Amsterdam, november 2007 In opdracht van het ministerie van Economische Zaken. MKBA Gasopslag. Rob Aalbers Michiel de Nooij Joost Poort

MKBA Gasopslag

Amsterdam, november 2007 In opdracht van het ministerie van Economische Zaken

MKBA Gasopslag

Rob Aalbers Michiel de Nooij Joost Poort

Roetersstraat 29 - 1018 WB Amsterdam - T (+31) 20 525 1630 - F (+31) 020 525 1686 - www.seo.nl - [email protected] ABN-AMRO 41.17.44.356 - Postbank 4641100 . KvK Amsterdam 41197444 - BTW 800943223 B02

“De wetenschap dat het goed is” SEO Economisch Onderzoek doet onafhankelijk toegepast onderzoek in opdracht van overheid en bedrijfsleven. Ons onderzoek helpt onze opdrachtgevers bij het nemen van beslissingen. SEO Economisch Onderzoek is gelieerd aan de Universiteit van Amsterdam. Dat geeft ons zicht op de nieuwste wetenschappelijke methoden. We hebben geen winstoogmerk en investeren continu in het intellectueel kapitaal van de medewerkers via promotietrajecten, het uitbrengen van wetenschappelijke publicaties, kennisnetwerken en congresbezoek.

SEO-rapport nr.: 2007-90 ISBN: 978-90-6733-425-9

Copyright © 2007 SEO Economisch Onderzoek Amsterdam. Alle rechten voorbehouden. Het is geoorloofd gegevens uit dit rapport te gebruiken in artikelen en dergelijke, mits daarbij de bron duidelijk en nauwkeurig wordt vermeld.

Inhoudsopgave Samenvatting........................................................................................................................ i 1

Inleiding.......................................................................................................................1

2

De markt voor seizoensflexibiliteit ............................................................................. 3

3

4

2.1

De verschillende opties..........................................................................................................3

2.2

De kosten van seizoensopslag in een gasveld....................................................................6

Markt- en overheidsfalen ............................................................................................ 9 3.1

Dreigende overheidsregulering.............................................................................................9

3.2

Onvoldoende diversificatie investeringsrisico ...................................................................9

3.3

Geen betrouwbaar prijssignaal op de continentale spotmarkten, waaronder de TTF .........................................................................................................................................15

3.4

Werkvolume voor extreme winters niet altijd rendabel .................................................15

3.5

Invloed tarief GasTerra op rentabiliteit van opslag ........................................................20

3.6

Inkoop capaciteit door GTS...............................................................................................23

3.7

Beleidsconcurrentie vanuit omringende landen ..............................................................24

3.8

Samenvattend ........................................................................................................................26

Maatschappelijke kosten-batenanalyse .....................................................................27 4.1

Bespreking nulalternatief: Bestaand beleid.......................................................................27

4.2

Bespreking projectalternatieven .........................................................................................27

4.3

Beschrijving NATGAS Model ...........................................................................................30

4.4

Resultaten MKBA ................................................................................................................31

4.5

Gevoeligheidsanalyses..........................................................................................................39

4.6

Conclusies ..............................................................................................................................42

Referenties .........................................................................................................................45

SEO ECONOMISCH ONDERZOEK

MKBA GASOPSLAG

i

Samenvatting De dalende productieflexibiliteit van gasvelden in Noordwest-Europa – met name het Groningenveld – gekoppeld aan de toenemende vraag naar aardgas maken het waarschijnlijk dat de vraag naar additionele seizoensflexibiliteit in de komende decennia fors zal toenemen. Het ministerie van Economische Zaken heeft SEO Economisch Onderzoek gevraagd om een maatschappelijke kosten-batenanalyse (MKBA) uit te voeren naar beleid dat de opslag van aardgas in Nederland stimuleert. Er zijn drie maatregelen doorgerekend: een subsidie op kussengas, de introductie van een termijncontract door de Staat en de introductie van een termijncontract door de Staat in combinatie met een afdracht voor het gebruik van lege gasvelden. Bij de doorrekening van de effecten is gebruik gemaakt van het NATGAS model van het CPB. De verantwoordelijkheid voor de resultaten berust volledig bij SEO Economisch Onderzoek. Potentiële bronnen van seizoensflexibiliteit Op voorhand kan additionele seizoensflexibiliteit door vier verschillende bronnen geleverd worden. Dat zijn: lange afstand productieflexibiliteit, opslag in lege gasvelden, een hogere prijselasticiteit van de vraag via de (spot)markt en LNG importterminals. De eerste twee bronnen zijn de traditionele bronnen van seizoensflexibiliteit. De laatste twee lijken in opkomst te zijn. Zo leverde de spotmarkt in het Verenigd Koninkrijk in maart 2006 – na het uitvallen van de grootste gasopslag Rough – flexibiliteit in de orde van grootte van 10% van de gasvraag. In de laatste jaren heeft de LNG importterminal op Isle of Grain maximaal 0,4 bcm aan seizoensflexibiliteit geleverd. De afweging tussen de verschillende bronnen van seizoensflexibiliteit wordt beïnvloed door de kosten en beschikbaarheid van de verschillende opties. Legitimiteit van overheidsbeleid Om te kunnen onderbouwen of overheidsingrijpen vanuit een economische invalshoek legitiem is, is nagegaan welke vormen van markten overheidsfalen aanwezig zijn op de markt voor gasopslag. Als er namelijk sprake is van markt- of overheidsfalen, dan is het mogelijk dat de overheid door in te grijpen op de markt, de maatschappelijke welvaart kan verhogen. Een voorwaarde daarvoor is dan wel dat er – als gevolg van het overheidsingrijpen – geen nieuw overheidsfalen optreedt waarvan de effecten zodanig zijn, dat het netto welvaartseffect van overheidsingrijpen negatief wordt.

De belangrijkste vorm van marktfalen die op de markt voor gasopslag aanwezig is, is dat er wellicht onvoldoende mogelijkheden bestaan om het investeringsrisico op kussengas af te dekken. Het gevolg hiervan is dat het investeringsrisico bij de investerende partijen komt te liggen. Het aantal partijen dat wil (kan) investeren in gasopslag daalt daardoor. Voor kleinere investeerders zal het risico namelijk te groot worden. De markt vooropslag wordt hierdoor minder concurrerend, waardoor er minder opslag zal worden bijgebouwd. Of, en in welke mate, er daadwerkelijk sprake is van marktfalen kon niet worden vastgesteld. Een goed ontwikkelde termijnmarkt ontbreekt weliswaar, maar marktpartijen zouden alternatieve mogelijkheden kunnen gebruiken om het risico op kussengas af te dekken. De belangrijkste daarvan is de Over The Counter (OTC) markt. De onderzoeksgroep heeft echter onvoldoende zicht op de omvang en


ii

SAMENVATTING

werking van deze markt. De overheid zou de mogelijkheid kunnen introduceren om een termijncontract voor kussengas af te sluiten. De overheid verkoopt dan een deel van het aardgas op termijn tegen een van te voren vastgestelde prijs. Voor de overheid leidt dit tot stabilisatie van de inkomsten uit aardgas. Deze maatregel kan gepaard gaan met overheidsfalen doordat de overheid de prijs van het termijncontract verkeerd vast stelt. Termijncontracten op de oliemarkt en op andere gasmarkten (NBP en Henry Hub) lijken echter voldoende informatie te geven om een marktconforme prijs vast te kunnen stellen. De invloed van de overige vormen van markten overheidsfalen lijken om verschillende redenen beperkt van omvang te zijn. Zo blijkt uit de resultaten van de MKBA dat de invloed van de afschrijvingsfaciliteit voor kussengas in Duitsland minimaal is en in ieder geval volledig wordt opgeheven door de invoering van een termijncontract. Ook de afwezigheid van een goedontwikkelde spotmarkt lijkt geen grote barrière te zijn, omdat investeerders in gasopslag de mogelijkheid hebben om via een open season een indruk te krijgen van de marktwaarde van een gasopslag. Ook de publieke taak van GTS om tussen de -9 en -17 capaciteit in te kopen voor kleinverbruikers werkt niet marktverstorend en is zelfs gewenst omdat het marktfalen van onderinvesteringen in gasopslag voorkomt. De totale inkoop van capaciteit verandert immers niet doordat GTS capaciteit inkoopt, alleen de koper verandert van gedaante. Alleen in het geval dat GTS ongemerkt de inkoop van capaciteit zou kunnen verminderen, kan sprake zijn van overheidsfalen. Het effect van het capaciteitstarief van GasTerra is onduidelijk. Weliswaar stimuleert het tarief de bouw van piekopslag boven seizoensopslag, maar de capaciteitsbeperking die op het Groningenveld is opgelegd (maximaal 425 bcm in 10 jaar) kan zodanig zijn dat GasTerra geen additionele seizoensflexibiliteit uit Groningen kan verkopen. Uitkomsten MKBA Mede op basis van de bovenstaande analyse naar de legitimiteit zijn drie projectalternatieven gedefinieerd, die met behulp van het NATGAS model zijn doorgerekend. Deze projectalternatieven zijn:

1. 2. 3.

De introductie van een subsidie op kussengas van omgerekend € 0,036 per m3 werkvolume; De introductie van een termijncontract door de Staat; en De introductie van een termijncontract door de Staat plus de introductie van een afdracht aan de Staat voor het gebruik van lege gasvelden.

De uitkomsten van deze projectalternatieven zijn vergeleken met de uitkomsten onder het gekozen nulalternatief (geen verandering van beleid). Hieronder worden de belangrijkste conclusies weergegeven. Een subsidie op kussengas levert altijd een negatief welvaartseffect op. Dit is a-priori te verwachten aangezien geen marktfalen is geconstateerd dat overheidssubsidie op welvaartstheoretische gronden rechtvaardigt. Meer in detail zijn twee redenen aan te wijzen voor het negatieve welvaartseffect van een subsidie. De eerste reden is dat aan elke gebouwde opslag in Nederland subsidie wordt gegeven, terwijl de baten van de subsidie in belangrijke mate weglekken naar het buitenland (in de vorm van lagere prijzen voor buitenlandse consumenten). Nederland draagt echter wel de volledige lasten van de subsidie. De tweede reden is dat de


SAMENVATTING

iii

subsidie het verschil (de spread) tussen zomer- en winterprijzen van aardgas verlaagt. De inkomsten uit het Groningengas – dat vooral in de winter verkocht wordt – lopen hierdoor terug. Afhankelijk van het scenario resteert een welvaartsverlies van tussen de € 223 en € 832 miljoen. De introductie van een termijncontract resulteert altijd in een positief welvaartseffect. De reden hiervoor is dat de maatregel zelf – in termen van welvaart – neutraal is. Een voorwaarde daarvoor is wel dat de verkoop van kussengas via termijncontracten door de overheid tegen marktconforme prijzen plaatsvindt. Ook in dit geval dalen de opbrengsten van het Groningengas, omdat een termijncontract de gepercipieerde kosten van gasopslag voor de investeerder verlaagt. Daar tegenover staat dat consumenten profiteren van lagere prijzen. De maatregel resulteert in een welvaartswinst van tussen de € 140 en € 240 miljoen. Het belang van een termijncontract zit hem vooral in het feit dat de keuze van een investeerder om flexibiliteit te leveren via gasopslag of via LNG niet langer wordt verstoord door het marktfalen op de termijnmarkt. Afhankelijk van toekomstige ontwikkelingen op de gasmarkt kan een investeerder dan zowel kiezen voor flexibiliteit uit LNG import als voor flexibiliteit uit opslag. De introductie van een termijncontract in combinatie met afdracht voor het gebruik van lege gasvelden resulteert in de grootste welvaartswinst. De afdracht kan alleen succesvol geïntroduceerd worden als het bouwen van opslag goedkoper is dan het bouwen van opslag in het buitenland of als de Nederlandse overheid wel een termijncontract heeft geïntroduceerd en buitenlandse overheden dat niet hebben gedaan (door deze maatregel wordt het bouwen van gasopslag voor een investeerder immers ‘goedkoper’ omdat zijn vereiste rendement op het geïnvesteerde vermogen daalt). De maximale welvaartswinst bedraagt € 1,2 miljard, waarvan € 1,1 miljard voor rekening komt van de afdracht. Samenvattend kan dus worden gesteld dat de welvaartseffecten van de maatregelen worden bepaald door de vraag of er sprake is van een subsidie (negatief welvaartseffect) of van een afdracht (positief welvaartseffect). De introductie van een termijncontract heeft slechts een geringe invloed op de welvaart, maar zonder termijncontract is de introductie van een afdracht onmogelijk.


MKBA GASOPSLAG

1

1

Inleiding

De dalende productieflexibiliteit van gasvelden in Noordwest-Europa – met name het Groningenveld – gekoppeld aan de toenemende vraag naar aardgas maken het waarschijnlijk dat de vraag naar additionele seizoensflexibiliteit in de komende decennia fors zal toenemen. Het ministerie van Economische Zaken heeft in dat kader aangegeven dat investeringen in gasopslag in Nederland om twee redenen van belang zijn (EZ, 2007). De eerste reden is dat investeringen in gasopslag de Nederlandse voorzienings- en leveringszekerheid op de langere termijn waarborgen. De tweede reden is dat het de Nederlandse positie als belangrijk gasland in Noordwest Europa handhaaft ook als de Nederlandse productie afneemt. In dat verband wordt ook wel gesproken over de zogenaamde ‘gasrotonde’. Aan de vraag naar seizoensflexibiliteit kan op verschillende manieren worden voldaan. Veel genoemde opties daarbij zijn lange afstand productieflexibiliteit en opslag in lege gasvelden. Minder vaak genoemde opties zijn het marktmechanisme en LNG importterminals. Welke optie uiteindelijk de voorkeur verdient, is afhankelijk van vele factoren, waaronder in ieder geval de kosten van de verschillende opties, het risico dat marktpartijen lopen en de technische (on)mogelijkheden. Om de kosten en baten van de verschillende opties systematisch tegen elkaar af te wegen kan het opstellen van een maatschappelijke kosten-batenanalyse (MKBA) behulpzaam zijn. Dit dwingt namelijk om te beschrijven welke effecten precies een rol spelen, na te gaan wat het effect precies veroorzaakt, hoe deze effecten in kosten en baten zijn in te delen en welke effecten tegen elkaar wegvallen. Bij de bepaling van deze effecten is gebruik gemaakt van het NATGAS model van het Centraal Planbureau.

Verantwoording Dit rapport is in opdracht van het ministerie van Economische Zaken vervaardigd door SEO Economisch Onderzoek. Wij hebben hierbij gebruik kunnen maken van commentaar op eerdere conceptversies van dit rapport door de leden van de begeleidingsgroep: Donald Voskuil (EZ), Hans van Gemert (EZ), Sybren Hornstra (EZ), Hans Kool (EZ) en Herman Snoep (EZ). Ook Gijsbert Zwart (CPB) heeft commentaar geleverd op eerdere versies. Hij heeft tevens met behulp van het NATGAS model de berekeningen gemaakt die ten grondslag liggen aan de conclusies van dit rapport. De verantwoordelijkheid berust volledig bij SEO Economisch Onderzoek.

Leeswijzer Dit rapport is behalve deze inleiding opgebouwd uit drie hoofdstukken. Voorin het rapport is een samenvatting opgenomen. In hoofdstuk 2 beschrijven we de verschillende opties die potentieel seizoensflexibiliteit kunnen leveren. Daarnaast wordt ingegaan op de kosten van opslag in lege gasvelden. In hoofdstuk 3 wordt een analyse gemaakt van de markt voor gasopslag in termen van markten overheidsfalen. Hoofdstuk 4 bevat de resultaten van de MKBA en toetst de robuustheid van deze resultaten middels een gevoeligheidsanalyse.


MKBA GASOPSLAG

2

3

De markt voor seizoensflexibiliteit

In dit hoofdstuk wordt een overzicht gegeven van de verschillende opties die in de markt voorhanden zijn om seizoensflexibiliteit te leveren. Daarnaast wordt ingegaan op de kosten van opslag in lege gasvelden.

2.1 De verschillende opties De vraag naar gas is niet constant, maar fluctueert tussen dag en nacht, zomer en winter en zachte en strenge winters. Een belangrijke oorzaak van deze fluctuaties in de gasvraag zijn de temperatuurverschillen. Tijdens koude periodes is de vraag naar ruimteverwarming veel groter dan tijdens (relatief) warme periodes. Er bestaan verschillende mogelijkheden om deze fluctuaties in de gasvraag op te vangen. Tabel 1 geeft een overzicht van de verschillende opties en hun geschiktheid om seizoensflexibiliteit te leveren.1 Merk op dat de seizoensflexibiliteit over het algemeen door verschillende opties zal worden geleverd. Tabel 1

De geschiktheid van verschillende opties om seizoensflexibiliteit te leveren

Optie Productieflexibiliteit Ondergrondse opslag (gasvelden en aquifers) Ondergrondse opslag (zout caverns) Afschakelbare contracten Via de markt (vraagrespons) LNG opslag LNG import terminals Lage druk opslag Line pack Bron:

Geschikt voor seizoensflexibiliteit? Ja Ja Nee2 Nee Ja Nee Ja Nee Nee

CIEP (2006)

We bespreken hieronder kort de mogelijkheden van de flexibiliteitsopties uit Tabel 1 om seizoensflexibiliteit te leveren. Een eerste mogelijkheid om fluctuaties in de gasvraag op te vangen is door middel van flexibele gasproductie. Contracten met leveranciers bieden de mogelijkheid om flexibel gas af te nemen. Het kan daarbij ook gaan om seizoensflexibiliteit. In deze studie maken we geen (principieel) onderscheid tussen korte of lange afstand productieflexibiliteit. De reden daarvoor is dat we alleen kijken naar seizoensflexibiliteit. De responstijd van productie is daarbij niet van belang.3 Of flexibiliteit vanuit een bepaalde productielocatie interessant is, wordt bepaald door de (meer)kosten van overdimensionering van zowel de productielocatie als de pijpleiding. In Nederland bestaat de unieke mogelijkheid om de flexibele gasvraag op te vangen door middel van het Groningenveld. Dit veld produceert veel gas in de winter en weinig in de

1

2 3

Deze paragraaf is voornamelijk gebaseerd op CIEP (2006). De tabel is samengesteld op basis van een mix van technische en economische criteria. Daarnaast is gebruik gemaakt van ILEX (2005), Mulder en Zwart (2006) en IEA(2007). Een zeer grote hoeveelheid zoutcavernes kan bijdragen aan de opvang van seizoensflexibiliteit. Zo duurt het in de winter acht uur om gas van Groningen naar Zeeland te transporteren, terwijl dit in de zomer twee dagen in beslag neemt. SEO ECONOMISCH ONDERZOEK

4

HOOFDSTUK 2

zomer en kan ook worden ingezet om week-, dagen uurflexibiliteit te leveren. Deze vormen van flexibiliteit vallen buiten het bestek van deze studie. Echter, door de voortgaande uitputting van het Groningenveld neemt deze zogenaamde balansfunctie langzaam maar zeker af. Een tweede manier om de flexibele vraag naar gas te ondervangen is de grootschalige opslag van gas (seizoensopslag). Gas kan op twee vergelijkbare manieren worden opgeslagen, namelijk in een leeg gasveld of in een aquifer (aardlaag die watervoerend is). De aanpassingen om van een leeg gasveld een opslagruimte te maken duren vijf tot acht jaar.4 Het bouwen van een aquifer duurt bijna twee keer zo lang, namelijk tien tot twaalf jaar. Als een gasveld klaar is voor opslag duurt het gemiddeld een half jaar om de ruimte te vullen en wordt deze binnen twee tot drie maanden geleegd. Het volume van een dergelijke opslagruimte ligt tussen 1 en 5 bcm. De capaciteit om gas vrij te geven is ongeveer 30 mcm/dag, wat gelijk staat aan de hoeveelheid gas die gebruikt wordt door een miljoen huishoudens op een koude winterdag. Omdat gas onder constante hoge druk moet worden opgeslagen bestaat de opslagruimte uit werkgas en kussengas. Het werkgas is bruikbaar, voor seizoensopslag, terwijl het kussengas dient als productiemiddel om gas uit de gasopslag te kunnen halen. De mogelijkheid om grote hoeveelheden gas vrij te geven maakt gasopslag uitstekend geschikt om seizoensflexibiliteit op te vangen. De gasopslag wordt echter ook wel gebruikt om kleinere fluctuaties in de vraag te onderschrijven. Een derde manier om de variabele vraag naar gas op te vangen is door gas op te slaan in zoutlagen (caverns). Dergelijke opslagruimtes kunnen veel sneller worden gevuld en geleegd dan lege gasvelden en aquifers, waardoor zelfs wisselende vraag per uur kan worden opgevangen. Gemiddeld duurt zowel het vullen als het legen hiervan tussen de 10 en 30 dagen. De opslag in het zout bestaat vaak uit een verzameling van verschillende ruimtes, die elk een volume hebben van 30-70 miljoen mcm en 2-4 mcm/dag kunnen vrijgeven. Het bouwen van de ruimtes gaat sneller en is goedkoper dan de aanpassing van gasvelden, omdat de schaal veel kleiner is. De opslag in zout is voornamelijk geschikt om kleine fluctuaties in de vraag naar gas op te vangen, maar kan als de verzameling opslagruimtes zeer omvangrijk is ook een instrument zijn om seizoensflexibiliteit op te vangen. Een vierde manier om de wisselende vraag naar gas te ondervangen is door middel van afschakelbare contracten. Deze contracten geven aanbieders van gas de mogelijkheid om de levering van gas gedurende een bepaalde periode te verminderen of zelfs stop te zetten. Afnemers van deze contracten krijgen vaak korting en hebben meestal de optie om over te schakelen op olie. Sommigen industrieën kunnen ook de productie stopzetten in bepaalde periodes. Echter, voor veel industrieën is gas slechts een klein onderdeel van de variabele kosten en wordt overschakeling op olie beperkt door milieuregulering. Voor dergelijke industrieën zijn afschakelbare contracten dan ook niet interessant. Afschakelbare contracten worden over het algemeen alleen gebruikt voor de opvang van wekelijkse, dagelijkse of uurschommelingen in de gasvraag.

4

De totale lead-time is opgebouwd uit de tijd die nodig is voor het krijgen van de benodigde vergunningen plus de tijd die nodig is om te investeren. De literatuur suggereert dat de totale lead-time vijf tot acht jaar is (CIEP, 2006). Volgens het International Energy Agency duurt het minimaal twee tot drie jaar voordat een leeg gasveld omgebouwd is tot opslag (IEA, 2007) en plaatst daarbij de opmerking dat grotere gasvelden een langere lead-time kennen. De tijd om de vergunningen te krijgen kan oplopen tot drie jaar.


DE MARKT VOOR SEIZOENSFLEXIBILITEIT

5

Een vijfde manier om de wisselende vraag naar gas te ondervangen is door middel van het marktmechanisme. Zo daalde de vraag naar gas in het Verenigd Koninkrijk met maar liefst 10% in maart 2006 (Ofgem, 2006).5 Dit geeft een indicatie wat een goed ontwikkelde spotmarkt aan seizoensflexibiliteit zou kunnen leveren. Met het marktmechanisme wordt hier zowel de spotmarkt als de OTC markt bedoeld. Twee opmerkingen zijn relevant. De eerste opmerking is dat de vraagdaling niet zonder meer gelijk is aan de omzetdaling op de diverse markten. Markten worden namelijk gekenmerkt door het feit dat er meer gas op wordt verhandeld dan dat er fysiek wordt geleverd.6 De tweede opmerking is dat de vraagdaling in een korte periode van vorst (zoals in Engeland in maart 2006) wel eens hoger kan zijn dan in een langdurige periode van vorst (twee tot drie maanden). Een zesde manier om de wisselende vraag naar gas te ondervangen is door de opslag van Liquified Natural Gas (LNG). LNG-opslag dient op dit moment vooral om de extra gasvraag op extreem koude winterdagen op te vangen en wordt niet gebruikt om de seizoensvariaties in de vraag op te vangen. Het vullen van een LNG-opslag duurt een half jaar of langer en de opslag van een m3 gas is veel duurder dan de opslag in een gasveld of zoutruimte. Het voordeel van LNG-opslag is dat het gas zeer snel kan worden vrijgegeven. Een zevende manier om de wisselende vraag naar gas te ondervangen is door LNG importterminals. LNG wordt dan vanaf het schip het leidingnet ingepompt. Op dit moment is dit qua kosten nog geen aantrekkelijke optie. Afhankelijk van de kostenontwikkeling en de mogelijkheden tot ‘re-routing’ (het op afroep oproepen van LNG-schepen) kan dit in de toekomst een concurrerende optie zijn om in seizoensflexibiliteit te voorzien (Mulder en Zwart, 2006). Figuur 1 geeft een overzicht van de send-out van de LNG terminal of Isle of Grain in het Verenigd Koninkrijk. Omdat er op de Isle of Grain vrijwel geen opslagcapaciteit is, komt dit patroon overeen met het aanlandingspatroon van LNG schepen. Uit de figuur is duidelijk te zien dat Isle of Grain een substantiële hoeveelheid flexibiliteit levert. Figuur 1

Send-out LNG terminal Isle of Grain (in bcm)

0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 sep-07

aug-07

jul-07

jun-07

mei-07

apr-07

mrt-07

feb-07

jan-07

dec-06

nov-06

okt-06

sep-06

aug-06

jul-06

jun-06

mei-06

apr-06

mrt-06

feb-06

jan-06

dec-05

nov-05

6

okt-05

5

sep-05

aug-05

Bron:

National Grid Company

Deze vraagreactie kwam vooral van elektriciteitscentrales en werd gedreven door een combinatie van strenge vorst en de uitval van de grootste opslag in het Verenigd Koninkrijk, Rough. De zogenaamde churn factor, de verhouding tussen het verhandelde en fysiek geleverde volume, is groter dan 1. In 2005 was de churn factor op de TTF zeven (zie DTe, 2006). SEO ECONOMISCH ONDERZOEK

6

HOOFDSTUK 2

Een achtste manier om de wisselende vraag naar gas te ondervangen is door middel van lagedrukopslag. Deze manier van gasopslag dient slechts om de fluctuaties in het gasgebruik gedurende een dag op te vangen. De opslag vult meestal gedurende de nacht, wanneer een huishouden weinig gas gebruikt, en wordt geleegd tijdens piekuren in het dagverbruik van een huishouden. De opslag gebeurt dan ook zo dicht mogelijk bij het huishouden. Een laatste manier om de wisselende vraag naar gas te ondervangen is door middel van opslag in transportsystemen (line pack). Door de druk in een leiding te verhogen kan er meer gas worden opgeslagen. Door de druk te verlagen wordt de hoeveelheid gas in de leiding kleiner. Deze methode wordt vooral gebruikt om onverwachte veranderingen in productie, import en consumptie op te vangen. Het creëren van extra line pack is duur in verhouding tot de andere flexibele instrumenten, bovendien is het werkvolume hiervan klein. Zoals in de tabel te zien is wordt line pack alleen gebruikt voor de opvang van uurfluctuaties. Concluderend kunnen we stellen dat er vier mogelijkheden zijn om in seizoensflexibiliteit te voorzien: lange afstand productieflexibiliteit, korte afstand productieflexibiliteit, opslag in gasvelden (of aquifers) en via LNG importterminals.

2.2 De kosten van seizoensopslag in een gasveld7 In deze paragraaf wordt ingegaan op de kosten van gasopslag in lege gasvelden. We houden daarbij expliciet rekening met de lead-time van investeringen en de risicopremie die betaald moet worden als kussengas op termijn wordt aangekocht.8 Bij de interpretatie van de onderstaande cijfers moet rekening gehouden worden met het feit dat betrouwbare informatie over de kosten van gasopslag niet voorhanden is. Van belang zijn daarom vooral de verschillen tussen de verschillende berekeningswijzen. Het uitgangspunt is de naïeve kostenberekening waar geen rekening gehouden wordt met het feit dat voor het op termijn inkopen van kussengas eigenlijk een risicopremie zou moeten worden betaald en waarin geen rekening gehouden wordt met het feit dat de investering een lead-time heeft van vijf jaar. Voor een opslag met een werkvolume van 3,3 bcm komen de investeringskosten dan uit op € 0,62 per m3 werkvolume. In Figuur 2 worden de kosten van de naïeve berekeningswijze weergegeven voor reële discontovoeten tussen de 5% en 10%. De reden om verschillende discontovoeten te hanteren is dat het rendement dat bedrijven eisen af zal hangen van de institutionele situatie. We komen hier later op terug. Onder de naïeve berekeningswijze is de kostprijs gelijk aan € 0,038 m3 per jaar bij een discontovoet van 5% en € 0,060 m3 per jaar bij een discontovoet van 10%. Als we rekening houden met de lead-time van de investeringen, drie jaar voor de investeringen in kapitaal en twee jaar voor de injectie van kussengas, dan stijgt de kostprijs van opslag. Dit wordt 7 8

We gaan hier alleen in op de kosten van gasopslag zoals die voor rekening komen van de investeerder. De (maatschappelijke) baten en (eventuele) andere kosten komen aan de orde bij de MKBA in paragraaf 4. Het prijzen van risico is iets wat vaak over het hoofd wordt gezien. Zo werden kolencentrales lange tijd als goedkoper beschouwd dan gascentrales. De (foutieve) aanname daarbij was dat beide investeringen hetzelfde risico met zich meebrengen.


DE MARKT VOOR SEIZOENSFLEXIBILITEIT

7

veroorzaakt door het feit dat de opbrengsten later in de tijd plaatsvinden, waardoor de netto contante waarde ervan vermindert. Dit effect is groter voor hogere discontovoeten. Met een leadtime van vijf jaar is de kostprijs gelijk aan € 0,045 m3 per jaar bij een discontovoet van 5% en € 0,082 m3 per jaar bij een discontovoet van 10%. Tot slot maken we een correctie voor het risico dat het bedrijf loopt op kussengas. Omdat de injectie van kussengas in het vierde en vijfde jaar plaatsvindt, heeft de investeerder te maken met risico met betrekking tot de prijs waartegen hij kussengas moet kopen. Om dit risico af te dekken, kan hij een termijncontract afsluiten. Hij zal dan echter een risicopremie moeten betalen. Wij nemen aan dat de risicopremie voor een termijncontract met een looptijd van gemiddeld vier jaar 30% is. Dat betekent dat de kosten voor een gasopslag met een werkvolume van 3,3 bcm en een verhouding van kussen- en werkgas van één op één met 30%*645 = 193 miljoen euro zijn. Als we hiermee rekening houden dan is de kostprijs gelijk aan € 0,048 m3 per jaar bij een discontovoet van 5% en € 0,088 m3 per jaar bij een discontovoet van 10%. Figuur 2

Kosten van gasopslag in een gasveld onder verschillende aannames

0.10 0.08 0.06 0.04 0.02 0.00 5%

6% Naïef

7%

Met lead time

8%

9%

10%

Met lead time en risicopremie

Indien de investeerder de mogelijkheid heeft om het risico voor het kussengas af te dekken, hanteren we in deze studie een reële discontovoet van 5% voor investeringen in gasopslag. De kostprijs van gasopslag komt dan uit op € 0,048 m3 per jaar. Indien de mogelijkheid niet bestaat hanteren we een reële discontovoet van 7%. De kostprijs van gasopslag komt dan uit op € 0,058 m3 per jaar. Merk op dat reële discontovoeten van 5% en 7% overeenkomen met nominale discontovoeten van respectievelijk 7% en 9%. De nominale discontovoet is daarbij gedefinieerd als de reële discontovoet plus inflatie, die in Nederland gemiddeld genomen 2% per jaar is. Door middel van gevoeligheidsanalyses zullen we nagaan of de uitkomsten van de MKBA afhangen van deze aannames.


8

HOOFDSTUK 2

Box 1

Verantwoording kostengegevens gasopslag

De basisgegevens voor deze kostenberekening ontlenen we aan Ilex (2005). Zij geven de kosten van een opslag in een gasveld waarbij de verhouding tussen werkgas en kussengas 1 op 2,5 is. Commerciële opslagen in Duitsland worden gekenmerkt door een verhouding tussen werkgas en kussengas van 1 op 1 (Sedlacek, 2005). Een lager aandeel kussengas betekent echter dat er meer putten moeten worden geslagen, waardoor de kapitaalskosten toenemen. We nemen aan dat het aantal benodigde putten en de daaraan gerelateerde kosten met een factor twee stijgen. Tot slot corrigeren we de cijfers van Ilex (2005) voor de algemene kostenontwikkeling in de olie- en gasindustrie. Volgens IEA (2007) zijn de investeringskosten in de olie- en gasindustrie met ongeveer 50% gestegen tussen 2004 en 2008.9 Tabel 2

Kosten Ilex (2005) en SEO (2007) voor een opslag met een werkvolume van 3,3 bcm

Kapitaalkosten Kussengas Totaal Investeringskosten per m3 capaciteit

Ilex (2005) 705 1612 2317 € 0,70

SEO (2007) 1411 645 2055 € 0,62

Dit betekent dat ten opzichte van Ilex (2005) de kapitaalskosten 100% hoger liggen, terwijl de kosten voor kussengas 60% lager liggen. De totale investeringskosten bij Ilex (2005) zijn ruim 2,3 miljard euro, bij SEO 2,1 miljard euro. Per m3 werkvolume is dat respectievelijk € 0,70 en € 0,62.

9

Afgelezen uit Figuur 10 ‘Upstream oil and gas industry investment in nominal terms and adjusted for cost inflation’, (IEA, 2007, blz. 46).


MKBA GASOPSLAG

3

9

Markt- en overheidsfalen

In dit hoofdstuk worden mogelijke vormen van markten overheidsfalen besproken. Daarbij wordt eerst een beschrijving gegeven van dat markten overheidsfalen. Vervolgens wordt een inschatting gegeven van de relevantie ervan voor de seizoensmarkt voor flexibiliteit. Tot slot wordt – indien relevant – aangegeven wat de optimale manier is om het desbetreffende markt- of overheidsfalen te corrigeren. Deze beschrijving is niet altijd specifiek op de Nederlandse situatie gericht, omdat het marktfalen zich op elke willekeurige gasmarkt voor kan doen. Wel wordt een inschatting gemaakt in hoeverre het desbetreffende marktfalen relevant is voor Nederland. Het doel van deze paragraaf is een onderbouwing te geven (legitimiteit) voor eventueel overheidsingrijpen. Als er sprake is van marktfalen kan de overheid de maatschappelijke welvaart immers verhogen door in te grijpen, mits dit niet gepaard gaat met een – in welvaartstermen – groter overheidsfalen.

3.1 Dreigende overheidsregulering Een investeerder in seizoensopslag kan uitrekenen of een bepaalde investering in gasopslag met het huidige reguleringsregime een aantrekkelijke optie is. De investeerder heeft echter te maken met onzekerheid ten aanzien van het reguleringsregime. Aanpassingen van het reguleringsregime, zoals een in Europa of Nederland verplichte invoering van regulated Third Party Access (rTPA) voor toegang tot gasopslag, kunnen het rendement voor de investeerder fors beïnvloeden. Het risico verbonden aan overheidsregulering kan leiden tot een hogere rendementseis en daarmee tot een daling van de investeringen.

3.2 Onvoldoende diversificatie investeringsrisico Potentiële investeerders in ondergrondse opslag in gasvelden hebben te maken met onzekerheid ten aanzien van de prijs die zij moeten betalen voor het kussengas.10 Omdat het aandeel van kussengas in de totale investeringskosten hoog is, sommige bronnen melden zelfs aandelen van tussen de 50 en 85% (Codognet en Glachant, 2007) - heeft de investeerder te maken met een grote onzekerheid ten aanzien van de hoogte van zijn initiële investeringskosten. Dit verhoogt de ‘kosten’ van de investering in de zin dat bedrijven een hogere rendementseis op hun investering zullen eisen (risicopremie). Tabel 3 licht de relatie tussen de kosten van kussengas (uitgaande van een verhouding tussen werken kussengas van één op één) en de totale investeringskosten van opslag in gasvelden toe. Het aandeel van de kosten van kussengas in de totale investeringskosten varieert – afhankelijk van de gasprijs – dan tussen de 19 en 41%. Bij de in dit rapport gehanteerde gasprijs van € 0,20 per m3 is het aandeel van kussengas in de investeringskosten 31%.

10

De onzekerheid over de toekomstige kosten en opbrengsten doet zich ook voor in andere sectoren, zoals de oliesector. SEO ECONOMISCH ONDERZOEK

10

HOOFDSTUK 3

Tabel 3

De investeringskosten in een gasopslag met een werkvolume van 3,3 bcm11

Kosten Vaste kosten (in mln €) Kussengas (in mln €)12 Totale kosten (in mln €) Investeringskosten per m3 werkvolume (in €/m3) Contant gemaakte kosten bij levensduur van 30 jaar en discontovoet van 7%13 (in €/m3 werkgas per jaar ) Aandeel kussengas in totale kosten Bron:

Prijs kussengas (in € per m3) 10 20 30 1411 1411 1411 322 645 967 1733 2055 2378 0,53 0,62 0,72 0,050 19%

0,058 31%

0,066 41%

Eigen berekeningen SEO Economisch Onderzoek

Op een volwassen (dikke) markt kan dit risico via de termijnmarkt worden afgedekt. Een bedrijf koopt dan gas op termijn tegen een van tevoren vastgestelde prijs en betaalt daarvoor een prijs (risicopremie). Via zo’n termijnmarkt wordt het risico van de investering gespreid. De termijn waarvoor het risico van het kussengas zou moeten worden afgedekt, is lager dan de in de literatuur genoemde lead-time van vijf tot acht jaar voor het realiseren van een gasopslag in een gasveld. Het afdekken van het risico op het kussengas is immers pas aan de orde als een bedrijf substantieel gaat investeren in de gasopslag. Tijdens de vergunningaanvraag is het dus niet nodig om het risico op het kussengas af te dekken. Het volume aan kussengas waarover het risico moet worden afgedekt, wordt bepaald door het volume aan werkgas en de verhouding tussen werken kussengas. Voor een gasveld met een volume aan werkgas van drie bcm is dus ongeveer drie bcm aan kussengas nodig.14 Kan een dergelijk volume zonder problemen op de TTF worden aangekocht? Op dit moment is het antwoord hierop: niet waarschijnlijk. Op dit moment bedraagt het netto volume op de TTF ongeveer 0,5 bcm per maand (Ecorys, 2007). Een volume van 3 bcm is dus gelijk aan het totaal aan gas dat op de TTF in één seizoen (zes maanden) wordt aangeleverd. Merk op dat de TTF zich binnen een jaar of vijf wel zou kunnen ontwikkelen tot een voldoende dikke markt.15 Dit is op dit moment echter niet zeker.16 Als er in Nederland geen sprake is van een goed ontwikkelde termijnmarkt, dan kan dat ertoe leiden dat de spreiding van het risico over verschillende marktpartijen onvoldoende plaatsvindt. Het gevolg daarvan is dat het investeringsrisico in eerste instantie volledig bij de investerende partij en zijn aandeelhouders komt te liggen. Hierdoor daalt het aantal partijen dat in staat is om het investeringsrisico te dragen.17 De markt kan hierdoor het karakter krijgen van een oligopolie of monopolie, waardoor er onvoldoende geïnvesteerd wordt. Het ontbreken van een goed ontwikkelde termijnmarkt kan er dus toe leiden dat er een toetredingsbarrière voor kleinere 11

12 13

14 15 16

Uitgaande van een verhouding tussen werkgas en kussengas van 1 op 1. Merk op dat geen rekening is gehouden met substitutie tussen enerzijds het aantal putten van een gasopslag en anderzijds de aankoop van het kussengas. Bij een lagere prijs van het kussengas leidt substitutie ertoe dat er minder putten geslagen zullen worden, terwijl er bij een hogere prijs van het kussengas juist meer putten geslagen zullen worden. Op basis van de genoemde vaste gasprijs zonder risicopremie. Hierbij is uitgegaan van een reële discontovoet of vereist rendement op het geïnvesteerde vermogen van 7%. Merk op dat het vereist rendement op het geïnvesteerde vermogen geen gegeven is, maar afhankelijk kan zijn van de institutionele context. Hierop komen we zodadelijk terug. Hierbij gaan we uit van een verhouding tussen werkgas en kussengas van 1:2,5 (Ilex, 2005). In dat geval zijn de maatregelen die aan het einde van deze paragraaf voorgesteld worden tijdelijke maatregelen In het Verenigd Koninkrijk is op dit moment al wel sprake van een volwassen gasmarkt, de NBP.


MARKT- EN OVERHEIDSFALEN

11

markpartijen ontstaat.18 Een voorwaarde hiervoor is wel dat de markt niet in staat is om het investeringsrisico op een andere wijze te spreiden. Hierbij kan bijvoorbeeld worden gedacht aan diversificatie van het risico via de OTC markt, de kapitaalmarkt (waaronder ook joint ventures), afnemers, producenten van aardgas of een combinatie daarvan. We behandelen hieronder de mogelijkheden om via deze routes het risico te diversifiëren.

17

18 19

20 21

22

•

Via de OTC markt: Hoewel er geen termijnmarkt bestaat, kan het zijn dat het mogelijk is om onderhands via de OTC markt het risico op kussengas af te dekken. Zo kan een investeerder in gasopslag het risico bijvoorbeeld afdekken bij een (gespecialiseerde) bank, handelaar of producent. Wij beschikken overigens noch over informatie dat er een actieve OTC markt is noch over informatie dat er geen actieve OTC markt is.19

•

Via de kapitaalmarkt: Diversificatie via de kapitaalmarkt kan bijvoorbeeld plaatsvinden via joint ventures. Samenwerking leidt immers tot een lager risico voor elke partner. Samenwerking kent echter ook nadelen in de vorm van het zogenaamde principaalagent probleem en transactiekosten. De samenwerkende partijen krijgen immers te maken met toezichtproblemen: komen de samenwerkende partners hun afspraken wel na? Daarnaast zullen ze goede – en doorgaans uitvoerige – contracten moeten sluiten over de verdeling van de risico’s en verantwoordelijkheden. Naarmate het aantal partners dat deelneemt in een project stijgt, mag verwacht worden dat de daarmee samenhangende kosten stijgen. In de praktijk beperkt deze vorm van samenwerking zich dan ook tot maximaal twee tot drie partijen.20 Het effect van zo’n samenwerking is overigens dat het rendement dat bedrijven eisen daalt, omdat het risico per bedrijf daalt.21 Zo kan het vereiste rendement 15% zijn als één bedrijf de investering onderneemt, terwijl dit 12% is als twee bedrijven de investering gezamenlijk ondernemen.22

•

Via de klanten van opslag: Via langetermijncontracten kunnen afnemers een deel van het investeringsrisico op zich nemen. Op deze manier wordt het prijsrisico verbonden aan het kussengas overgedragen op de afnemers. Deze vorm van risicospreiding zal echter alleen werken als er sprake is van een volwassen gasmarkt met een betrouwbaar (niet door één of enkele marktpartijen te beïnvloeden) prijssignaal. Anders lopen de afnemers van de gasopslag immers het risico dat ze uiteindelijk een groot bedrag zullen moeten

Deze daling kent twee oorzaken. Ten eerste zullen ‘kleine’ partijen moeite hebben om het vereiste vermogen voor de investering bij elkaar te krijgen, omdat ze geen directe toegang hebben tot de kapitaalmarkt. Ten tweede zullen middelgrote partijen – vooropgesteld dat ze risico-avers zijn – het risico niet willen dragen. Het marktfalen is dus niet dat het risico van de investering in gasopslag in lege gasvelden zodanig groot is dat geen enkele markpartij meer zou willen investeren in gasopslag in lege gasvelden. Een andere mogelijkheid om het risico op kussengas af te dekken is door termijncontracten op de oliemarkt te kopen (zie bijvoorbeeld Suenaga en Williams, 2005). Voor zover de prijzen van olie en gas gecorreleerd zijn, kan met behulp van termijncontracten voor olie het risico op kussengas gedeeltelijk worden afgedekt. De mate waarin dit mogelijk is, is een empirische vraag. Een risico dat niet afgedekt kan worden via termijncontracten op de oliemarkt is dat de marktwaardekoppeling op de Europese markt wordt losgelaten. Zo wordt de gasopslag in Zuidwende (bij Veendam) gebouwd door GTS, Nuon en Akzo Nobel. Hier moet een onderscheid gemaakt worden tussen het risico van het project in een markt zonder marktfalen en het risico van een project in een markt met marktfalen. Het risico van een project in een markt zonder marktfalen is alleen afhankelijk van de projecteigenschappen. Het risico van een project in een markt met marktfalen kan echter ook afhankelijk zijn van de institutionele context waaronder het project wordt uitgevoerd. De getallen zijn hier puur ter illustratie. SEO ECONOMISCH ONDERZOEK

12

HOOFDSTUK 3

bijdragen. Op dit moment lijkt er van zo’n markt nog geen sprake te zijn (zie paragraaf 3.3).23 •

Via producenten van aardgas: Producenten van aardgas zouden een deel van het prijsrisico verbonden aan de inkoop van het kussengas op zich kunnen nemen. Traditioneel gebeurt dit in de aardgasmarkt door zogenaamde take-or-pay contracten. De koper van aardgas draagt het prijsrisico, terwijl de verkoper het volumerisico draagt. Een bedrijf dat investeert in een gasopslag wil echter over vijf jaar een vast volume contracteren tegen een vooraf vastgestelde prijs. De traditionele take-or-pay contracten zijn hiervoor niet geschikt. Het is overigens onduidelijk of er producten te vinden zijn die kussengas via deze contracten willen leveren. Het is namelijk aannemelijk dat er op de markt sprake is van collusie (markmacht). Daarvoor zijn twee redenen aan te geven. De eerste reden is dat er maar een paar partijen zijn die binnen één zomer de benodigde volumes aan kussengas en werkgas (tenminste zes bcm) kunnen leveren.24 De tweede reden is dat een aantal van de partijen die dat wel kunnen, zoals GasTerra, zelf actief op de markt voor gasopslag zijn. Zij hebben daarmee een verminderde prikkel om kussengas te leveren aan hun concurrenten.

Tot slot zouden investeerders het risico op het kussengas ook af kunnen dekken door een niet geheel leeg geproduceerd gasveld om te bouwen tot een gasopslag. Het kussengas is dan al bij aankoop aanwezig. Een belangrijk knelpunt hier is echter dat de concessiehouders van onshore gasvelden in Nederland het moment kunnen bepalen waarop een (half) leeg gasveld omgebouwd kan gaan worden tot een gasopslag. De concessiehouder is namelijk niet verplicht om zijn concessie in te leveren, ook niet in het geval hij geen activiteiten meer onderneemt op die concessie.25 Bovendien is het overgrote deel van de concessies op het Nederlandse vasteland in handen van één partij, de NAM, die een prikkel kan hebben om deze concessie niet of tegen een te hoge prijs aan marktpartijen beschikbaar te stellen.26 Concluderend kunnen we stellen dat de mogelijkheden voor diversificatie van het risico verbonden aan het bouwen van een gasopslag in Nederland beperkt lijken te zijn. We kunnen echter niet uitsluiten dat het afdekken van het risico op kussengas mogelijk is via de onderhandse markt. De enige andere manier om op dit moment het risico te diversifiëren is via een joint venture van twee of drie partijen. Het investeringsrisico per bedrijf kan daardoor beperkt worden tot € 235 tot € 353 miljoen. Gezien de huidige gasprijzen (€ 0,20 m3) is dit een ondergrens, omdat bij de berekeningen van Ilex (2005) geen rekening is gehouden met het feit dat bij een hoge gasprijs het aantal putten zal toenemen.

23

24 25

26

Als er sprake is van een goed werkende (spot)markt, dan zullen de afnemers automatisch een deel van het risico moeten dragen. Het is immers waarschijnlijk dat er sprake is van een substantiële correlatie tussen enerzijds de kosten van seizoensflexibiliteit en anderzijds de spread tussen zomer- en wintergas. Handelaren in aardgas kunnen beperkt worden in de mogelijkheid om aardgas te leveren als er in hun afnamecontracten sprake is van een zogenaamde ‘destination clause’. Op dit moment wordt deze wetgeving herzien. Concessiehouders die op een bepaalde concessie geen activiteiten meer ondernemen, moeten hun concessie inleveren. Een gasopslag zou ook gebouwd kunnen worden op het Nederlands Continentaal Plat. De kosten daarvan zullen echter hoger liggen. Ook in het Noordwesten van Duitsland zijn lege gasvelden beschikbaar, die potentieel omgebouwd zouden kunnen worden tot een gasopslag. Een substantieel deel van deze gasvelden is in bezit van de BEB, die dezelfde aandeelhouders kent als de NAM.



13

Maatregel De meest efficiënte maatregel voor de overheid om dit marktfalen te corrigeren is het afdekken van het prijsrisico. De overheid verkoopt in dat geval het benodigde gas op een termijn van vijf tot acht jaar aan het bedrijf dat in gasopslag investeert en vraagt daarvoor een marktconforme risicopremie.27 Als de overheid geen informatie heeft over de (on)mogelijkheid om het risico op kussengas via de OTC markt af te dekken, dan zou ze een iets hogere premie dan een marktconforme premie kunnen vragen. Omdat er geen markt is, moet deze bepaald worden op basis van prijzen op andere gerelateerde termijncontracten, zoals termijncontracten voor olie, termijncontracten voor gas op de Henry Hub en het NBP.28 Daarmee wordt de mogelijkheid dat de overheidsmaatregel de OTC markt verstoort zoveel als mogelijk beperkt. Deze maatregel hoeft alleen genomen te worden zolang een goed ontwikkelde termijnmarkt in Nederland afwezig is.

Een indicatie voor de omvang van deze risicopremie is de risicopremie die betaald wordt op de oliemarkt. De 1-jaars risicopremie op de oliemarkt was tussen januari 2005 en februari 2006 gemiddeld 17% van de verwachte spotprijs (Lemmen, 2006).29 Bij een verwachte spotprijs van € 0,20 m3 zou dit betekenen dat een bedrijf een risicopremie zou moeten betalen van € 0,034 m3. Merk op dat de risicopremie die de overheid aan marktpartijen in rekening zou moeten brengen, niet kan worden bepaald aan de hand van een markt. Het is daarom waarschijnlijk dat ingrijpen van de overheid leidt tot overheidsfalen. De overheid zal ofwel een te lage ofwel een te hoge risicopremie in rekening brengen. De omvang van dit overheidsfalen is waarschijnlijk beperkt, omdat gebruik kan worden gemaakt van informatie van de oliemarkt en gasmarkten in andere delen van de wereld. Merk op dat een subsidie op de investeringskosten voor dit marktfalen geen goed instrument is, omdat het marktfalen er niet door opgelost wordt. Het marktfalen is immers niet dat gasopslag te duur is, maar dat het niet mogelijk is om op een termijnmarkt voldoende gas tegen een vaste prijs aan te kopen.

27

28 29

De risicopremie is gedefinieerd als het verschil tussen de prijs van een termijncontract en de verwachte spotprijs. Zie Box 2 voor meer informatie over de relatie tussen spotprijzen, risicopremies en prijzen van termijncontracten. Het is verstandig om hiervoor deskundige partijen in te schakelen, zoals investment bankers. De 5-jaars risicopremie is niet beschikbaar. De risicopremie fluctueerde in deze periode tussen de 6,5 en 25% van de verwachte spotprijs. SEO ECONOMISCH ONDERZOEK

14

HOOFDSTUK 3

Box 2

Risicopremie

De risicopremie is de prijs die betaald moet worden om het risico op een transactie af te kopen. Als markten risico-avers zijn, dat wil zeggen als zij een hekel hebben aan risico, dan is de risicopremie positief. Door de aanwezigheid van een risicopremie wijkt de prijs van een termijncontract af van de verwachte spotprijs. Stel bijvoorbeeld dat de verwachting is dat aardgas over een jaar € 0,18 m3 zal kosten, terwijl de risicopremie € 0,04 m3 is, dan zal de prijs van een eenjarig termijncontract € 0,18 m3 + € 0,04 m3 is € 0,22 m3 bedragen. De hoogte van risicopremie is afhankelijk van veel factoren, zoals de volatiliteit van de onderliggende gasprijs en de termijn waarvoor het risico wordt afgekocht (de lengte van het termijncontract). Over het algemeen zal de risicopremie op een langlopend termijncontract hoger zijn dan op een kortlopend termijncontract, maar de omgekeerde situatie (die bekend staat als inversie) komt met enige regelmaat voor. Er is geen eenduidige relatie tussen de risicopremies op kortlopende en langlopende termijncontracten. Het is dus niet zo dat als de risicopremie op een eenjarig termijncontract 15% is, de risicopremie op een tweejarig termijncontract 30% is. Afhankelijk van de verwachte ontwikkelingen op de gasmarkt kan de prijs van een termijncontract zowel boven als onder de huidige spotprijs liggen. Stel bijvoorbeeld dat de markt verwacht, dat op een termijn van drie jaar het aanbod van gas fors zal zijn toegenomen, dan verwacht men dus een prijsdaling en kan de prijs van een termijncontract lager zijn dan de huidige spotprijs. Op dit moment ligt de prijs van een termijncontract op de Henry Hub in de Verenigde Staten hoger dan de huidige spotprijs (zie Figuur 3). Figuur 3

De prijs van spot- en termijncontracten op de Henry Hub (in $/Mmbtu)

9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 oktober 2007

Bron:

oktober 2008

oktober 2009

futures.tradingcharts.com, 11 oktober 2007


oktober 2010

oktober 2011

oktober 2012


15

3.3 Geen betrouwbaar prijssignaal op de continentale spotmarkten, waaronder de TTF De rentabiliteit van gasopslag is, behalve van de kosten van de opslag, ook afhankelijk van het verschil in zomer- en winterprijzen van aardgas. Wanneer de markt voor gasopslag goed werkt, zal het verschil tussen de winter- en de zomerprijs naar verwachting gelijk zijn aan de kosten van gasopslag plus een redelijk rendement.30 De spot- en termijnmarkten voor aardgas in Noordwest Europa zijn echter nog onvoldoende ontwikkeld om een betrouwbaar prijssignaal te geven voor grootschalige gasopslag. Kleine veranderingen in vraag of aanbod hebben reeds een significant effect op de prijzen. Zo rapporteert DTe (2006) dat in 2005 de aankoop van 5,6 lots van 30 MW al een effect geeft op de prijsvorming. Omgerekend naar m3 was er in 2005 dus al een effect op de prijs bij de aankoop of verkoop van 364.000 m3 of te wel 0,3% van het dagelijks verbruik in Nederland.31,32 Een mogelijke uitzondering is de NBP in het Verenigd Koninkrijk. Er bestaan echter gerede twijfels of het NBP al voldoende geïntegreerd is met de continentale markt. Zo vloeide er in 2006 geen extra gas over de Interconnector richting het Verenigd Koninkrijk, hoewel aan alle voorwaarden daarvoor (hogere prijs op het NBP dan op Zeebrugge en de TTF en de beschikbaarheid van additionele capaciteit op de Interconnector) voldaan was (House of Commons, 2006, blz. 3). Concluderend kunnen we stellen dat de TTF vooralsnog geen betrouwbaar prijssignaal geeft om de investeringsbeslissing op te baseren en dat ook niet te verwachten is dat dit in de nabije toekomst het geval zal zijn. Door middel van open season- of langetermijncontracten met afnemers zouden bedrijven die in gasopslag willen investeren het probleem van een onbetrouwbaar prijssignaal kunnen beperken. In dat geval is de afwezigheid van een spotmarkt met een betrouwbaar prijssignaal geen probleem. Dit type oplossing (een langetermijncontract) wordt op veel markten aangetroffen, waaronder de markt voor de productie van aardgas. Daarnaast kan op basis van simulaties inzicht worden verkregen in het effect van een grote gasopslag op de spread tussen zomer- en winterprijzen. De omvang van dit marktfalen lijkt dus beperkt te zijn.

3.4 Werkvolume voor extreme winters niet altijd rendabel Als de prijselasticiteit van de vraag naar aardgas te laag is, dan kan de situatie ontstaan dat werkvolume om in extreme winters gas te leveren maatschappelijk gezien wel gewenst is, maar 30

31 32

Een redelijk rendement betekent dat het rendement een afspiegeling moet zijn van het risico dat de investeerder in gasopslag loopt. Voor een investering in een zoutcaverne ligt het redelijk rendement waarschijnlijk lager dan voor een investering in een leeg gasveld. Zo moet voor een leeg gasveld een grote hoeveelheid kussengas worden ingekocht, waarvan de prijs niet kan worden afgedekt op een termijnmarkt. Met dit verschil in risico – en dus vereist rendement – tussen cavernes en lege gasvelden zal in het onderzoek rekening worden gehouden. 5,6 lots van 30 MW = 30.000.000 x 24 x 60 x 60 J/( 38,9MJ/m3) = 2592 GJ/(38,9 MJ/m3) = 364.000 m3 Fysiek wordt op dit moment ongeveer 6 bcm aardgas per jaar aan de TTF geleverd (Ecorys, 2007). Een forse gasopslag die volledig werkt via de TTF kan dit volume met meer dan 50% doen stijgen. Deze indicator moet echter met de nodige voorzichtigheid worden gebruikt, omdat de spotmarkt slechts het topje van de ijsberg kan zijn. Andere markten zoals de OTC markt kunnen namelijk veel omvangrijker zijn. SEO ECONOMISCH ONDERZOEK

16

HOOFDSTUK 3

dat het voor private partijen niet rendabel is om dit werkvolume te bouwen. We lichten dit hieronder toe. De basisgedachte achter marktwerking op een (gas)markt is dat het marktmechanisme altijd leidt tot een evenwicht tussen vraag en aanbod. Deze basisgedachte kan als volgt geïllustreerd worden. Stel dat er op een bepaald moment een tekort is op de gasmarkt, dat wil zeggen er is meer vraag dan aanbod. In die situatie zal de prijs stijgen, waardoor het aanbod stijgt en de vraag daalt. Die prijsstijging gaat net zolang door totdat er een prijs is waarbij de vraag gelijk is aan het aanbod. Deze prijs wordt door economen de evenwichtsprijs genoemd. Realtime markten hoeven echter niet altijd te leiden tot een evenwicht tussen vraag en aanbod (Stoft, 2002).33 Wanneer de vraag onvoldoende tijd heeft te reageren op prijsstijgingen, of wanneer prijsstijgingen door regelgeving worden begrensd, kan zich namelijk de situatie voordoen dat de vraag groter blijft dan het aanbod. In het leidingnetwerk zal dan onderdruk ontstaan. Als deze situatie te lang duurt, kan het evenwicht tussen vraag en aanbod alleen hersteld worden door een deel van het netwerk af te sluiten. In Figuur 4 is een gestileerde loadcurve getekend die de vraag naar gas in een bepaald jaar weergeeft. De loadcurve is gedurende een groot deel van het jaar vlak, maar kent een piek in een deel van het jaar (de winter). Om aan de piekvraag in de winter te voldoen is het noodzakelijk te investeren in één of meerdere flexibiliteitsopties. De benodigde omvang wordt bepaald door de maximale vraag. Deze flexibiliteitsopties moeten in de winter worden terugverdiend. Als nu de situatie zich voordoet dat alle beschikbare capaciteit aan flexibiliteitsopties is ingezet (zoals in een strenge winter het geval kan zijn), dan kan een evenwicht tussen vraag en aanbod alleen ontstaan als de vraag afneemt. Dat wil zeggen: de prijs moet stijgen. Als een groot deel van afnemers niet reageert op de realtime prijzen, bijvoorbeeld omdat men geen realtime meter heeft of omdat men er niet op let, dan zal de vraag onvoldoende afnemen. In dat geval heeft de markt geen evenwicht en komt er geen evenwichtsprijs tot stand, waardoor aanbieders van flexibiliteitsopties geen of onvoldoende inkomsten krijgen.34 De rentabiliteit van de installaties komt daardoor onder druk te staan. Als gevolg daarvan zullen zij minder investeren, waardoor de disbalans tussen vraag en aanbod verergert.

33 34

In economentermen komt er dan geen evenwichtsprijs tot stand. Als de markt geen evenwicht tot stand brengt, dan zullen de netbedrijven (een deel van) de afnemers moeten afschakelen.



Figuur 4

17

Gestileerde loadcurve gasvraag in een jaar

Vraag per uur

Maximale vraag

Tijdsduur waarin flexibiliteit moet worden terug verdiend

tijd

Hoe waarschijnlijk is het dat de situatie zich voordoet, dat er door onvoldoende vraagelasticiteit te weinig geïnvesteerd wordt in flexibiliteitsopties? Stoft (2002) laat zien dat de kans groter is naarmate: a)

De maximale vraag ongewijzigd blijft en de piekvraag zich gedurende een kortere tijd voordoet. In dit geval wordt het namelijk minder waarschijnlijk dat bedrijven die bouwen om aan de maximale vraag te voldoen, de vaste kosten kunnen terugverdienen. In Figuur 4 is dit weergegeven door de gestippelde lijn. De maximale vraag is onveranderd, terwijl de periode waarin zich een piekvraag voordoet afneemt. Op de gasmarkt doet de piekvraag naar seizoensflexibiliteit zich voor tijdens een zeer koude of strenge winter. In de afgelopen eeuw (1901-2007) zijn er drie strenge winters (koudegetal groter dan 300)35 en zes zeer koude winters (koudegetal groter dan 160) geweest. Dit duidt op een kans van ongeveer 9/106=8,5% per jaar. Klimaatverandering zal er toe leiden dat het aantal strenge winters in de 21e eeuw waarschijnlijk lager zal liggen dan in de 20e eeuw. Zo verwacht het KNMI dat het aantal winters waarin een Elfstedentocht gereden zal kunnen worden afneemt van 38 in de 20e eeuw naar tussen de 10 en 26 in de 21e eeuw. Dat betekent dat het aantal koude winters waarin investeringen in seizoensflexibiliteit moet worden terugverdiend af zal nemen. Het is echter niet waarschijnlijk dat de maximale vraag ook afneemt. Weliswaar zal de duur van de winters gemiddeld genomen afnemen, maar dit hoeft niet te betekenen dat een strenge winter zich niet meer voordoet.36

35 36

Zie www.knmi.nl voor uitleg over het koudegetal. Zie www.knmi.nl. SEO ECONOMISCH ONDERZOEK

18

HOOFDSTUK 3

b) De vraagelasticiteit lager is. Naarmate de vraagelasticiteit lager is, wordt het namelijk minder waarschijnlijk dat de vraag – als gevolg van een prijsstijging – lager is dan de in totaal beschikbare capaciteit aan flexibiliteitsopties Om een inschatting te krijgen van de mate waarin de vraag via aanpassingen in de prijs afschakelbaar is, kijken we eerst naar het volume dat verhandeld wordt op de TTF versus het volume dat in totaal verhandeld wordt. In 2006 werd ten minste 84,2 bcm verhandeld, waarvan 6,3 bcm op de TTF.37 Slechts 7,4% werd dus via een realtime beurs verhandeld. Het overgrote deel van de vraag loopt dus niet via de beurs. Dit percentage geeft een overschatting van het percentage dat daadwerkelijk fysiek afschakelbaar is. Het is immers maar de vraag in hoeverre de contractuele afschakelbaarheid in de praktijk ook kan worden afgedwongen.38 Concluderend kunnen we stellen dat het door klimaatverandering waarschijnlijker wordt dat de gasmarkt tijdens strenge winters geen evenwicht hoeft te hebben. Pas als de dagomzet op de spotmarkt voldoende groot is en een groot deel van de maximale vraag dus via de spotmarkt loopt, kan ervan worden uitgegaan dat de markt onder alle omstandigheden een evenwicht bereikt. Een spotmarkt waar op een dag met zeer strenge vorst 80% van de vraag wordt verhandeld, heeft een grotere kans om een evenwicht te bereiken dan een spotmarkt waar 20% van de vraag wordt verhandeld. Merk op dat het probleem niet wordt opgelost als marktpartijen op basis van lange termijncontracten capaciteit of werkvolume inkopen in plaats van m3 gas via de spotmarkt (zie Box 3).

37

38

GST (2007) meldt dat het fysiek aangeboden volume op de TTF in 2006 6,3 bcm was. 1,1 bcm hiervan is afkomstig van GasTerra. GasTerra verhandelde in totaal 78,8 bcm in 2006. De totale verhandelde hoeveelheid is dus minstens 78,8 + 6,3 – 1,1 = 84,2 bcm. Het is niet mogelijk om de gastoevoer naar een afnemer in realtime te beperken.



Box 3

19

Waarom het contracteren van capaciteit het marktfalen niet oplost

In plaats van aardgas in te kopen op de spotmarkt, zouden marktpartijen langetermijncontracten af kunnen sluiten met investeerders van gasopslag. Het probleem met het realtime evenwicht lijkt op die wijze te zijn opgelost. Langetermijncontracten betekenen immers dat de spotmarkt niet meer gebruikt wordt. Schijn bedriegt echter. Er is namelijk een prikkel voor marktpartijen om te free-riden op capaciteit. Stel namelijk dat leverancier 1 voldoende capaciteit heeft gecontracteerd, terwijl leverancier 2 onvoldoende capaciteit heeft gecontracteerd. Omdat in geval van een tekort zowel de klanten van leverancier 1 als 2 worden afgeschakeld (afschakeling gebeurt immers per regio en niet per leverancier), worden zowel klanten van leverancier 1 als van leverancier 2 in geval van een tekort afgeschakeld. Het inkopen van capaciteit door leverancier 1 betekent voor de klanten van leverancier 1 dus geen hogere betrouwbaarheid. Klanten van leverancier 1 zijn dus ook niet bereid om voor de extra capaciteit van leverancier 1 te betalen. Leverancier 1 verliest daarmee in de eerste plaats de prikkel om de extra capaciteit te installeren. Alleen als de schade van afschakeling kan worden verhaald op de leveranciers die onvoldoende capaciteit hebben gecontracteerd, hebben leveranciers een prikkel om voldoende capaciteit te contracteren. Merk op dat het aansprakelijk stellen van leveranciers niet hoeft te betekenen dat de schade ook daadwerkelijk op de leveranciers kan worden verhaald. De mate waarin leveranciers daadwerkelijk aansprakelijk gesteld kunnen worden, kan als gevolg van beperkte aansprakelijkheid minder groot zijn. Maatregel In de literatuur zijn verschillende voorstellen gedaan om dit marktfalen te corrigeren. De eerste is het invoeren van een Value of Lost Load (VOLL). De VOLL fungeert dan op tijden dat de markt geen evenwicht heeft als gasprijs. De VOLL kan echter alleen worden gebruikt als het mogelijk is om de gastoevoer naar een deel van de markt (roulerend) stil te leggen.39 Dit is op de gasmarkt niet mogelijk, omdat het af- en aansluiten zeer veel tijd vergt.40

Een andere maatregel is het subsidiëren van werkvolume, waardoor het rendabeler wordt om meer werkvolume te bouwen. Deze subsidie zou moeten worden gekoppeld aan de totale investeringen in werkvolume en niet aan de investering in kussengas. Een subsidie op kussengas kan immers leiden tot een inefficiënte investering, omdat een bedrijf als gevolg daarvan meer kussengas gaat gebruiken en minder putten zal slaan. De subsidie zal bovendien gericht moeten zijn op zowel seizoens- als piekopslag, omdat er anders een verstoring plaatsvindt. Tot slot is het ook mogelijk om een partij, zoals de netbeheerder, de plicht te geven voldoende capaciteit in te kopen. Een voorbeeld hiervan is de publieke taak die GTS in Nederland heeft om capaciteit te contracteren voor temperaturen onder de -9 graden Celsius (zie paragraaf 3.6).

39 40

Vergelijk dit met de situatie op de elektriciteitsmarkt waar de netbeheerder over kan gaan tot de zogenaamde ‘rolling blackouts’. Wellicht dat het wel mogelijk is om de gastoevoer naar de elektriciteitscentrales te verminderen. De tekorten op de gasmarkt zouden zich dan vertalen in ‘rolling black-outs’ op de elektriciteitsmarkt. SEO ECONOMISCH ONDERZOEK

20

HOOFDSTUK 3

3.5 Invloed tarief GasTerra op rentabiliteit van opslag GasTerra biedt capaciteit aan tegen een tarief van ongeveer € 105 /m3/h/j. Deze paragraaf laat zien dat dit tarief investeren in seizoensopslag onaantrekkelijk maakt, terwijl het investeren in piekopslag, zoals zoutcavernes, juist aantrekkelijk wordt. Om het effect van dit tarief inzichtelijk te maken bekijken we hoe de kosten die GasTerra in rekening brengt aan haar afnemers afhangen van het afnamepatroon. Hierbij zijn de maanden gelijk in duur gedefinieerd (1/12ste jaar) en geordend op verbruik. Figuur 5 geeft de drie afnamepatronen bij GasTerra weer. In Tabel 4 staan deze afnamepatronen in detail weergegeven. Kolom 1 geeft het standaard afnamepatroon van een verbruiker die geen gebruik maakt van gasopslag weer. In kolom 2 investeert onze verbruiker in een piekopslag (zoutcaverne), in kolom 3 zowel in een piekopslag als een seizoensopslag (gasveld). Figuur 5

Grafische weergave van de drie loadcurves

1200 1000 800 600 400 200 0 1

2

Standaard afname

3

4

5

6

Afname met piekopslag

7

8

9

10

11

12

Afname met seizoens- en piekopslag

Het consumptiepatroon is voor alle kolommen identiek. De gemiddelde afname bedraagt 500 m3/h/maand. In de maanden 1, 2, 3 en 4 is de vraag boven het gemiddelde, en in de maanden 9, 10, 11 en 12 onder het gemiddelde. In de periode met het hoge verbruik is het verbruik in maand 1 hoger dan in maand 2, 3 en 4. In kolom twee heeft onze verbruiker een piekopslag gebouwd die gedurende de periode met laagverbruik gevuld wordt met 100 m3/h/maand. In maand 1 produceert de piekopslag 100 m3/h/maand. In kolom drie heeft onze verbruiker naast de piekopslag ook een seizoensopslag gebouwd. Deze laatste levert gedurende vier maanden (maand 1, 2, 3 en 4) 100 m3/h/maand. De piekopslag levert ook nu in maand 1 100 m3/h/maand. Voor deze drie afnameprofielen zijn de kosten bepaald, die GasTerra in rekening brengt. Hierbij zijn we van de volgende (enigszins) gestileerde feiten uitgegaan: gasprijs € 0,20 per m3. De aansluitkosten per m3 voor de maximale afname per uur (in profiel 1 is dit 1000 m3/h) zijn € 0,36. Kosten voor additionele capaciteit, dit is het verschil tussen de maximale afname per uur en de gemiddelde afname: € 105,06 m3/h/j (het GasTerra tarief). In verbruiksprofiel 1 is dit SEO ECONOMISCH ONDERZOEK


21

1000-500=500 m3/h. De transportkosten basislast (gemiddelde afname) en transportkosten voor additionele capaciteit hangen in werkelijkheid van de regio af en de additionele capaciteit is iets duurder dan de basislast transportcapaciteit. Omdat het hier gaat om de opslag en niet de kosten van het binnenlands transport zijn deze gelijkgesteld aan € 41,14 m3/h.

Tabel 4

Drie mogelijke verbruiksprofielen

Standaard afname41

Afname met piekopslag42

Afname met pieken seizoensopslag

Maand 1

1000

900

800

Maand 2

900

900

800

Maand 3

900

900

800

Maand 4

900

900

800

Maand 5

500

500

500

maand 6

500

500

500

maand 7

500

500

500

maand 8

400

400

400

maand 9

100

125

225

maand 10

100

125

225

maand 11

100

125

225

maand 12

100

125

225

1.189.030

1.174.374

1.159.718

-

14.656

29.312

0,2715

0,2681

0,2648

Besparing per opgeslagen m3 ( in €)

-

0,201

0,080

Inhoud van de opslag(en) ( in m3)

-

73.000

365.000

totale kosten ( in €) Besparing door opslag kosten per

m3

( in €)

De totale kosten voor afnameprofiel 2 zijn € 14.656 lager dan voor afnameprofiel 1. De reden hiervoor is dat minder additionele capaciteit bij GasTerra ingekocht hoeft te worden. Voor afnameprofiel 3 is het bespaarde bedrag dubbel zo groot, namelijk € 29.312. Duidelijk is ook dat het – in termen van de rekening van GasTerra – niet uitmaakt of onze verbruiker een piekopslag of een seizoensopslag bouwt (die vier keer zolang produceert). De daling van de GasTerra rekening onder afnameprofiel 3 is precies twee keer zo groot als de daling onder afnameprofiel 2. De seizoensopslag wordt dus alleen beloond voor de daling van de absolute piek (van 900 naar 800) niet voor het feit dat hij deze piek vier maanden (maand 1, 2, 3 en 4) in plaats van één maand verlaagt. 41 42

Het precieze loadpatroon maakt niet uit. Aangenomen is dat reeds per GOS arbitrage door de verbruikers is toegepast en daardoor de mogelijkheid om ook in andere maanden geld te verdienen met opslag door de piek van individuele afnemers te voorzien beperkt is. SEO ECONOMISCH ONDERZOEK

22

HOOFDSTUK 3

Rekenen we de besparing om in termen van de kostenbesparing per opgeslagen m3 gas (de omvang van de te bouwen gasopslagen), dan zien we dat de bouw van een piekopslag resulteert in een kostenbesparing van € 0,20 per opgeslagen m3. Een piekopslag in combinatie met een seizoensopslag resulteert daarentegen in een kostenbesparing van € 0,080 per opgeslagen m3. Op het gas dat in de seizoensopslag wordt opgeslagen wordt dus € 0,0501 per opgeslagen m3 bespaard.43 Dit wordt veroorzaakt door het feit dat dezelfde kostenbesparing, € 14.656 over vier keer zoveel werkvolume moet worden uitgesmeerd. Tabel 5

De kosten van gasopslag vergeleken met besparing GasTerra44, 45, 46

Kosten Besparing GasTerra tarief Kosten piekopslag (in €) Netto winst piekopslag

Prijs kussengas (in €) 10 20 30 14.656 14.656 14.656 6.716 7.081 7.519 7.940 7.575 7.137

Besparing GasTerra tarief Kosten piekopslag (in €) Netto winst seizoensopslag

14.656 14.600 56

Bron:

14.656 16.936 -2.280

14.656 19.272 -4.616

Eigen berekeningen SEO Economisch Onderzoek

Vergelijken we besparing op de kosten die GasTerra in rekening brengt met de kosten van het bouwen van seizoens- en piekopslag (Tabel 5), dan zien we dat seizoensopslag vanaf een gasprijs van € 0,20 per m3 niet meer lonend is, terwijl piekopslag altijd lonend is. Het tarief dat GasTerra in rekening brengt stimuleert dus de bouw van piekopslag ten koste van seizoensopslag. Maatregel De meest efficiënte wijze waarop dit overheidsfalen verholpen kan worden is door aanpassing van het capaciteitstarief van GasTerra. Het gaat dan niet zozeer om een aanpassing van de hoogte van het tarief, maar om de structuur van het tarief. Zo’n nieuw tarief zou investeringen in piekopslag niet zonder meer moeten bevoordelen boven investeringen in seizoensopslag. Het is

43

44

45

46

Dit is als volgt berekend. Additionele besparing seizoensopslag is € 29.312 – € 14.656 = € 14.656. Het werkvolume aan seizoensopslag is 365.000 - 73.000 = 292.000 m3. Besparing per m3 werkvolume is € 14.656/292.000 m3 = € 0,0501 per m3. De kosten van werkvolume zijn € 0,05 per m3 bij een gasprijs van 0,10 per m3, € 0,058 per m3 bij een gasprijs van 0,20 per m3, € 0,066 per m3 bij een gasprijs van 0,30 per m3. Bij deze kostprijzen is uitgegaan van de aanname dat het risico op kussengas niet kan worden afgedekt en dat investeerders als gevolg daarvan een reëel rendement op het geïnvesteerde vermogen eisen van 7%. In de berekeningen van Ilex (2005) wordt geen rekening gehouden met substitutie tussen bijvoorbeeld het aantal putten van een gasopslag en aankoop van het kussengas. Bij een lagere prijs van het kussengas leidt substitutie ertoe dat er minder putten geslagen zullen worden, terwijl er bij een hogere prijs van het kussengas juist meer putten geslagen zullen worden. Ilex gaat in de berekeningen uit van een vaste verhouding tussen werkgas en kussengas van 1 : 2,5. Volgens EZ (2007) varieert deze verhouding in de praktijk tussen 1:1 en 1:10. Bij de berekeningen is uitgegaan van de veronderstelling dat het risico op kussengas niet kan worden afgedekt. Het vereiste rendement op het geïnvesteerde vermogen voor opslag in een gasveld stijgt dan van 5% naar 10%. Voor opslag in een zoutcaverne stijgt het rendement van 5% naar 6%. De reden dat het rendement voor een gasveld harder stijgt dan voor een zoutcaverne is dat er (i) voor een zoutcaverne veel minder kussengas nodig is; (ii) de lead-time van een zoutcaverne korter is. Merk op dat het vereiste rendement op het geïnvesteerde vermogen overigens geen gegeven is. Hierop komen we zo dadelijk terug. In een eerdere versie is gerekend met een discontovoet van 12%. Omdat nu expliciet rekening gehouden wordt met de meerkosten van kussengas op een termijncontract, daalt het risico voor de investerende partij tot een normale waarde.



23

overigens niet geheel duidelijk hoe zo’n tarief er uit zou moeten zien. De economische theorie stelt dat de prijs die GasTerra in rekening zou moeten brengen gelijk zou moeten zijn aan de kosten van de verschillende typen opslag, tenzij GasTerra de enige partij is die een bepaald type flexibiliteit aanbiedt.47 Deze theorie houdt echter geen rekening met de complexe structuur van (met name) het Groningenveld. Zo zal het leveren van seizoensflexibiliteit op de lange(re) termijn ten koste gaan van het leveren van maand-, week-, dagen uurflexibiliteit. Tot slot is het onduidelijk in welke mate het capaciteitstarief van GasTerra daadwerkelijk leidt tot een verstoring van de markt. Een verstoring treedt immers pas op als GasTerra tegen het tarief van € 105 m3/h/j additionele capaciteit kan leveren (dus capaciteit bovenop de reeds gecontracteerde capaciteit). De mogelijkheden om additionele capaciteit te leveren kunnen echter beperkt worden door de afname van de druk in het Groningenveld en de productiebeperking van 425 bcm in 10 jaar (als gevolg van de gekoppelde verkoop van volume en capaciteit door GasTerra). In hoeverre dit de mogelijkheden van GasTerra beperkt om de markt te verstoren is onduidelijk.

3.6 Inkoop capaciteit door GTS GTS heeft de publieke taak om kleinverbruikers (huishoudens, grote gebouwen en kleine industrieën) van gas te voorzien indien de zogenaamde effectieve temperatuur, dat is de temperatuur gecorrigeerd voor windsnelheid, zakt tussen de -9 en -17 graden Celsius.48 GTS moet hiervoor zelf volume en capaciteit contracteren. Volgens sommige marktpartijen ontstaat hierdoor een sterk verminderde prikkel om te investeren in opslagcapaciteit.49 Dit is echter niet correct. Marktpartijen die in gasopslag investeren of hebben geïnvesteerd kunnen immers – indien men dat wil – een deel van hun opslagcapaciteit aan GTS verkopen. De publieke taak van GTS leidt dus hooguit tot een andere ordening van de markt en niet tot een marktverstoring. Of capaciteit nu door GTS of door marktpartijen wordt ingekocht, maakt voor investeerders in gasopslag niet uit. Alleen in het geval dat GTS de hoeveelheid capaciteit die zij inkoopt ongemerkt kan verminderen tot een suboptimaal niveau, zal er voor de investeerder in gasopslag een risico ontstaan. Zolang GTS echter publiekelijk verantwoording af moet leggen over de capaciteit die zij contracteert, is de kans hierop nihil. De publieke taak is tevens een maatregel om het marktfalen dat in paragraaf 3.4 staat beschreven (de markt hoeft geen realtime evenwicht te hebben) tegen te gaan.50 Ten overvloede, rekenen we in Box 4 de omzet van gasopslag uit die ‘verloren’ zou kunnen gaan.

47 48 49 50

In dat geval stijgt de prijs waartegen die vorm van flexibiliteit wordt geleverd exponentieel met de discontovoet. De gevoelstemperatuur wordt als volgt berekend temp – wind/1,5, waarbij temp de temperatuur is en wind de windsnelheid. Ministerie van Economische Zaken, 2007, Gasopslag in Nederland In dat verband kan de vraag gesteld worden waarom de maatregel beperkt blijft tot de markt voor kleinverbruikers. Een mogelijke reden hiervoor is dat de prijselasticiteit op de markt voor grootverbruikers voldoende groot is. Of dit inderdaad het geval is, is echter onduidelijk. SEO ECONOMISCH ONDERZOEK

24

HOOFDSTUK 3

Box 4 Schatting van de omzet die gemoeid is met de buitenwerkingstelling van de gasopslagmarkt

Om de mate waarin deze maatregel de markt verstoort na te gaan hebben we een model geconstrueerd dat op basis van het aantal graaddagen het gasverbruik per dag voorspelt.51 Voor effectieve temperaturen die tussen 1951 en 2007 zijn voorgekomen, is nagegaan welk percentage van de gasafzet niet door eigenaren van seizoensopslag geleverd zou mogen worden. Dat bleek 0,05% van de afzet te zijn. Oftewel van elke miljard m3 (bcm) die geleverd wordt kan 500.000 m3 niet geleverd worden door de markt. Als de prijs op de dagen waarop een deel niet geleverd kan worden 10 keer zo groot is als op andere dagen, dan lopen marktpartijen naar schatting 3,8% van hun omzet mis. Omdat deze berekening met de nodige onzekerheid omgeven is,52 geeft Tabel 6 de relatie tussen de temperatuur waarop de capaciteit die GTS gecontracteerd heeft wordt ingezet (die wettelijk op -9 staat), de prijsverhouding tussen de prijs op dagen dat GTS levert en de prijs op dagen dat GTS niet levert en de gemiste omzet. Het verlies aan omzet ligt tussen de 1,5 % en 7,6 %. Tabel 6

Welk percentage omzet lopen marktpartijen mis als gevolg van regulering GTS?

Effectieve temperatuur -8 -9 -10

Prijsverhouding 5 10 3,3% 2,3% 1,5%

20 5,3% 3,8% 2,6%

7,6% 5,8% 4,2%

Op basis hiervan concluderen we dat de invloed van dit marktfalen (als het er al zou zijn) waarschijnlijk beperkt is, omdat de invloed ervan op de investeringsbeslissing beperkt zal zijn. Naast het feit dat de regulering van GTS een beperkte invloed op de omzet lijkt te hebben, zullen bedrijven omzet op dagen met strenge vorst namelijk zwaarder disconteren (minder zwaar meewegen) dan omzet op andere dagen. De omzet op dagen met strenge vorst is immers onzekerder en dus een minder betrouwbare basis om de investeringsbeslissing op te baseren. Hierdoor daalt het belang ervan in termen van Netto Contante Waarde. De reden hiervoor is dat dagen met strenge vorst zeer onregelmatig voorkomen. Daarnaast mag verwacht worden dat het aantal dagen waarop de gevoelstemperatuur onder de -9 zakt door klimaatverandering lager zal liggen dan in de periode 1951-2007. Ook hierdoor neemt het financiële belang van de gemiste omzet af.

3.7 Beleidsconcurrentie vanuit omringende landen In Duitsland bestaat op kussengas een afschrijvingsfaciliteit. Bedrijven die investeren in seizoensopslag kunnen daardoor de investering in het kussengas aftrekken van de belasting. Uitgaande van een afschrijvingstermijn van kussengas van 25 jaar, een tarief van de vennootschapsbelasting van 25% en een reële discontovoet van 7% heeft een bedrijf dat in Duitsland kussengas aankoopt voor (seizoens)opslag een voordeel van 15,2%. Van elke euro die een bedrijf investeert in kussengas, hoeft het 15,2 eurocent minder belasting te betalen. Bij een

51 52

Het model is bepaald op basis van de jaren 1996, 2000 en 2003. Dit komt voort uit het gegeven dat wij alleen de beschikking hebben over gemiddelde temperaturen en windsnelheden per dag, terwijl eventuele buitenwerkstelling kan geschieden op uurbasis.



25

afschrijvingstermijn van 33 jaar is het voordeel 12,5%.53 Of de afschrijvingsfaciliteit in Duitsland ook leidt tot additionele investeringen in gasopslag in lege velden is onduidelijk. De meeste gasopslagen die in de afgelopen jaren in Duitsland zijn gebouwd of gepland, zijn namelijk zoutcavernes (Sedlacek, 2005 en Gas Matters, July 2007). Dit zou veroorzaakt kunnen worden door het feit dat een afschrijvingsfaciliteit niet de meest geschikte manier is om het marktfalen op de markt voor gasopslag op te lossen (zie paragraaf 3.2).54 Voor Nederland ontstaan zowel voor- als nadelen als gevolg van de (fiscale) stimulering van het investeren in opslagcapaciteit door Duitsland. Het voordeel is dat Nederlandse consumenten hun gasopslag goedkoop kunnen inkopen in het buitenland (en daar via hun belastingen niets voor hoeven te betalen). Dit resulteert in een stijging van het consumentensurplus. Als mogelijk nadeel wordt in de literatuur genoemd dat Duitsland hierdoor – als er sprake is van netwerk- en schaalvoordelen – een zogenaamd first-mover advantage ontwikkelt (Correljé, 2006). Het is echter de vraag of er inderdaad sprake is van substantiële netwerk- en schaalvoordelen. De schaalvoordelen zouden samenhangen met de observatie dat er sprake is van sterk dalende marginale kosten als in een keer een grotere pijp of faciliteit wordt geconstrueerd. Het blijft echter onduidelijk hoe groot deze schaalvoordelen zijn. Daar komt bij dat de risico’s van projecten toenemen naarmate de omvang toeneemt. De hogere risico’s vertalen zich in een hoger vereist rendement en een lagere verwachte winst in termen van Netto Contante Waarde (NCW). De netwerkvoordelen hangen samen met het optreden van economies of scale: een gasopslag is extra waardevol als er pijpleidingen naar veel consumenten lopen. Hierdoor zou inderdaad een first mover advantage op kunnen treden. Het is echter onduidelijk wat de baten van deze first mover advantage zijn, i.e. hoe waardevol is het om een first mover advantage te creëren? Er zijn twee redenen waarom deze baten waarschijnlijk beperkt zijn. De eerste reden is dat er weinig spillovers naar andere sectoren zijn. Dit in tegenstelling tot bijvoorbeeld de spillovers van een financieel handelscentrum, zoals Londen. De tweede reden is dat Nederland op de korte tot middellange termijn een verminderd belang heeft bij het stimuleren van investeringen in seizoensflexibiliteit. Een verbeterde toegang tot seizoensflexibiliteit leidt er namelijk toe dat de concurrentie tussen enerzijds GasTerra en anderzijds aardgas afkomstig uit Noorwegen, Rusland en Algerije geïntensiveerd wordt, waardoor de gasprijzen kunnen dalen. Hierdoor daalt het producentensurplus. De daling van het producentensurplus is overigens geringer dan de stijging van het consumentensurplus. Merk op dat naarmate het Groningenveld meer uitgeput raakt, de omvang van dit effect zal afnemen. Een laatste nadeel is dat extra opslag in Duitsland leidt tot minder opslag in Nederland. Dit nadeel is vooral relevant als opslag in Nederland eigenlijk goedkoper is dan in Duitsland én investeerders in opslag een afdracht aan de Nederlandse overheid betalen. De afschrijffaciliteit in Duitsland leidt dan tot een daling van de afdracht in Nederland. Maatregel Een mogelijke maatregel is de introductie van een subsidie of afschrijvingsfaciliteit voor investeringen in gasopslag. Een belangrijk aandachtspunt daarbij is het tijdstip waarop deze

53 54

Deze percentages zijn berekend door de netto contante waarde van de afschrijvingsfaciliteit uit te rekenen. Er kunnen andere redenen zijn waarom investeringen in lege gasvelden niet van de grond komen. Een daarvan is de vraag of derden in Duitsland wel toegang hebben tot lege gasvelden. SEO ECONOMISCH ONDERZOEK

26

HOOFDSTUK 3

subsidie of afschrijvingsfaciliteit geïntroduceerd wordt. Des te later de introductie des te kleiner het negatieve effect op de ‘rent’ van de verkoop van aardgas aan het buitenland.

3.8 Samenvattend In deze paragraaf zijn zeven mogelijke vormen van markten overheidsfalen geanalyseerd. Van deze zeven vormen van markten overheidsfalen zijn er drie die ofwel zodanig beperkt van omvang zijn dat ze geen correctie nodig hebben ofwel geen marktfalen zijn (zie Tabel 7, kolom 2): • • •

De afwezigheid van een betrouwbaar prijssignaal op de spotmarkt; Inkoop van capaciteit door GTS; en Capaciteit voor extreme winters niet altijd rendabel (opgelost door inkoop capaciteit door GTS).

Vier vormen van markten overheidsfalen zijn mogelijk omvangrijk: • Dreigende overheidsregulering; • Onvoldoende mogelijkheden om de investeringsrisico’s met betrekking tot kussengas te diversifiëren; • Effect beleidsconcurrentie; • Invloed capaciteitstarief GasTerra. Tabel 7

Efficiënte maatregelen om markten overheidsfalen te beperken

Type markt- of overheidsfalen Dreigende overheidsregulering

Omvang markt- of overheidsfalen Mogelijk omvangrijk

Efficiënte maatregel n.v.t.

Onvoldoende diversificatie investering in kussengas

Mogelijk omvangrijk

Introductie termijncontract door de overheid

Geen betrouwbaar prijssignaal op de TTF

Gering

Niet nodig

Capaciteit voor extreme winters niet altijd rendabel

Mogelijk omvangrijk

Inkopen van capaciteit door GTS

Invloed capaciteitstarief GasTerra

Mogelijk omvangrijk

Aanpassing capaciteitstarief GasTerra, maar onduidelijk hoe?

Inkoop van capaciteit door GTS

Gering

Niet nodig

Beleidsconcurrentie

Mogelijk Vooralsnog onduidelijk

Introductie afschrijffaciliteit?


MKBA GASOPSLAG

4

27

Maatschappelijke kosten-batenanalyse

In dit hoofdstuk bespreken we de resultaten van de scenario’s zoals die met het CPB model NATGAS zijn gemaakt. In paragraaf 4.1 wordt het nulalternatief kort toegelicht. In paragraaf 4.2 worden de doorgerekende projectalternatieven kort besproken. Vervolgens wordt in paragraaf 4.3 een korte beschrijving van het NATGAS model gegeven. Daarbij wordt ook een overzicht gegeven van de gemaakte aannames met betrekking tot de kosten van productie, opslag, transport en LNG.

4.1 Bespreking nulalternatief: Bestaand beleid In het nulalternatief is sprake van één marktfalen en één overheidsfalen. Het marktfalen is dat er onvoldoende mogelijkheden zijn om het investeringsrisico te diversifiëren. De investeerder(s) in gasopslag dragen dus het volledige risico met betrekking tot prijsschommelingen van kussengas. Door dit marktfalen stijgen de (gepercipieerde) kosten van gasopslag in een leeg gasveld van € 0,048 m3/jaar naar € 0,058 m3/jaar. Dit wordt veroorzaakt door het feit dat de gebrekkige diversificatiemogelijkheden bij investeerders leiden tot een hoger vereist reëel rendement op het geïnvesteerde vermogen: 7% in plaats van de gebruikelijke 5%. Het overheidsfalen is dat in Duitsland sprake is van een afschrijvingsfaciliteit voor kussengas. Hierdoor is investeren in opslagfaciliteiten in Duitsland aantrekkelijker dan in de buurlanden. De kosten van opslag in het Verenigd Koninkrijk zijn in het nulalternatief lager dan de kosten in Nederland. De reden is dat het risico op kussengas wel via de markt kan worden afgedekt.

4.2 Bespreking projectalternatieven In deze paragraaf bespreken we de drie projectalternatieven waarvan de welvaartseffecten in de MKBA worden doorgerekend. De drie projectalternatieven zijn: (i) een subsidie of afschrijvingsfaciliteit op de investeringskosten van gasopslag; (ii) de introductie van de mogelijkheid om bij de Nederlandse Staat het risico op kussengas af te dekken door middel van een termijncontract; en (iii) de introductie van de mogelijkheid om bij de Nederlandse Staat het risico op kussengas af te dekken in combinatie met een afdracht voor het gebruik van gasvelden. De drie projectalternatieven worden hieronder verder toegelicht. De mogelijkheid om kussengas te leasen is niet expliciet onderzocht. Hiervoor zijn twee redenen aan te geven. De eerste reden is dat de introductie van een termijncontract door de overheid een efficiënte maatregel is om het ontbreken van een termijnmarkt op te vangen. Indien bepaalde marktpartijen een leaseconstructie prefereren boven een termijncontract hebben zij altijd de mogelijkheid om het termijncontract in de private sector te herfinancieren. De tweede reden is dat onder bepaalde vormen van een leasecontract de lessor (over het algemeen de leverancier van het kussengas) het risico loopt dat de lessee (de investeerder in gasopslag) het leasecontract beëindigt. In het leasecontract zullen dan afspraken moeten zijn opgenomen over de prijs (en het risico daarop) van het kussengas. In feite gaat het hier om wederom een termijncontract, maar nu met een looptijd van mogelijk dertig tot vijftig jaar. Een van de constateringen van dit onderzoek was nu juist dat de termijnmarkt (voor contracten met een looptijd tot vijf jaar) mogelijk niet


28

HOOFDSTUK 4

voldoende functioneert. De termijnmarkt voor contracten met een looptijd van dertig tot vijftig jaar ontbreekt volledig. Een leasecontract verergert in deze zin juist de problematiek van het ontbreken van termijnmarkten in plaats van dat ze hier een oplossing voor biedt.

4.2.1 Projectalternatief 1: Subsidie op kussengas In dit eerste projectalternatief introduceert de Nederlandse overheid een subsidie of afschrijvingsfaciliteit op het kussengas om het geconstateerde marktfalen te compenseren.55 De hoogte van de subsidie in dit projectalternatief is zodanig vastgesteld dat het marktfalen volledig wordt gecorrigeerd. Zonder marktfalen zou de kostprijs van opslag in een gasveld € 0,048 m3/jaar bedragen (op basis van een reële discontovoet van 5% en een afschrijvingstermijn van 30 jaar). Als het risico niet via een termijncontract kan worden afgedekt, dan zijn de kosten van gasopslag in een gasveld gelijk aan € 0,058 m3/jaar (in verband met de stijging van de reële discontovoet van 5% naar 7%). De subsidie moet dus zodanig zijn dat het kostenverschil van € 0,058 - € 0,048 = € 0,01 m3/jaar overbrugd wordt. Omgerekend naar de investeringskosten betekent dat een subsidie van € 0,036 per m3 werkvolume. Merk op dat de hoogte van de subsidie die in de praktijk moet worden gegeven, mede wordt beïnvloed door de verandering van het rendement dat de investeerder eist op zijn investering. Deze verandering van het rendement is bij de onderzoekers niet bekend. De hoogte van de gehanteerde subsidie in dit rapport moet daardoor met de nodige voorzichtigheid worden geïnterpreteerd. De belangrijkste conclusies van het rapport wijzigen hier echter niet door.56 De investeringskosten dalen daardoor van € 0,62 per m3 werkvolume naar € 0,584 per m3 werkvolume. Per bcm werkvolume moet dus 1 bcm * € 0,036 per m3 = € 36 miljoen aan subsidie worden betaald. De andere lidstaten voeren geen veranderingen door in bestaande regelingen. Duitsland behoudt dus zijn afschrijvingsfaciliteit voor kussengas.

4.2.2 Projectalternatief 2: Introductie van een termijncontract In het tweede projectalternatief introduceert de overheid voor bedrijven de mogelijkheid om het risico op kussengas af te dekken. De risicopremie voor kussengas bestemd voor gasvelden is 30%, voor kussengas bestemd voor zoutcavernes 15%. Het verschil in risicopremie is een gevolg van het verschil in de duur van het termijncontract. Het termijncontract voor het kussengas bestemd voor een gasveld zal namelijk een langere looptijd hebben (vier jaar), dan een termijncontract voor een zoutcaverne (twee jaar). De betaling op een termijncontract vindt plaats nadat het termijncontract verstreken is. Er zijn twee soorten termijncontracten met betrekking tot de afloop:

55 56

NATGAS maakt geen onderscheid tussen een subsidie of een afschrijvingsfaciliteit met hetzelfde netto voordeel. In de rest van dit rapport zullen we consequent de term subsidie gebruiken. De subsidie is berekend door de NCW van een opslag met een opbrengst van € 0,048 per m3 te berekenen op basis van een reële discontovoet van 6%. Als de discontovoet niet 6% maar 6,5% is, dan bedraagt de subsidie € 0,079 in plaats van € 0,036 per m3. Merk op dat de discontovoet is hoger moet zijn dan 5%, omdat de investerende partij – ook al krijgt deze een subsidie – nog steeds een risico loopt op het kussengas. De reële discontovoet moet echter lager zijn dan 7%, omdat de subsidie het risico wel verlaagt. De reden waarom de conclusie niet wijzigt is dat de hoogte van de te betalen risicopremie en de stijging van de rendementseis als het risico niet via de termijnmarkt kan worden afgedekt (op een bepaalde wijze) aan elkaar gerelateerd zijn. Een hogere risicopremie betekent immers dat het risico groter is en daarmee dat de stijging van de rendementseis ook groter moet zijn.


MAATSCHAPPELIJKE KOSTEN-BATENANALYSE

•

•

29

Er kan sprake zijn van fysieke levering van het onderliggende goed. De Staat levert in dit geval het aardgas aan de investeerder in gasopslag en ontvangt daarvoor de van tevoren afgesproken prijs. Er kan sprake zijn van een cash settlement, waarbij het prijsverschil tussen het termijncontract en een prijs voor aardgas (op basis van spotmarkt of marktwaarde) wordt afgerekend in geld. De investeerder in gasopslag koopt zijn gas dan in bij een marktpartij en betaalt daarvoor de spotprijs of marktwaarde.

In financiële termen is er geen verschil tussen een fysieke levering en een cash settlement voor zowel de Staat als de investeerder in gasopslag. Stel dat de uitoefenprijs van het termijncontract € 0,25 m3 is. De spotprijs op het moment dat het contract afloopt is € 0,20 m3. Het termijncontract heeft een omvang van vier bcm. Stel dat sprake is van fysieke levering. De Staat zou dan € 1 miljard ontvangen van de investeerder en het gas leveren. De Staat betaalt aan de leverancier van het gas de dan geldende marktprijs: € 0,20 m3 * 4 bcm = € 0,8 miljard. De Staat ontvangt dus netto € 1 miljard - € 0,8 miljard = € 0,2 miljard. Stel nu dat sprake is van een cash settlement. De investeerder koopt het gas dan in op de spotmarkt tegen € 0,20 m3 en betaalt daarvoor € 0,8 miljard. Daarnaast moet de investeerder nog (€ 0,25 m3 - € 0,20 m3)*4 bcm = € 0,2 miljard aan de Staat betalen. In beide gevallen ontvangt de Staat dus € 0,2 miljard. Als de spotprijs hoger is dan de uitoefenprijs (stel € 0,30 m3 in plaats van € 0,20 m3), moet de Staat netto € 0,2 miljard aan de investeerder betalen. Tot slot voeren de andere lidstaten van de EU in dit projectalternatief geen veranderingen door in hun beleid. We analyseren dus de welvaartseffecten als Nederland het enige land is, waar bedrijven bij de overheid een termijncontract af kunnen sluiten. Dit neemt niet weg dat er andere landen kunnen zijn, war termijncontracten via de beurs of de OTC markt kunnen worden afgesloten, zoals het Verenigd Koninkrijk.

4.2.3 Projectalternatief 3: Introductie termijncontract plus een afdracht aan de Staat In het derde projectalternatief kijken we naar de mogelijkheid voor de Staat om bedrijven een afdracht te laten betalen voor het gebruik van lege gasvelden. De gedachte hierachter is dat lege gasvelden wel eens een schaars goed kunnen zijn, waarvoor betaald kan (of moet) worden. Stel bijvoorbeeld dat opslag in gasvelden in Nederland goedkoper is dan andere vormen van seizoensflexibiliteit (waaronder gasopslag in andere landen). In dat geval kan de Nederlandse Staat een deel van dit kostenverschil naar zich toe trekken door een afdracht te introduceren. Als gasopslag in Nederland duurder is dan andere vormen van seizoensflexibiliteit, dan zal de opbrengst van de afdracht nul zijn. We gaan er in dit projectalternatief vanuit dat de andere lidstaten geen veranderingen doorvoeren in bestaande regelingen. De afdracht aan de Staat wordt in dit scenario gecombineerd met de introductie van een termijncontract door de Staat (zie paragraaf 4.2.2). Uit modelberekeningen is namelijk gebleken dat zonder een termijncontract opslag in gasvelden niet de goedkoopste manier is om in seizoensflexibiliteit te voorzien. De opbrengst van de afdracht is in dat geval nul. Dit is de reden dat gekeken wordt naar de combinatie van een termijncontract en een afdracht.


30

HOOFDSTUK 4

4.3 Beschrijving NATGAS Model NATGAS is een integraal model van de gasmarkt in Europa, waarin de groothandelsmarkt van gas gemodelleerd wordt. Het model levert projecties van aanbod-, transport-, opslagen vraagpatronen in Europa. Het model onderscheidt twee seizoenen (zomer en winter). Vanwege de rekentijd wordt standaard gerapporteerd in periodes van vijf jaar.57 De modelresultaten bestaan uit investeringen in productie, opslag, transport en LNG importterminals, de productie en consumptie van aardgas, uitputting van aardgasvelden en de prijs van aardgas. NATGAS is een (partieel) evenwichtsmodel dat de langetermijneffecten van beleidsmaatregelen op het gedrag van gasproducenten en gasprijzen in Europa doorrekent. NATGAS omvat de belangrijkste Europese vraagcentra, zoals het Verenigd Koninkrijk, Duitsland, Nederland en Italië. De belangrijkste producenten die in het model aan bod komen zijn: Rusland, Noorwegen, Algerije. Nederland en het Verenigd Koninkrijk. Ook de beschikbaarheid van LNG wordt meegenomen. De productiekosten van aardgas zijn gebaseerd op data van TNO-NITG en IEA (2005). Vanwege het politieke risico vraagt investeren in Rusland en Algerije, inclusief investeringen in transportleidingen tot aan de EU grens, een reëel rendement op het geïnvesteerde vermogen van 10% in plaats van (de in het model gebruikelijke) 5%. De investeringskosten in transportleidingen over land bedragen € 0,30 m3/1000 km, over zee € 0,60 m3/1000 km (TNO-NITG). De variabele transportkosten bedragen € 0,005 m3/1000 km (TNO-NITG). De prijs van LNG in het basisscenario is € 0,20 per m3 in de winter en € 0,16 per m3 in de zomer.58 LNG importterminals kosten € 45 miljoen per bcm per jaar (gebaseerd IEA 2003). Daarnaast wordt rekening gehouden met transportkosten voor LNG. Een uitgebreidere beschrijving van deze gegevens is te vinden in Mulder en Zwart (2006).59 De investeringskosten (in m3 werkvolume) en de kosten (in m3 per jaar) van gasopslag in lege gasvelden zijn gebaseerd op Ilex (2005), waarbij de verhouding tussen werken kussengas is aangepast van 1:2,5 naar 1:1 is en rekening is gehouden met een stijging van de kapitaalskosten van 50% tussen 2004 en 2008 (zie voor een uitgebreide beschrijving Box 1). Tabel 8 geeft de investeringskosten en de kosten per jaar weer voor zowel een gasveld als een zoutcaverne.60 Als we rekening houden met de risicopremie, dan zijn de investeringskosten per m3 werkvolume € 0,68 voor een gasveld en € 1,34 per m3 werkvolume voor een zoutcaverne.61 Zonder risicopremie zijn de investeringskosten wat lager. Merk op dat hoewel de investering zonder risicopremie lager is voor zowel de zoutcaverne als het gasveld, de kosten per m3 per jaar juist een tegenovergesteld beeld laten zien. De reden daarvoor is dat investeerders vanwege het ontbreken van een termijncontract een hoger risico lopen en dus een hoger rendement op het geïnvesteerde vermogen zullen eisen. Deze stijging van het rendement op het eigen vermogen zal voor een gasveld groter zijn dan voor een zoutcaverne, omdat de investering in kussengas voor een gasveld groter is dan voor een zoutcaverne.

57 58 59 60 61

Het is mogelijk om kortere of langere periodes te kiezen. Tot en met 2011 is het verschil tussen de gemiddelde forwardprijs in de zomer en de winter maximaal € 0,023 m3. Zie www.futures.tradingcharts.com. In dit rapport is uitgegaan van 50% hogere kosten dan in CPB (2006) zijn gehanteerd. De reden daarvoor is dat er sprake is van een zeer sterke stijging van de kapitaalskosten op de olie- en gasmarkt (zie IEA, 2007). Ook de kostengegevens van een zoutcaverne zijn gebaseerd op Ilex (2005). Ook voor zoutcavernes zijn de kapitaalskosten verhoogd met 50% (IEA, 2007). Deze kosten zijn hoger dan de kosten zoals gerapporteerd in Tabel 3, omdat nu wel rekening gehouden is met een risicopremie.



Tabel 8

Investeringskosten van opslag (per m3 werkvolume) en jaarlijkse kosten (per m3 werkvolume per jaar)

Zonder risicopremie Met risicopremie Bron:

31

Gasveld Investeringskosten € 0,62 € 0,68

Kosten € 0,058 € 0,048

Zoutcaverne Investeringskosten € 1,32 € 1,34

Kosten € 0,097 € 0,088

Ilex (2005); inschatting risicopremie op basis van Lemmen (2006)

Tot slot bespreken we de gemaakte aannames met betrekking tot de flexibiliteit van velden. Tot en met 2011 kan Groningen gemiddeld 42,5 bcm leveren. Tussen 2011 en 2016 is dat gemiddeld 37,5 bcm per jaar. Daarnaast nemen we aan dan Groningen tot 2016 in geval van een strenge winter eenmalig 57,5 bcm per jaar kan leveren. Tussen 2017 en 2021 kan Groningen maximaal 32,5 bcm per jaar produceren. Na 2026 daalt de maximale productiecapaciteit van Groningen gestaag van 27,5 tot 0 bcm per jaar. Vanaf 2017 kan Groningen geen extra flexibiliteit leveren in geval van een strenge winter. Verder is voor alle aardgasproducerende landen in het model de aanname gemaakt dat een toename van de gasproductie van meer dan 50% in 5 jaar niet realistisch wordt geacht. In de diverse scenario’s lopen Polen, Roemenië en Algerije tegen deze beperking aan.62 Als we deze beperking loslaten, dan worden Oost-Europa en Algerije (afhankelijk van het scenario) een grote leverancier van flexibiliteit. Productieflexibiliteit uit deze landen is dus goedkoper dan gas zonder swing uit deze landen te importeren en het gas op te slaan in gasvelden. Aan de vraagkant doet zich in de periode 2017-2021 een aantal strenge winters voor, waardoor de gasvraag in deze winters 30 bcm hoger uitvalt dan in een normale winter.63 Door nu de aanwezige flexibiliteitsbronnen in de periode 2012-2016 te vergelijken met die in 2017-2021 krijgen we een indruk op welke wijze het best in seizoensflexibiliteit kan worden voorzien. Merk op dat de periode 2017-2021 ook de periode is dat Groningen minder seizoensflexibiliteit kan leveren (geen 37,5 bcm per jaar maar 32,5 bcm per jaar) en geen extra flexibiliteit meer kan leveren.64,65 Verder is voor een vergelijk van deze twee periodes gekozen omdat het vanwege de lead-time van investeringen in gasopslag, productie, e.d., niet aannemelijk dat nieuwe flexibiliteitsbronnen in substantiële hoeveelheden vóór 2017 op de markt zullen komen.

4.4 Resultaten MKBA Seizoensflexibiliteit wordt gedefinieerd als het verschil tussen de hoeveelheid gas die in de winter en de zomer wordt geleverd. Als een producent dus in de winter 30 bcm levert en in de zomer 20 bcm, dan levert die producent 10 bcm aan seizoensflexibiliteit. Levert een producent zowel 10 bcm in de zomer als de winter, dan levert die producent geen seizoensflexibiliteit. Merk op dat opslag – volgens deze definitie – twee keer zoveel seizoensflexibiliteit levert als er werkvolume is. 62 63 64 65

Als we deze beperking loslaten, dan worden Algerije en Oost-Europa leveranciers van flexibiliteit. Flexibiliteit importeren uit deze landen is dus goedkoper dan baseload importeren en het gas opslaan in gasvelden. De standaardlengte van een periode in NATGAS is vanwege rekentijd 5 jaar. Het rapport is dus conservatief ten aanzien van de productiecapaciteit van het Groningenveld. De implicatie hiervan is dat de behoefte aan flexibiliteit uit andere bronnen wat groter zal zijn. Deze extra flexibiliteit van Groningen tot 2016 zit niet in het NATGAS model. Dat is de reden dat we in het NATGAS model een strenge winter in 2017-2021 mogen vergelijken met een normale winter in 2011-2016. Tot 2016 kan Groningen immers de benodigde flexibiliteit leveren.


32

HOOFDSTUK 4

Een opslagfaciliteit van 1 bcm levert immers -1 bcm in de zomer (het gas wordt opgeslagen) en 1 bcm aan gas in de winter (het gas wordt uitgezonden). Een opslagfaciliteit van 1 bcm levert dus 2 bcm aan seizoensflexibiliteit.

4.4.1 Herkomst seizoensflexibiliteit in het nulalternatief Om een indruk te krijgen waar in het nulalternatief de seizoensflexibiliteit vandaan komt, bespreken we de uitkomsten van de modelrun van het nulalternatief. We vergelijken daarbij de seizoensflexibiliteit tussen 2017 en 2021 met de seizoensflexibiliteit tussen 2012 en 2016. Op deze wijze krijgen we een indruk welke bronnen aan de behoefte aan seizoensflexibiliteit tegemoet komen. In deze paragraaf worden geen welvaartseffecten besproken. Dit gebeurt in de volgende paragrafen bij de projectalternatieven. Figuur 6

Herkomst seizoensflexibiliteit in Europa in het nulalternatief

200 160 120 80 40 0 2012-2016 Groningen

Overige productieflexibiliteit

2017-2021 LNG terminals

Opslag

Vraag seizoensflexibiliteit

Figuur 6 laat zien welke bronnen seizoensflexibiliteit leveren in de periode 2012-2016 en 20172021. In de figuur is te zien dat de toename van de vraag naar seizoensflexibiliteit (+26 bcm) en de afname van Groningen als leverancier van seizoensflexibiliteit (-9 bcm) wordt opgevangen door een grotere hoeveelheid flexibiliteit uit opslag (+19 bcm) en seizoensflexibiliteit via LNG importterminals (+18 bcm). In het nulalternatief is het Verenigd Koninkrijk (tot 2021) het enige land waar naast LNG importterminals opslagcapaciteit wordt bijgebouwd. LNG importterminals voorzien alle andere Europese landen (Frankrijk, Spanje, Duitsland, Italië, Nederland en Polen) in de behoefte aan additionele seizoensflexibiliteit.66 De reden dat in het Verenigd Koninkrijk wel en in de overige Europese landen tot 2021 geen opslagcapaciteit wordt bijgebouwd is dat in het Verenigd Koninkrijk het risico op kussengas wel via de markt (het NBP) kan worden afgedekt.67 In het nulalternatief is opslag in het Verenigd Koninkrijk daarmee goedkoper dan in de rest van 66

67

Zonder de kostenstijgingen van de afgelopen jaren geeft het model aan dat productieflexibiliteit uit Algerije en/of Oost-Europa een concurrerend alternatief voor seizoensflexibiliteit uit opslag en LNG is. Deze landen moeten er dan wel in slagen om hun productiecapaciteit met meer dan 10% per jaar uit te breiden. Als transportcapaciteit tussen het Verenigd Koninkrijk en Nederland in voldoende mate voorradig is, dan kunnen investeerders in gasopslag in Nederland het prijsrisico op kussengas op het NBP afdekken. Daarmee zou het marktfalen zijn ‘opgelost’ en vervalt de legitimiteit voor overheidsingrijpen. Het is echter twijfelachtig of investeerders in Nederland voldoende toegang hebben tot de NBP. Zo vloeide er in 2006 geen extra gas over de Interconnector richting het Verenigd Koninkrijk, hoewel aan alle voorwaarden daarvoor (hogere prijs op het NBP dan op Zeebrugge en de TTF en de beschikbaarheid van additionele capaciteit op de Interconnector) voldaan was (House of Commons, 2006, blz. 3).



33

Europa en is het concurrerend met seizoensflexibiliteit uit LNG. In het nulalternatief is seizoensflexibiliteit uit opslag in de rest van Europa duurder (minstens € 0,058 m3) dan seizoensflexibiliteit uit LNG. De spread tussen zomer en winterprijzen van LNG is namelijk ‘slechts’ € 0,04 m3.68 Op deze vragen gaan we hier achtereenvolgens in. LNG wordt over het algemeen niet gezien als een substantiële bron van seizoensflexibiliteit. De gedachte daarachter is dat de (vaste) productiekosten van LNG zo hoog zijn, dat LNG alleen rendabel is bij zeer hoge bezettingsgraden. Europa importeert echter volgens het model in 20172021 in totaal 114 bcm aan LNG, waarvan 47 bcm in de zomer. Dit impliceert een minder dan volledige bezettingsgraad van de LNG importterminals in Europa.69 Ten aanzien van LNG als bron van seizoensflexibiliteit spelen twee vragen. De eerste vraag is waarom LNG voor Europa een (goedkope) bron van seizoensflexibiliteit is. De tweede vraag is of LNG een betrouwbare bron van seizoensflexibiliteit is. Waarom kan LNG voor Europa een goedkope bron van seizoensflexibiliteit zijn? LNG is voor Europa een goedkope bron van seizoensflexibiliteit, omdat (i) LNG in de winter voor de Noord-Amerikaanse markt te duur is; en (ii) Noord-Amerika beschikt over veel goedkope opslagcapaciteit. Dit leidt ertoe dat Noord-Amerika meer LNG in de zomer dan in de winter importeert, i.e. in Noord-Amerika heeft LNG een negatieve swing (zie Figuur 7). De sterke groei van de LNG markt in de komende jaren – van 242 bcm in 2005 tot 600 bcm in 2015 – maakt het mogelijk dat de verschillende regionale gasmarkten (Noord-Amerika, Europa, Azië) met elkaar beginnen te integreren (IEA, 2007). De Noord-Amerikaanse gasmarkt levert daar volgens de EIA een grote bijdrage aan:

North America is expected to see the biggest increase in LNG imports over the period between 2004 and 2015. All the LNG destined for the United States market is likely to respond to short term price trends rather than be fixed volumes on long term contracts. This will mean that North America makes a large entrance on, and contribution to, the globalising gas market. (EIA, 2007, blz. 61) De groei van de wereldwijde LNG markt is overigens met een behoorlijke mate van onzekerheid omgeven (Jensen Associates, 2007). De schattingen voor de omvang van de wereldwijde LNG markt die zij presenteren lopen uiteen van 422 tot 640 bcm in 2020. Ten opzichte van 2005 zal de LNG markt dus toenemen - zo is de verwachting - met minimaal 74% en maximaal 164%. De hoeveelheid LNG die beschikbaar komt voor het Atlantisch Bassin zal volgens Jensen Associates (2007) in 2020 uitkomen tussen de 161 en 342 bcm. Dit is een stijging van minimaal 142% en maximaal 415% ten opzichte van 2005. De grootste onzekerheid bestaat ten aanzien van de leveranties van LNG aan OECD Europa. Deze kunnen in 2020 uitkomen tussen de 51 en 180 bcm (in 2005 47 bcm). De bepalende factor daarbij is de beslissing van Rusland om gas uit Sakhalin II via LNG of via een pijpleiding te leveren. De onzekerheid omtrent de ontwikkeling van de LNG markt zijn in NATGAS meegenomen door gevoeligheidsanalyses uit te voeren waarin sprake is van hogere prijzen van LNG (en dus een lager aanbod) of een hogere spread

68 69

Naast de spread tussen zomer- en winterprijzen zijn ook de kosten van LNG importterminals van belang. Deze zijn echter relatief gering. In de wereld staat twee keer zoveel capaciteit aan LNG importterminals als LNG productiecapaciteit. De gemiddelde LNG importterminal komt dus niet in de buurt van een bezettingsgraad van 100%. Zie ook de bezettingsgraad van de LNG importterminal op Isle of Grain (Figuur 1).


34

HOOFDSTUK 4

tussen zomer- en winterprijzen, waardoor LNG minder aantrekkelijk wordt als leverancier van flexibiliteit. De EIA verwacht dan ook dat interregionale exporten van LNG toe zullen nemen van 90 bcm in 2004 tot 200 bcm in 2015. De integratie van de verschillende regionale gasmarkten zal ook leiden tot een integratie van de regionale opslagmarkten. Er kan dus – als gevolg van de opkomst van LNG – niet langer gesproken worden over de Europese of de Noord-Amerikaanse opslagmarkt, maar slechts over de wereldwijde opslagmarkt. Als gevolg daarvan zullen regionale prijsverschillen in opslagcapaciteit naar elkaar toe convergeren. Door de bouw van LNG importterminals kan toegang verkregen worden tot de Noord-Amerikaanse opslagmarkt. De lead-time van deze investeringen bedraagt (exclusief vergunningen) maximaal drie tot vier jaar. Figuur 7

LNG import in de Verenigde Staten in de zomer en winter (in bcm)

12 10 8 Zomer

6

Winter

4 2 0 1999

Bron:

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

http://tonto.eia.doe.gov/dnav/ng/hist/n9103us2m.htm, Bewerking: SEO Economisch Onderzoek

Is LNG een betrouwbare bron van seizoensflexibiliteit? De betrouwbaarheid van LNG als bron van seizoensflexibiliteit is afhankelijk van de flexibiliteit van de contracten die zijn afgesloten. Als het percentage LNG dat flexibel verhandeld wordt voldoende groot is, dan is de betalingsbereidheid voor LNG bepalend voor de vraag wie LNG geleverd krijgt. Figuur 8 toont de gerapporteerde netbackprijzen van Trinidad en Tobago en Algerije.70 De figuur laat zien dat het Verenigd Koninkrijk in de maanden januari en februari 2006 de hoogste bieder was op de LNG markt (en als gevolg daarvan additionele volumes geleverd kreeg).

70

Netbackprijzen voor LNG worden berekend door de waarde van het gas voor de verbruiker te verminderen met de kosten om het LNG naar het land van bestemming te brengen. De berekeningswijze is identiek aan het marktwaardeprincipe dat in Europa veel wordt gebruikt.



35

Figuur 8 Gerapporteerde LNG (netback)prijzen van verschillende exporthubs in 2006 (in $/Mmbtu)

Bron:

EIA (2007), prijspeil 2006

In 2004 werd 10,7% van het geproduceerde LNG verhandeld op spotbasis (Kim, 2006). Deze spotvolumes zijn direct afkomstig van de LNG producenten. In de loop van de tijd is de omvang van deze spotvolumes toegenomen, omdat het voor producenten acceptabeler is geworden dat een groter deel van het LNG op spotbasis verhandeld wordt. Naast de spotmarkt is sinds kort een tweede bron van flexibel LNG beschikbaar. Deze bron komt voort uit structurele veranderingen in de organisatiewijze van de LNG industrie: Regional price movements have driven some “globalisation” of gas trade , although volumes are relatively minor. These movements have also been facilitated by the changing business models of the LNG industry. Traditional LNG trades have been done between designated sellers and buyers. Today, more integrated oil and gas majors and national oil and gas companies are securing their own long-term LNG supply first through upstream equity holding and/or contracting. They then directly market LNG cargoes into multiple outlets. While many of the outlets are secured also on long-term basis, they tend to have more flexibility in diverting cargoes to different places. These trends naturally increase the ratio of cargoes counted as “spot,” although originally contracted on long-term basis (IEA, 2007, blz. 84) Deze additionele bron van ‘spot’-LNG maakt potentieel veel grotere volumes voor de levering van seizoensflexibiliteit beschikbaar. Aan de productiekant wordt deze trend verder mogelijk gemaakt door de opkomst van strategisch gelegen exporthubs: This trend will accelerate even further because a substantial amount of more flexible (hybrid) exporting plants which could supply cargoes to both Atlantic and Pacific LNG markets, are to be installed in Middle East countries, notably in Qatar, and also substantial shipping tonnage is going to be delivered in the coming years. Such flexible capacity in the Middle East could represent 25% of the global LNG exporting capacity by 2015 (IEA, 2007, blz. 84). De betrouwbaarheid van LNG als bron van seizoensflexibiliteit is dus vooral afhankelijk van de bereidheid om voor LNG te betalen. Als de Europese vraag gekenmerkt wordt door een grotere betalingsbereidheid dan vraag in de Verenigde Staten en/of Azië – bijvoorbeeld omdat de vraag niet of nauwelijks reageert op de prijs – zal LNG in de winter naar Europa komen. Voor zover


36

HOOFDSTUK 4

dit effect structureel is en daarmee valt te voorspellen, zal met name op de Noord-Amerikaanse markt opslagcapaciteit voor Europa worden gebouwd.

4.4.2 Projectalternatief 1: Subsidie In dit projectalternatief is het effect van een subsidie of afschrijvingsfaciliteit doorgerekend van € 0,036 per m3 werkvolume. Tot en met 2021 (de periode waar we in eerste instantie naar kijken) heeft deze subsidie nauwelijks effect. Er wordt in Nederland slechts 1,4 bcm aan werkvolume bijgebouwd tot en met 2021. De herkomst van seizoensflexibiliteit in Europa is dus vrijwel gelijk aan de situatie zoals die in Figuur 6 is weergegeven (en dat is de reden dat deze grafiek hier niet opnieuw wordt herhaald). De reden is dat LNG ook in dit geval een goedkopere bron van seizoensflexibiliteit is. Na 2021 wordt in Nederland – als gevolg van de subsidie – wel werkvolume bijgebouwd. In totaal gaat het vanaf 2031 om ruim 18 bcm aan werkvolume. Het effect van de subsidie ligt dus vooral in de periode na 2021. De reden is dat vanaf 2021 de spread op LNG begint op te lopen in combinatie met het feit dat opslag in Nederland (als gevolg van de subsidie) goedkoper is dan in het buitenland. De welvaartseffecten van dit projectalternatief zijn in tabel 9 weergegeven.

Tabel 9 Welvaartseffect projectalternatief 1 gemeten ten opzichte van het nulalternatief (in € mln)

Effect Maatregel (subsidie) Producentensurplus Groningen en kleine velden Consumentensurplus hoogcalorisch Afdracht aan de Staat Totaal

Omvang effect -363 -235 375 0 -223

Het projectalternatief levert een negatief welvaartsverlies op van ruim € 223 miljoen. Dat wordt veroorzaakt door de kosten van de subsidie (- € 363 miljoen) en de afname van het consumentensurplus (- € 235 miljoen). Het consumentensurplus stijgt met € 375 miljoen. De kosten van de subsidie worden als volgt berekend. In totaal wordt voor bijna 18 bcm * € 0,036 per m3 = € 648 miljoen euro aan subsidie gegeven. De netto contante waarde daarvan is € 291 miljoen. Hierboven op komen nog de kosten van belastingheffing die door de subsidie worden veroorzaakt, te weten 25% * - € 291 miljoen = - € 73 miljoen.71 In totaal - € 363 miljoen. De subsidie leidt tot een (geringe) daling van de spread tussen zomer- en winterprijzen. De oorzaak hiervan is dat de subsidie opslag goedkoper maakt. Deze daling leidt tot een afname van het producentensurplus op het Groningenveld van € 265 miljoen.72 Het consumentensurplus stijgt in totaal met € 375 miljoen.73 Ruim 72% hiervan valt toe aan de afnemers van laagcalorisch gas. De Staat heft in dit scenario geen afdracht. Het welvaartseffect hiervan is dus nul.

71 72 73

De kosten van belastingheffing worden veroorzaakt doordat elke euro extra belastingheffing leidt tot een daling van het Bruto Nationaal Product van 25 eurocent (zie De Nooij en Koopmans, 2004). Dit leidt tot een daling van de aardgasbaten. Het negatieve welvaartseffect daarvan is niet meegenomen. Dit leidt tot een stijging van de belastinginkomsten. Ook deze zijn niet meegenomen. Het netto effect op de belastinginkomsten is vermoedelijk negatief, omdat ruim 90% van de inkomsten uit Groningen toevallen aan



37

Concluderend kunnen we stellen dat de introductie van een subsidie op kussengas een daling van de welvaart veroorzaakt. Zie Box 5 voor een bespreking van het belang van mogelijke indirecte effecten. Box 5

Indirecte effecten in de MKBA

Binnen een MKBA moeten alle effecten van een maatregel worden meegenomen, zowel direct als indirect. Het NATGAS model van het CPB neemt alleen de directe effecten van de maatregelen mee, dat zijn de effecten van de maatregelen op de gasmarkt zelf. Uit deze directe effecten komen weer de indirecte effecten voort, hierbij wordt een deel van het effect doorgegeven aan andere actoren. Indirecte effecten zijn in deze MKBA niet meegenomen. In deze box beschrijven we een aantal mogelijke indirecte effecten en bespreken we het belang daarvan. De indirecte effecten zijn: de baten van directe en indirecte werkgelegenheid, effecten voor de toeleverende industrie, innovatie en indirect effecten op de belastinginkomsten Werkgelegenheidseffecten Het effect op de werkgelegenheid is waarschijnlijk niet heel groot. Dit heeft vooral te maken met de arbeidsmarkt. In wezen zorgt de arbeidsmarkt voor een evenwicht tussen vraag en aanbod van werknemers. Als een project meer werknemers vraagt, dan moeten deze ergens anders vandaan komen. Dit verhoogt de vraag naar arbeid, waardoor het loon licht stijgt. Door deze stijging daalt de vraag naar arbeid elders in de economie, waardoor per saldo geen extra werkgelegenheid ontstaat. In het geval dat er heel veel werkeloosheid is op de arbeidsmarkt, kan een investering wel tot meer werkgelegenheid leiden. Het is dan echter cruciaal om te beantwoorden waarom de arbeidsmarkt niet goed werkt (zie ook Eijgenraam et al 2000, p. 122). Gezien de op dit moment zeer lage werkloosheid mag verwacht worden dat zowel de directe als de indirecte werkgelegenheidseffecten nihil zijn. Indirecte effecten bij de afnemers van aardgas Een ander positief indirect effect dat niet in het NATGAS model zit, is dat afnemers van aardgas een concurrentievoordeel zouden kunnen ervaren. Opslag van gas tegen lagere kosten maakt gas in de winter namelijk goedkoper. De kosten van aardgas zijn vooral van belang in de energieintensieve industrie. Omdat deze over het algemeen een relatief vlak afnamepatroon heeft, profiteren zij juist het minst van de daling van de kosten van gasopslag. Alleen bij de glastuinbouw kan zich een positief effect voordoen. De glastuinbouw is momenteel onder druk van de afnemers hard bezig om minder gas te gebruiken onder andere door over te gaan op (semi-)gesloten kassen. Hierdoor zal de vraag naar aardgas in de tuinbouw sterk afnemen. Merk op dat de indirecte effecten bij huishoudens en het MKB zeer gering zijn. Huishoudens concurreren niet en voor het overgrote deel van het MKBA geldt dat de energiekosten slechts een fractie van de totale productiekosten zijn. Effect toeleverende industrie Het effect op de toeleverende industrie is niet onderzocht, maar lijkt klein te zijn. De reden is dat de toeleverende industrie een wereldwijde markt is, waar Nederlandse bedrijven slechts een

de Staat, terwijl van het consumentensurplus (voor zover dit zich vertaalt in winst) maximaal 30% toevalt aan de Staat.


38

HOOFDSTUK 4

geringe rol op spelen. Innovatie Het tempo van innovatie op de markt voor aardgas is vergeleken met andere sectoren – denk bijvoorbeeld aan de markten voor telecommunicatie, software en computers – zeer gering. De hieraan verbonden welvaartseffecten zullen dan ook gering zijn. Effect op belastingen Ook de indirecte effecten op de belastingen zijn niet meegenomen.74 Zo is het negatieve effect op de aardgasbaten niet meegenomen. Een daling van het producentensurplus (de rent) op Groningen en in mindere mate de kleine velden zal immers leiden tot lagere belastinginkomsten. Daartegenover staat dat ook het positieve effect van de stijging van het consumentensurplus op de belastinginkomsten niet is meegenomen. Omdat de belastingtarieven op het producentensurplus veel groter zijn dan op het consumentensurplus, is de som hiervan vermoedelijk negatief. De hier gerapporteerde effecten zijn dus een lichte overschatting Conclusie Per saldo lijken de indirecte effecten dan ook klein te zijn. Het niet expliciet meenemen ervan lijkt dan ook geen effect te hebben op de conclusie van de MKBA.

4.4.3 Projectalternatief 2: Introductie termijncontract door de Staat In dit projectalternatief introduceert de Staat voor bedrijven de mogelijkheid om een termijncontract af te sluiten. De effecten op de markt voor gasopslag zijn identiek aan die van projectalternatief 1 en worden hier daarom niet herhaald. Tabel 10 Welvaartseffect projectalternatief 2 gemeten ten opzichte van het nulalternatief (in € mln)

Effect Maatregel (termijncontract) Producentensurplus Groningen en kleine velden Consumentensurplus hoogcalorisch Afdracht aan de Staat Totaal

Omvang effect 0 -235 375 0 140

Tabel 10 geeft de welvaartseffecten weer van de introductie van een termijncontract door de Staat. De introductie van een termijncontract leidt tot een welvaartswinst van € 140 miljoen. Dit kan worden onderverdeeld in een stijging van het consumentensurplus van € 375 miljoen en een daling van het producentensurplus van € 235 miljoen. Het grote verschil met projectalternatief 1 is dat het afsluiten van een termijncontract voor de Staat welvaartsneutraal is (mits het termijncontract tegen marktcondities wordt aangeboden).

74

De effecten van de maatregelen zelf, zowel subsidie als afdracht, op de belastingen zijn wel meegenomen in de MKBA.



39

4.4.4 Projectalternatief 3: Introductie termijncontract plus een afdracht aan de Staat In projectalternatief 3a introduceert de Staat voor bedrijven de mogelijkheid om een termijncontract af te sluiten. Daarnaast wordt een afdracht van € 0,14 per m3 werkvolume ingevoerd.75 Deze afdracht aan de Staat leidt ertoe dat de kosten van het bouwen van werkvolume stijgen van € 0,68 per m3 werkvolume naar € 0,82 per m3 werkvolume. Het gevolg van de afdracht is dat er – in vergelijking met het nulalternatief – geen extra werkvolume wordt gebouwd. De opbrengst van de afdracht is dus, evenals het welvaartseffect, gelijk aan nul. In projectalternatief 3b bekijken we het welvaartseffect van een lagere afdracht. De combinatie van een termijncontract en een afdracht van € 0,04 per m3 werkvolume leidt tot een positief welvaartseffect van € 420 miljoen. Zowel de verandering in het producenten- als het consumentensurplus valt nu lager uit in vergelijking met projectalternatief 2. De afdracht leidt immers tot een hogere prijs voor opslag, waardoor de spread tussen zomer- en winterprijzen minder daalt. De (niet verdisconteerde) opbrengst van de afdracht is € 620 miljoen.76 In totaal wordt er namelijk 15,5 bcm bijgebouwd. Door de afdracht van € 0,04 per m3 werkvolume wordt dus 2,5 bcm minder aan werkvolume in Nederland bijgebouwd. Merk op dat de afdracht aan de Staat gedeeltelijk een herverdeling is, waardoor bijvoorbeeld het consumentensurplus minder stijgt. Voor zover de rent aan buitenlandse consumenten in rekening wordt gebracht is echter sprake van een welvaartswinst. Tabel 11 Welvaartseffect projectalternatief 3b gemeten ten opzichte van het nulalternatief (in € mln)

Effect Maatregel (termijncontract) Producentensurplus Groningen en kleine velden Consumentensurplus Afdracht aan de Staat € 0,04 per m3 capaciteit Totaal

Omvang effect 0 -140 235 325 420

4.5 Gevoeligheidsanalyses Voor alle alternatieven (nul en project) is gekeken wat het effect zou zijn van veranderingen in de prijs van LNG. Zo is gekeken naar het effect van hogere LNG prijzen (winter € 0,24 per m3; zomer € 0,20 per m3), naar het effect van een groter en een kleiner verschil tussen winter- en zomerprijzen voor LNG (winter € 0,20 per m3 en zomer € 0,15 per m3 of € 0,14 per m3) en naar het effect van een grotere prijselasticiteit van LNG. De gevoeligheidsanalyses zijn: •

75 76

Het bouwen van opslag is in Nederland € 0,10 per m3 werkvolume goedkoper dan in het buitenland.

Deze afdracht kan ineens of in termijnen worden betaald. Zolang de Netto Contante Waarde van de termijnen gelijk is aan € 0,10 per m3 werkvolume is er geen verschil. Om aan dit bedrag te komen moeten de ontvangen afdrachten moeten worden verdisconteerd. Daarnaast moeten de kosten van belastingheffing worden meegenomen.


40

HOOFDSTUK 4

• • • •

De LNG prijzen liggen zowel in de zomer als winter € 0,04 m3 hoger en komen uit op € 0,24 m3 in de winter en € 0,20 m3 in de zomer. De spread blijft dus ongewijzigd. De spread tussen zomer en winterprijzen van LNG is € 0,05 per m3 in plaats van € 0,04 per m3. De prijs van LNG in de zomer is € 0,15 per m3, in de winter € 0,20 per m3. De spread tussen zomer- en winterprijzen van LNG is € 0,03 per m3 in plaats van € 0,04 per m3. De prijs van LNG in de zomer is € 0,17 per m3, in de winter € 0,20 per m3. De spread tussen zomer- en winterprijzen van LNG is gevoeliger voor veranderingen in de vraag. Een hogere vraag in de winter betekent dus hogere prijzen, waardoor seizoensflexibiliteit duurder wordt. Bij een maximale vraag naar LNG in de winter kan de prijs met € 0,04 per m3 stijgen (en wordt dus bij een hoge vraag gelijk aan € 0,24 per m3).

4.5.1 Opslag in Nederland € 0,10 per m3 werkvolume goedkoper In deze paragraaf bespreken we de welvaartseffecten als de bouw van gasopslag in Nederland € 0,10 per m3 werkvolume goedkoper is dan in het buitenland. We vergelijken voor elk projectalternatief de eerdere uitkomsten met de bijbehorende gevoeligheidsanalyse. Tabel 12 vergelijkt de resultaten voor projectalternatief 1 (in de tabel herhaald) met de gevoeligheidsanalyse. Het welvaartsverlies verbonden aan een subsidie loopt op van € 223 miljoen naar € 832 miljoen. De reden hiervan is dat er – als de kosten voor opslag goedkoper zijn – veel meer opslag wordt gebouwd. Omdat met deze extra opslag seizoensflexibiliteit aan het buitenland wordt geleverd, lekt een belangrijk deel van de welvaartswinst weg naar het buitenland in de vorm van een hoger consumentensurplus. Zonder subsidie wordt in Nederland 15,5 bcm aan werkvolume bijgebouwd, met subsidie maar liefst 39,5 bcm. Voor elke bijgebouwde m3 wordt € 0,036 subsidie verstrekt. In totaal wordt dus (niet verdisconteerd) € 1,4 miljard aan subsidie verstrekt. Dit resulteert in een welvaartsverlies (inclusief kosten van belastingheffing) van € 832 miljoen. Tabel 12 Gevoeligheidsanalyse op projectalternatief 1 (in € mln)

Effect Maatregel (subsidie) Producentensurplus Groningen Consumentensurplus hoogcalorisch Afdracht aan de Staat Totaal

Omvang effect Projectalternatief 1 -363 -235 375 0 -223

Gevoeligheidsanalyse -1073 -645 885 0 -832

Als gevolg van de subsidie daalt het producentensurplus met € 645 miljoen. Het consumentensurplus stijgt met € 885 miljoen. Deze effecten zijn groter dan in het projectalternatief, omdat de goedkopere mogelijkheden voor opslag de spread tussen zomer- en winterprijzen sterker onder druk zetten. Tabel 13 vergelijkt de welvaartseffecten van projectalternatief 2 met de gevoeligheidsanalyse. Het welvaartseffect van de maatregel (het termijncontract) is wederom nul. De overige welvaartseffecten zijn gelijk aan die in Tabel 12. het welvaartseffect van een termijncontract in de



41

gevoeligheidsanalyse komt uit op € 240 miljoen. Dat is € 100 miljoen hoger dan in projectalternatief 2. Tabel 13

Gevoeligheidsanalyse op projectalternatief 2 (in € mln)

Effect Maatregel (termijncontract) Producentensurplus Groningen en kleine velden Consumentensurplus Afdracht aan de Staat Totaal

Omvang effect Projectalternatief 2 0 -235 375 0 140

Gevoeligheidsanalyse 0 -645 885 0 240

Tabel 14 geeft de gevoeligheidsanalyse weer voor projectalternatief 3 als er een afdracht van € 0,05 per m3 werkvolume wordt geheven. Het totale welvaartseffect is bijna € 1,3 miljard. Het grootste deel komt voor rekening van de afdracht, namelijk ruim € 1,1 miljard. Tabel 14

Gevoeligheidsanalyse op projectalternatief 3, afdracht € 0,05 per m3 werkvolume (in € mln)




Om het effect van de hoogte van de afdracht op de welvaart in kaart te brengen, laat Tabel 15 het effect van een afdracht van € 0,10 per m3 werkvolume zien. Het effect is bijna € 1,1 miljard en is bijna € 200 miljoen lager dan van een afdracht van € 0,05 per m3 werkvolume. Dit wordt veroorzaakt door het feit dat de hogere afdracht de kosten van opslag zodanig verhoogt dat er minder wordt gebouwd. Als de afdracht € 0,05 per m3 werkvolume is, wordt er uiteindelijk ruim 39 bcm aan werkvolume gebouwd, terwijl dit bijna 23 bcm is bij een afdracht van € 0,10 per m3 werkvolume. Tabel 15

Gevoeligheidsanalyse op projectalternatief 3, afdracht € 0,10 per m3 werkvolume (in € mln)





42

HOOFDSTUK 4

4.5.2 Overige gevoeligheidsanalyses Voor de overige gevoeligheidsanalyses bespreken we alleen de richting van de resultaten. De reden is dat de structuur van de welvaartseffecten sterk lijkt op de reeds eerder gerapporteerde welvaartseffecten. Hogere LNG prijzen, gelijke spread Hogere LNG prijzen leiden ertoe dat seizoensflexibiliteit uit opslag meer concurrerend wordt ten opzichte van seizoensflexibiliteit uit LNG. In de periode 2017-2021 leidt dit dan ook in het nulalternatief tot een daling van de hoeveelheid geïmporteerde LNG in Europa van 114 tot 8 bcm. De hoeveelheid swing die in 2017-2021 door LNG geleverd wordt daalt van 20 naar 8 bcm. Er wordt echter nauwelijks extra werkvolume bijgebouwd. De voornaamste ‘leverancier’ van seizoensflexibiliteit is de vraagzijde, die veel minder hard groeit. Hetzelfde vraageffect doet zich ook voor in de projectalternatieven. Omdat het effect van de maatregelen (subsidie, termijncontract en afdracht) bij hogere LNG prijzen nihil is, is ook het welvaartseffect nihil. Merk op dat deze gevoeligheidsanalyse ook geïnterpreteerd kan worden als een scenario waarin de beschikbaarheid van LNG veel lager uitvalt dan tot voor kort werd aangenomen. De lagere wereldwijde beschikbaarheid van LNG vertaalt zich in hogere prijzen en lagere importen van LNG in Europa. Hogere spread tussen zomer en winter LNG Een hogere spread tussen zomer- en winterprijzen van LNG leidt ertoe dat Europa een negatieve swing uit LNG gaat importeren. Europa gaat dus opslag leveren aan de rest van de wereld. Deze negatieve swing is maximaal 8 bcm per jaar (als de kosten van opslag laag zijn € 0,58 per m3 werkvolume). Het effect van de maatregelen (subsidie, termijncontract en afdracht) onder een hogere spread zal relatief groot zijn. Lagere spread tussen zomer en winter LNG Een lagere spread tussen zomer- en winterprijzen van LNG leidt ertoe dat Europa veel swing uit LNG zal importeren. In het nulalternatief is dit 48 bcm per jaar. Er wordt nauwelijks werkvolume bijgebouwd ook niet als deze gestimuleerd wordt. Het (welvaarts)effect van de maatregelen is dus nihil. Grotere gevoeligheid LNG prijzen op afname in Europa Als de LNG prijzen sterker reageren op de hoeveelheid afgenomen LNG importeert Europa minder LNG én minder swing uit LNG. In de periode 2017-2021 is maximaal 15 bcm extra aan opslag bijgebouwd. De (welvaarts)effecten van de maatregelen zijn vergelijkbaar met de welvaartseffecten in de oorspronkelijke alternatieven (nul en project).

4.6 Conclusies Hieronder worden de belangrijkste conclusies van de MKBA weergeven: •

Een subsidie op kussengas levert altijd een negatief welvaartseffect op. Daarvoor zijn twee redenen aan te wijzen. De eerste reden is dat aan elke gebouwde opslag in Nederland subsidie wordt gegeven, terwijl de baten van de subsidie in belangrijke mate



43

weglekken naar het buitenland (in de vorm van lagere prijzen voor buitenlandse consumenten). Nederland draagt echter wel de volledige lasten van de subsidie. De tweede reden is dat de subsidie het verschil (de spread) tussen zomer- en winterprijzen van aardgas verlaagt. De inkomsten uit het Groningengas – dat vooral in de winter verkocht wordt – lopen hierdoor terug. Afhankelijk van het scenario resteert een welvaartsverlies van tussen de € 223 en € 832 miljoen. •

De introductie van een termijncontract resulteert altijd in een positief welvaartseffect. De reden hiervoor is dat de maatregel zelf – in termen van welvaart – neutraal is. Een voorwaarde daarvoor is wel dat de verkoop door de overheid van kussengas via termijncontracten tegen marktconforme prijzen verloopt. Ook in dit geval dalen de opbrengsten van het Groningengas. Consumenten profiteren echter van lagere prijzen. De maatregel resulteert in een welvaartswinst van tussen de € 140 en € 240 miljoen. Na de introductie van een termijncontract is het marktfalen met betrekking tot de termijnmarkt opgelost en kunnen private investeerders zelf een afweging maken of zij investeren in werkvolume of in LNG importterminals.

•

De introductie van een termijncontract in combinatie met afdracht voor het gebruik van lege gasvelden resulteert in de grootste welvaartswinst. De afdracht kan echter alleen succesvol geïntroduceerd worden als het bouwen van opslag goedkoper is dan het bouwen van opslag in het buitenland of als de Nederlandse overheid wel een termijncontract heeft geïntroduceerd en buitenlandse overheden dat niet hebben gedaan (door deze maatregel wordt het bouwen van gasopslag voor een investeerder immers ‘goedkoper’ omdat zijn vereiste rendement op het geïnvesteerde vermogen daalt). De maximale welvaartswinst bedraagt € 1,2 miljard, waarvan € 1,1 miljard voor rekening komt van de afdracht.

Samenvattend kan dus worden gesteld dat de welvaartseffecten van de maatregelen worden bepaald door de vraag of er sprake is van een subsidie (negatief welvaartseffect) of van een afdracht (positief welvaartseffect). De introductie van een termijncontract heeft slechts een geringe invloed op de welvaart, maar zonder termijncontract is de introductie van een afdracht onmogelijk.


MKBA GASOPSLAG

45

Referenties CIEP (Clingendael International Energy Programme), 2006, The European Market for Seasonal Storage, Discussion Paper CIEP 01/2006. Codognet, M.K., en J.M. Glachant, 2007, Weak Investment Incentives in New Gas Storage in the United Kingdom, working paper, te downloaden via www.grjm.net/documents/M-KCodognet/CodognetGlachantUKstorage.pdf. Ecorys, 2007, Onderzoek Werking Seizoensflexibiliteitsmarkt, Ecorys Nederland BV. EIA, 2003, The Global Liquefied Natural Gas Market: Status and outlook, DOE/EIA-0637. EIA, 2006, Estimates of Maximum Underground Working Gas Storage Capacity in the United States, te downloaden via www.eia.doe.gov. EIA, 2007, Short-term Energy Outlook Supplement: U.S. LNG imports – The Next Wave, te downloaden via www.eia.doe.gov. EZ (ministerie van Economische Zaken), 2007, Gasopslag in Nederland, Concept Startdocument. GTS (Gastransport Services), www.gastransportservices.nl.

2007,

Jaarverslag

2006,

te

downloaden

via

Gas Matters, 2007, New Investors start to shake up Germany’s Storage Market, blz. 1 en 4-10, juli 2007. GasTerra (2007) Opbouw gasprijzen: hoe en waarom. www.gasterra.nl/NR/rdonlyres/E6855A4D-01F7-42C5-BD1941E671292A32/0/Opb_gasprijzen_Gasterra.pdf.

Te

downloaden

via:

House of Commons, 2006, Security of Gas Supply: Ofgem Response to the Committee’s First Report of the Session 2005-06, Trade and Industry Committtee, te downloaden via http://www.publications.parliament.uk/pa/cm200506/cmselect/cmtrdind/992/992.pdf. IEA, 2005a, Natural Gas Information 2004, OECD/IEA, Paris. IEA (International Energy Agency), 2007, Natural Gas Market Review 2007: Security in a globalising market to 2015, OECD. ILEX Energy Consulting, 2005, Storage, gas prices and security of supply, te downloaden via www.oilandgas.org.uk/issues/gas/ilexreport2005.pdf.


46

REFERENTIES

Jensen Associates, 2007, The Outlook for Global Trade in Liquefied Natural Gas Projections to the Year 2020, Report prepared for the California Energy Commission, te downloaden via www.energy.ca.gov/2007publications/CEC-200-2007-017/CEC-200-2007-017.PDF. Lemmen, J. 2006, de olieprijs op de middenlange termijn, CPB Memorandum 159, te downloaden via www.cpb.nl. Kim, B., 2006, The future of the LNG sport market, Journal of the Korea Gas Union, Report of Study group D3. Nooij, M. de en C.C. Koopmans, 2004, Vergeten kosten van projecten, Economische Statistische Berichten, 89 (4442), blz. 444-445. Ministerie van V&W, Ministerie van Financiën, Centraal Planbureau, RebelGroup (2004), Risicowaardering. Aanvulling op de Leidraad OEI, Den Haag: Ministeries van V&W en EZ (www.minvenw.nl/oei). Mulder, M. & Zwart, G., 2006, NATGAS: A model of the European natural gas market, CPB Memorandum 144, te downloaden via www.cpb.nl. NMa/DTe, 2006, Gasmonitor, ontwikkelingen in de groothandelsmarkt Gas in Nederland in 2005, te downloaden via www.dte.nl. Ofgem, 2006, Winter 2005/06 experience and issues for 2006/07, Presentatie door Sonia Brown, Director Wholesale Markets, te downloaden via www.ofgem.gov.uk. Suenaga, H., en J. Williams, 2005, The Natural Number of Termijn markets for Electricity, UCEI working paper Energy Policy and Economics 015, te downloaden via www.ucei.org.


Amsterdam, november 2007 In opdracht van het ministerie van Economische Zaken. MKBA Gasopslag. Rob Aalbers Michiel de Nooij Joost Poort

Recommend Documents