de voorziening van
gas in OECD Europa in vergelijking met de andere
l
Âeveranciers. Het is duidelijk dat Rusland absoluut
gezien grote hoeveelheden levert. Hoewel Noorwegen en Algerije van groot belang blijven, nemen
vanaf midden jaren negentig de leveringen uit
a
 ndere landen toe, vooral uit het Verenigd Koninkrijk. ÂDuidelijk is echter dat Nederland een grote
rol blijft spelen in de voorziening van wintergas
aan Âomliggende landen. Nederland is, ondanks de
r
Âelatieve terugval van het aandeel in totale levering
van gas naar de EU, in staat geweest deze rol te
b
 lijven spelen door middel van de variabele productie van Groningen en een aantal andere velden.
In de toekomst zal de Nederlandse productie
terugvallen en zal de importinfrastructuur voor langeÂ
afstandsgas uit Rusland en Noorwegen en voor LNG
klaar moeten zijn. Er wordt momenteel onderhandeld
over de nieuwe Baltic-leiding, die dertig tot vijftig
miljard m3 gas per jaar gaat aanvoeren. De Russen zijn druk op zoek naar kopers van gas die via
langetermijncontracten voldoende zekerheid bieden
voor banken om de leiding en de bijbehorende upstream faciliteiten te financieren. De Duitse regering
heeft het belang van de Baltic leiding ingezien en
haar gasindustrie min of meer opdracht gegeven in
de leiding deel te nemen. Andere landen, waaronder Nederland, hebben aanvankelijk echter een
meer afwachtende houding ingenomen. Daarnaast
overwegen verschillende partijen de bouw van LNGterminals in Nederland, elk met een jaarvolume van
ongeveer zes miljard m3.
Naast het creëren van importcapaciteit zal er voldoende opslag geconstrueerd moeten worden. Om
minimaal aan de nationale behoefte van seizoensflexibiliteit te voldoen, kunnen leeggeproduceerde
gasvelden worden benut. Om lokale kortetermijnflexibiliteit te creëren, kunnen cavernes benut worden.
Dit is echter een minimumscenario, waarbij uitgegaan wordt van het eigen verbruik. Nederland kan
er ook naar streven de rol van ‘gasbankier’ verder te
blijven spelen (Spanjer, 2004). Gebruikmakend van
de geografisch en geologisch gunstige locatie en van
deels bestaande infrastructuur zou er ook naar gestreefd kunnen worden de levering van wintergas en
andere flexibiliteitbehoeften naar omringende landen
te handhaven of te vergroten. Als er toch investeringen gedaan moeten worden in nieuwe pijpleidingen,
opslag- en lokale transportinfrastructuur om de winterpiek in Nederland te beleveren, lijkt het optimaal
om extra te investeren in flexport, door middel van
een groter volume aan ondergrondse opslag met een
robuustere send-out capaciteit. Capaciteitsuitbreiding van pijpleidingen biedt grote schaalvoordelen
en sterk dalende marginale kosten, indien er in
één keer een grotere pijp of faciliteit geconstrueerd
wordt. Daarbij is er een ruime aanwezigheid van lege
gasvelden van verschillende omvang op verschillende
locaties. Ook is het huidige netwerk nu al geschikt
om flexibiliteit te exporteren naar bestaande markten
en afnemers. De ontwikkeling naar een vrije markt,
met minder rigide langetermijncontracten zal bovendien een stimulans kunnen vormen voor de vraag
naar ‘losse’ flexibiliteit. De waarde daarvan zal mede
bepaald worden op de spotmarkt door prijsverschillen tussen goedkoper gas in de zomer en duur gas in
de winter.
Voorwaarden
Het nastreven van een actieve rol van Nederland in
de Europese gasmarkt ligt vooral in het stimuleren
van investeringen in opslag- en transportcapaciteit.
Daartoe is het noodzakelijk dat de overheid randvoorwaarden schept. Dit is geen vrijblijvende keuze
die nog jarenlang kan worden uitgesteld, aangezien
er duidelijk sprake is van een first mover-voordeel en
van netwerk- en schaalvoordelen. Potentiële concurrentie bestaat er vanuit Noord-Duitsland (Sedlacek, 2005). Wat eenmaal elders aan capaciteit en
infrastructuur gebouwd is, komt niet meer naar
Nederland. Versplintering door het bouwen van veel
kleinschalige capaciteit leidt bovendien tot hogere
kosten en maakt grootschalige investeringen later
minder aannemelijk. Besluitvaardigheid lijkt daarom
geboden.
De Nederlandse overheid zal moeten opereren
binnen de Europese Gasrichtlijn 2003/55/EC, die
zijn interpretatie vindt in de Nederlandse Gaswet
en ministeriële regelingen. Deze regels bieden nog
redelijk veel speelruimte voor een ÂNederlandse Âvisie
op de organisatie van de gasmarkt. De Nederlandse
toezichthouder geeft daaraan invulling in richtlijnen en Âbeleidsregels die de verantwoordelijkheden,
verplichtingen en mogelijkheden bepalen van de
verschillende partijen op de gasmarkt, zoals de
netbeheerder, de Âbeheerders van opslagÂfaciliteiten,
g
 ebruikers van die opslag, etcetera.
Regulering van toegang tot de opslag, als zodanig,
lijkt niet de voornaamste kwestie, want in principe
zou gasopslag zich tot een concurrerende activiteit
moeten kunnen ontwikkelen bij voldoende belangstelling van investeerders (Esnault, 2003). Wat van
groot belang is, is de onzekerheid die investeerders
ondervinden vanwege de regulering. Onder het huidige gesternte kan een investering in gasopslag dan
wel rendabel zijn, maar een onvoorziene wijziging
van de regulering kan een investering in een dure
opslag onrendabel maken. De zekerheid dat een
investeerder niet plotseling met een verandering van
de spelregels geconfronteerd wordt, kan volgens de
Europese wetgeving worden gegeven door middel
van een exemption. Daarmee belooft de regulator de
gasopslag voor een periode van gewoonlijk twintig
jaar met rust te laten. Het gemak waarmee dit geregeld kan worden zal bepalend zijn voor de hoeveelheid gasbergingen die er in Nederland zullen komen.
Naast het vraagstuk van de exemptions zijn er nog enkele zaken die om een
oplossing vragen. Ten eerste dient onderkend te worden dat de gasopslag niet
alleen voor de Nederlandse markt van belang is, maar ook voor omringende
landen. De DTe kijkt bij haar beoordeling van investeringen echter nog steeds alleen naar de Nederlandse markt. Ten tweede is er de rol van Gasunie Transport.
Zal dit bedrijf zich moeten beperken tot een rol als nationale gastransporteur
of zal de DTe toestaan dat het investeert in internationale connecties waaraan
eigenaren van gasopslag en LNG-terminals behoefte hebben? Ten derde zijn er
de vergunningen. Elke gasopslag vereist een MER-vergunning, er gelden strenge
milieueisen en tal van belangenorganisaties kunnen protest aantekenen waardoor
ongewenst veel uitstel of zelfs afstel wordt bereikt. Slechts indien bovenstaande
aspecten op adequate wijze afgewikkeld zijn, kan er sprake zijn van een investeringsklimaat waarin Nederland een rol van belang kan blijven spelen op de
Europese markt voor Flexport.
Conclusie
De rol van Nederland op de Europese gasmarkt wordt in belangrijke mate bepaald door de evolutie van de Europese en internationale energiemarkten en de
positie daarin van aardgas. Verondersteld kan worden dat er sprake zal zijn van
een stevige beleidsconcurrentie tussen de verschillende omringende landen en
hun ondernemingen om een deel van deze activiteiten te kunnen ontplooien. Het
is dan ook noodzakelijk om bij het bepalen van de reguleringskaders voor gasopslag en LNG-terminals tijdig rekening te houden met deze cruciale elementen
voor een geschikt investeringsklimaat voor opslag en de bijbehorende transportcapaciteit, inclusief import en exportmogelijkheden.
Literatuur
AER/AIV (Algemene Energieraad/Adviesraad Internationale
Vraagstukken) (2005) Energiek Buitenlands Beleid:
Energievoorziening als nieuwe hoofddoelstelling. Den Haag:
Algemene Energieraad, Adviesraad Internationale
Vraagstukken.
CIEP (2004) Natural gas supply for the EU in the short to medium
term. Clingendael Energy Paper. Den Haag: Clingendael
International Energy Programme.
CIEP (2005) The European Market for Seasonal Gas Storage.
Clingendael Energy Paper. Den Haag: Clingendael
International Energy Programme.
Esnault, B. (2003) The need for regulation of gas storage: the
case of France. Energy Policy 31 167-174.
FERC (2004) Current State of and Issues concerning Underground
Natural Gas Storage. Washington: Federal Energy Regulatory
Commission, Staff report.
ILEX Energy Consulting (2005) Storage, gas prices and security of
supply. Oxford: ILEX Energy ÂConsulting.
IEA (2002) Flexibility in natural gas demand and Âsupply. Paris:
International Energy Agency.
Minez (2006) Visie op de Gasmarkt. Brief van mr. L.J. Brinkhorst
aan de Tweede Kamer, 17 maart 2006, ET/EM 6009634. Den Haag:
Ministerie van Economische Zaken.
Sedlacek, R. von (2005) Untertage-Erdgasspeicherung in
Deutschland. Erdöl Erdgas Kohle, 121 (11), 397-407.
Spanjer, A. (2004) Nederland gasbankierland, ESB,
17 september, 442-443.
Tönjes, C. (2005) Gas to Power in Europe. IGU/EDI/CIEP
discussion paper. Den Haag: Clingendael International Energy
Programme.
ESB 30
juni 2006
299