Gaslevering onder druk

Gaslevering onder druk invloed van de Richtlijnen van de DTe op de Nederlandse gasstromen

prof. dr mr C.J. Jepma

met medewerking van: M. ten Hoopen drs J. Bandsma

Paterswolde, April 2001.

Samenvatting Inleiding: het vraagstuk van de leveringszekerheid

Het beleid van Gasunie is tot dusverre steeds gericht geweest op zo goed als volledige leveringszekerheid van zowel de Nederlandse industrie en dienstverlening als de Nederlandse openbare voorzieningen waaronder de particulieren. Het investeringsgedrag zowel als de overige bedrijfsvoering waren op het uitgangspunt gebaseerd dat slechts onder zeer extreme koude omstandigheden – een gemiddelde dagtemperatuur van minder dan -17°C – de leveringszekerheid niet langer zou kunnen worden gegarandeerd. Het is niet waarschijnlijk dat dit uitgangspunt in de toekomst gehandhaafd kan blijven indien de thans door DTe in het kader van de liberalisering van de Europese gasmarkt ontwikkelde maatregelen zouden worden doorgevoerd. Door de directe en indirecte effecten die van deze maatregelen uit kunnen gaan, kunnen zelfs in de niet al te verre toekomst situaties ontstaan waarbij zowel de industrie en dienstverlening als de particuliere gasafname getroffen gaan worden door een wegvallend gasaanbod. De maatschappelijke en financiële schade kan – nog afgezien van de veiligheidsrisico’s – in dergelijke gevallen aanzienlijk zijn.

Het huidige beleid

In het kader van de liberalisering van de Europese gasmarkt zijn reeds enkele verregaande maatregelen doorgevoerd. De belangrijkste daarvan zijn de administratieve scheiding binnen Gasunie tussen de afdeling gastransport en de afdeling handel in gas en het toelaten van ‘shippers’ op de Nederlandse gasmarkt. In het laatste geval gaat het om marktpartijen anders dan Gasunie die transportcapaciteit reserveren voor hun handel in gas. De directe gevolgen van deze ontwikkelingen zijn enerzijds geweest dat de eenheid binnen Gasunie die verantwoordelijk is voor toewijzing van de transportcapaciteit (unit A) de marktinformatie van de diverse partijen zorgvuldig moet scheiden. Anderzijds is door de komst van de ‘shippers’ het aandeel van Gasunie in de totale Nederlandse leveranties inmiddels teruggelopen tot een niveau tussen de 80 en 85%. Enkele van de belangrijkste indirecte gevolgen van de genoemde maatregelen zijn dat de signalen op basis waarvan de investeringsbeslissingen inzake het net worden genomen minder duidelijk zijn dan in het verleden; bovendien zijn de prikkels voor Gasunie om risicovol en/of met het oog op leveringszekerheid in het net te investeren verminderd.

Het DTe beleid en de internationale omgeving

Inmiddels zijn de Richtlijnen voor het jaar 2001 op basis van de Gaswet gepubliceerd. De tekst daarvan en de interpretatie die DTe daaraan lijkt te willen geven wekken duidelijk de indruk dat wordt overwogen om verdergaande stappen te zetten. De belangrijkste door DTe ontwikkelde beleidsaanpassingen ten opzichte van het door Gasunie per 1999 geïntroduceerde Commodity/Diensten-Systeem (CDS) betreffen het volgende: • afschaffing van het systeem van uurbalancering • afzwakking van het systeem van declaration of contract • vermindering van de toegestane contractduur in de richting van maximaal vijf jaar. Daarnaast is het streven van DTe er op gericht om door middel van voorgeschreven kostencalculatieregels effectief • de door Gasunie door te berekenen transporttarieven te verlagen. Door de opstelling van DTe kunnen niet alleen de reeds ingezette ontwikkelingen – een teruglopend marktaandeel van Gasunie handel; een minder voorspelbaar marktgedrag door de positie van ‘shippers’; een meer terughoudend investeringsbeleid ten aanzien van het net – worden versterkt. Ook kan daardoor een situatie ontstaan dat het in Nederland heersende regime zowel wat betreft de marktvrijheid als wat betreft de transporttarieven significant gaat afwijken van dat in de omringende landen. De oorzaak daarvan is dat de Europese Richtlijn in een zeer lang overgangstraject (tot 2008) voorziet (zij het dat hierover thans op EU niveau enige discussie gaande is) en dat er geen enkele aanwijzing is dat op korte of zelfs middellange termijn in Duitsland of België maatregelen worden overwogen die vergelijkbaar zijn met wat de DTe voor Nederland voorstelt.

2

De scenario benadering

Teneinde een indruk te krijgen van de mogelijke consequenties van het doorvoeren van de richtlijnen van DTe zonder dat vergelijkbare maatregelen gelijktijdig in Duitsland en België worden getroffen zijn enkele scenario’s ontwikkeld voor de periode tot 2005. Op basis van deze scenario’s – waarin gebruik is gemaakt van door Gasunie gehanteerde planningsmodellen – is getracht een beeld te schetsen van de gasstromen door Nederland en van de kansen op knelpunten in de gaslevering aan Nederlandse afnemers. In een eerste scenario (S1) wordt verondersteld dat de richtlijnen van DTe worden doorgevoerd behalve voor zover het betreft de transporttarieven zelf. Dus S1 veronderstelt: • afschaffing van het systeem van uurbalancering • afzwakking van het systeem van declaration of contract • vermindering van de toegestane contractduur in de richting van maximaal vijf jaar.

Kwalitatieve gevolgen van het DTe beleid onder S1

Bij de bespreking van de kwalitatieve gevolgen van het DTe beleid zullen de bovengenoemde bullets achtereenvolgens aan de orde komen. Voor wat betreft de afschaffing van het systeem van uurbalancering1 is het directe gevolg dat het net in overdrachtelijke zin als het ware inkrimpt. Indien bijvoorbeeld wordt overgegaan van uur- op dagbalancering, introduceert men daarmee een toenemende onbalans.2 Dat komt doordat er over de dag gespreid, door het dagritme van de samenleving, grote fluctuaties in de in- en uitstroom zich kunnen voordoen; binnen een uur zijn deze fluctuaties veel minder omvangrijk omdat er geen typisch uurritme is. Het gevolg hiervan is dat – doordat de shippers hierop door de timing van hun inkoopbeleid over de dag kunnen inspelen – de netcapaciteit terugloopt. Globale illustratieve berekeningen van Gasunie voor het traject Zelzate-Ravenstein over de gevolgen van onbalans onder dagbalancering voor de capaciteit geven aan dat bij een 10 (50) % onbalans de capaciteit daalt van 500.000 m3/uur naar gemiddeld 380.000 (200.000) m3/uur. Een mogelijke tweede consequentie doet zich vooral voor indien in delen van Duitsland uurbalancering gehandhaafd blijft terwijl Nederland juist dagbalancering zou introduceren. ‘Shippers’ kunnen dan het Nederlandse net in feite gedurende de loop van de dag gebruiken als een gratis opslagvat. In een dergelijk geval zou een willekeurige ‘shipper’ de opslagkosten voor gebruik van het Duitse net kunnen vermijden door gas voortaan via Nederland te laten stromen. Zelfs als die ‘shipper’ het gas via een transporttechnisch gezien volkomen nutteloze lus door Nederland zou laten stromen, zou hij al kunnen profiteren van de Nederlandse dagbalancering. De ‘shipper’ zal de eventuele extra kosten vanwege de omleiding via Nederland dus moeten afwegen tegen de besparing op de opslagkosten. Een derde consequentie is dat de overstap van uur- naar dagbalancering zal doorwerken in de transporttarieven. Om de druk op het netwerk gedurende de gehele dag binnen de veiligheidsmarges te houden zal Gasunie zelf voor opslag moeten zorgen. De kosten daarvan worden algemeen in de transporttarieven afgewenteld en dus niet meer rechtstreeks, zoals in het systeem van uurbalancering, doorberekend naar de ‘shippers’ die deze kosten veroorzaken. Hierdoor zou strijdigheid kunnen ontstaan tussen de gevolgen van dagbalancering en het in de DTe Richtlijnen neergelegde beginsel dat afnemers in principe de kosten betalen die zij veroorzaken. Voor wat betreft de afzwakking van het systeem van declaration of contract zal de consequentie zijn dat de beoordeling van de bevoegdheid van ‘shippers’ om van het net gebruik te maken alleen nog wordt bepaald door vereisten in de sfeer van financiële garanties dan wel technische eisen op het terrein van communicatietools, eventueel aangevuld met eisen in de sfeer van managementervaring e.d. De kans dat ‘shippers’ door de zwakke controle capaciteit reserveren voor speculatieve doeleinden, dan wel dat marktpartijen netcapaciteit reserveren met andere doeleinden dan het primaire doel om gas te leveren, neemt hierdoor wellicht toe. Voor zover dit gebeurt wordt een investeringsplanning die tevens rekening wenst te houden met het maatschappelijke aspect van leveringszekerheid bemoeilijkt.

Dit systeem houdt in dat ‘shippers’ er voor moeten zorgen dat hun levering aan en afname van het net gedurende ieder uur met elkaar in balans zijn. In geval van dagbalancering geldt deze restrictie over de duur van 24 uur, zodat de ‘shipper’ over veel meer vrijheidsgraden beschikt voor wat betreft diens handelsmogelijkheden. 2 Onbalans is gedefinieerd op basis van de mate waarin het patroon van in- en uitstroom van gas over de dag ongelijk is. Daarbij is de duur, zowel als de omvang van de afwijking van het gemiddelde van belang. Om een willekeurig voorbeeld te geven: er is sprake van een onbalans van 50% indien bijvoorbeeld gedurende een aaneengesloten periode van 12 uur ten opzichte van een constante inname 50% extra wordt afgenomen en in de volgende periode van twaalf uur juist 50% minder. Andere combinaties van getallen kunnen uiteraard evenzeer een onbalans van 50% opleveren. 1

3

Het bovenstaande probleem verergert doordat ‘shippers’ als regel geen informatie over hun – toekomstige – gashandel behoeven te geven en dus ook niet zullen willen geven. Hierdoor kan eerder dan bij handhaving van de thans bestaande eis van ‘declaration-of-contract’ een situatie ontstaan die leidt tot een meer terughoudende opstelling bij Gasunie om te gaan investeren in extra netcapaciteit. Voor wat betreft de vermindering van de toegestane contractduur in de richting van maximaal vijf jaar geldt opnieuw dat deze zowel (de transportafdeling van) Gasunie als haar afnemers in de problemen kan brengen. Daarnaast kan een dergelijke verandering, zoals hierna zal worden betoogd, tevens ongunstig doorwerken in het kleinevelden beleid. Voor het investeringsregime ten aanzien van het leidingennetwerk gelden voor Gasunie over het algemeen ‘lead times’ van zo’n twee jaar; de investeringen moeten vervolgens over zeer veel jaren worden terugverdiend. Daarom is het van groot belang dat de toekomstige transportvraag bekend is. Informatie hieromtrent is deels gebaseerd op contractuele gegevens van de eigen handelsafdeling en de contracten met de vele ‘shippers.’ Het verkorten van de toegestane contractduur vermindert dus voor de planning het zicht op het verwachte toekomstige gebruik van het net. Mede door de scheiding binnen Gasunie tussen handel en transport valt te verwachten dat dit verder bijdraagt tot een grotere terughoudendheid bij Gasunie om te investeren onder onzekerheid. Voor de afnemers van gas wordt door de kortdurende contracten alleen al op statistische gronden de kans groter dat zij op een gegeven moment geen gas meer geleverd kunnen krijgen. Omdat bij het reserveren van transportcapaciteit onder vastgestelde prijzen nu eenmaal een bepaald toewijzingsprincipe (bij voorbeeld op basis van ‘wie het eerst komt, het eerst maalt’) moet worden gehanteerd, kan dit voor individuele afnemers betekenen dat een verlenging van het contract niet meer mogelijk blijkt te zijn. Juist bij een vol leidingennet (zie hierna) is de kans dat dit gebeurt uiteraard des te groter.

De mogelijke kwantitatieve aspecten van de scenario’s Het eerste scenario

De gevolgen van de beleidswijzigingen in het eerste scenario (S1) in kwantitatieve zin kunnen aanzienlijk zijn doordat het belendende Duitse net en belangrijke delen van het Nederlandse net (in geval van koude perioden) in feite nu reeds tamelijk vol zitten. Voor wat betreft het Nederlandse net geldt dat een onderscheid kan worden gemaakt tussen het hoog- en laagcalorische gas en tussen de noordelijke (Oude Statenzijl – Ommen) en zuidelijke (Ommen - ’s Gravenvoeren) route van de Noord-Zuid leiding. De belangrijkste mogelijke knelpunten doen zich voor in het hoogcalorische traject en in de zuidelijke route. Gegeven de reeds hoge bezetting van het net in koude perioden, kan gemakkelijk de situatie ontstaan dat vanwege het relatief gunstige transportregime in Nederland Duitse gasstromen zich via Nederland gaan verleggen. Projecties met behulp van een Gasunie planningsmodel voor Duitsland indiceren dat de gasstroom die vanuit Duitsland kan worden omgeleid in de periode tot 2005 gemakkelijk kan oplopen tot zo’n 500.000 m3/uur. Projecties met eenzelfde model voor Nederland3 geven aan dat het net over de zuidelijke route in Nederland al in 2004 tijdens koude perioden volledig vol is. Aangezien er geen regel bestaat die de Nederlandse afnemers een hogere leveringsbescherming biedt dan niet- Nederlandse afnemers – een dergelijke regel zou in strijd zijn met het Europese recht – bestaat vanwege het genoemde nieuwe contractregime er een reële kans op verdringing van het gas voor de Nederlandse afnemers. Aldus is de huidige leveringszekerheid aangetast.

Het tweede scenario

Deze conclusie wordt nog verder versterkt indien men zou overschakelen op het tweede scenario (S2) waarin men er bovendien toe zou overgaan om de • door Gasunie door te berekenen transporttarieven te verlagen. Hoewel onduidelijk is welke transporttariefverlaging zou resulteren is in dit scenario op basis van analoge gevallen uit de Angelsaksische wereld verondersteld dat sprake zou kunnen zijn van een halvering (ook voor de entry fees). Het spreekt voor zich dat de kans op omleiding via Nederland van thans door Duitsland getransporteerd gas hierdoor sterk zal toenemen. Evenzeer wordt het voor de Duitse gassector wellicht veel interessanter om via omleiding door Nederland te trachten investeringen in het Duitse net te voorkomen of althans uit te stellen, vooral wanneer ook binnen de huidige Duitse Ferngasgesellschaften (FGG’s) scheidingen zouden worden aangebracht tussen netbeheer en gashandel en/of wanneer ook op de Duitse markt ‘shippers’ actief zouden worden. Het is van belang op te merken dat deze projecties met behulp van stationaire modellen (i.t.t. dynamische modellen) zijn opgesteld; derhalve is het effect van de overschakeling van uur- op dagbalancering niet meegenomen. 3

4

Indien de situatie op de oost/west as en vice versa in België in ogenschouw wordt genomen wordt de zaak extra gecompliceerd. In België stroomt thans uit het VK afkomstig gas van west naar oost (richting Duitsland). Verlegging thans door Nederland (route: Zelzate, Ravenstein, ’s-Gravenvoeren), getriggerd door de relatief lage Nederlandse transporttarieven, zou vanwege de beperkte ruimte op die route al snel tot leveringsmoeilijkheden van Nederlandse klanten leiden. Op termijn echter wordt verwacht dat het VK vanwege gasvolume tekorten op import van Russisch gas zal moeten overgaan. Daarmede wordt dan de richting van de stroom op de genoemde as veranderd. De prognoses luiden overigens dat de omvang van die stroom al gauw de omvang van de huidige tegengestelde stroom zal overtreffen. Verlegging van die stroom (route: ’s-Gravenvoeren, Ravenstein, Zelzate) zal op basis van de huidige netconfiguratie onmogelijk zijn, onder meer omdat er geen exportstation op Zelzate is. Indien Gasunie zulk een station zou installeren, zou deze verlegging van de Belgische stroom wel mogelijk worden, doch daarmede zou tegelijkertijd juist de problematiek van niet meer gegarandeerde leveringszekerheid van Nederlandse klanten in het leven worden geroepen.

Mogelijke additionele factoren die het beeld verder verslechteren

In de scenario’s is geen rekening gehouden met enkele factoren die het bovenstaande beeld voor de Nederlandse leveringszekerheid verder zouden kunnen doen verslechteren. Men denke daarbij aan factoren als: § een sneller dan verwachte verschuiving van andere fossiele energiedragers naar gas onder invloed van klimaatbeleid; § een grotere gasvraag als gevolg van een sneller dan verwachte economische groei, dan wel in Nederland en/of tevens in Duitsland en België; § situaties waarin ‘shippers,’ dan wel groepen van ‘shippers,’ hun marktpositie gebruiken om schaarstesituaties te creëren, en § juridische ontwikkelingen binnen Europa waardoor langjarige contracten gemakkelijker kunnen worden opengebroken zodat onverwachte omleidingsstromen via Nederland zich gaan ontwikkelen.

De mogelijke schade voor de industrie

De aard en omvang van de eventuele schade die zou optreden indien de gastoevoer in de komende tijd zo nu en dan zou wegvallen verschilt, afhankelijk van de vraag of de verdringing vooral gevoeld wordt door de grootverbruikers en industrie, of dat deze zich vooral zal manifesteren ten aanzien van de kleinverbruikers. Omdat de buitenlandse, in het bijzonder Duitse stroom, die via Nederland zou kunnen worden omgeleid in hoofdzaak hoogcalorisch gas bevat – dit wordt traditioneel in ons land geleverd aan de industrie – mag men verwachten dat de aanvoerstagnatie zich vooral in die sector zal manifesteren. Het grote probleem hiervan is dat een relatief kleine toename van het te transporteren volume hoogcalorisch gas al snel grote gevolgen heeft in termen van de statistische kans op het wegvallen van de gasdruk. Ter illustratie, stel dat in dit segment sprake zou zijn van een verdringing van zo’n 500.000 m3/uur die zich volledig in ons land zou manifesteren4, dan zou dit betekenen dat de Nederlandse industrie statistisch gezien globaal genomen zo´n zes dagen per jaar met leveringsproblemen zou worden geconfronteerd.5 Over de schade die zich dan zou voordoen kan men slechts globale uitspraken doen. Ter illustratie, het totale verbruik van de Nederlandse industrie gedurende koude dagen bedraagt zo’n 2.500.000 m 3/uur. Het wegvallende aanbod loopt op van nul tot maximaal zo’n 500.000 m3/uur; dit maximum komt overeen met zo’n 20% van het industriële gasverbruik. Het corresponderende gemiddelde wegvallende aanbod raakt circa 10% van de industrie. Bij een geschatte waarde van de industriële productie per dag in 2005 van zo’n f 750 mln (prijspeil 2000), zou dit een directe schade per dag betekenen van gemiddeld ruim f 75 mln. Over de statistisch verwachte probleemperiode per jaar – zo’n zes dagen – zou het dus gaan om een kleine f 0,5 mld per jaar aan directe schade. Voegt men daarbij de indirecte schade die ontstaat wanneer industriële productieprocessen onverwacht stilvallen, dan kan dit bedrag uiteraard aanzienlijk hoger worden.

De mogelijke schade voor de particulieren

Een complicatie van het Nederlandse gasnet is dat er geen sprake is geweest van het systematisch aanbrengen van afsluiters. Dit hangt samen met de traditie van het weinig voorkomen in ons land van afschakelbare contracten. De consequentie hiervan is echter dat het in situaties van onvoldoende gasaanvoer op voorhand niet gemakkelijk valt vast te stellen waar de wegvallende gasdruk zich doet voelen. Het is daardoor goed mogelijk dat Om technische redenen is op voorhand moeilijk aan te geven waar de wegvallende leverantie van gas zich precies zal openbaren; het is niet uitgesloten dat een deel van dit effect zich buiten Nederland manifesteert. 5 Uiteraard hoeft zich statistisch gezien niet elk jaar een leveringsprobleem voor te doen; naarmate dit echter niet het geval is zal de verwachte duur van de problemen groter zijn dan de jaarlijks gemiddeld geprojecteerde zes dagen. 4

5

een deel van de afwezigheid van beschikbaar gas zich manifesteert in de leveranties aan de openbare voorzieningen en kleinverbruikers. Niet alleen zal in die gevallen evenzeer materiële schade ontstaan. Het is echter veel erger dat dan ook veiligheidsrisico’s ontstaan, vooral doordat op kooktoestellen geen beveiligingsmechanismen tegen het fenomeen van plotseling wegvallende en daarna weer terugkomende gasdruk zijn aangebracht. Tevens kan er sprake zijn van ondeskundige doe-het-zelf activiteiten aan uitgevallen verwarmingsapparatuur, met alle risico’s van dien. Ook kunnen de maatschappelijke kosten als gevolg van de onrust en onzekerheid aanzienlijk zijn.

De voorzieningszekerheid

De juridische verplichting voor Gasunie om gas af te nemen uit de kleine velden is nadrukkelijker in de wet omschreven dan het streven naar het voorzien in voldoende transportcapaciteit. Om deze afname mogelijk te maken zijn investeringen noodzakelijk. Gewoonlijk zal Gasunie, als er een nieuw gasveld is gevonden, al beginnen het bestaande netwerk met het oog hierop uit te breiden voordat de contracten met de exploitant zijn gesloten. Het probleem onder het nieuwe beleid kan zijn dat deze extra capaciteit al wordt gereserveerd door ‘shippers’ voordat de exploitant er aan te pas komt. Daarnaast kan de voorgestane contractduurverkorting in combinatie met de onzekerheid of het contract na afloop kan worden verlengd ertoe leiden dat de exploitant wordt afgeschrikt om bepaalde langlopende exploitaties ter hand te nemen. Hierdoor kan de exploitant aanzienlijke economische schade leiden en kan er uitstel of wellicht zelfs afstel ontstaan in de afname van het ‘kleine-velden’ gas. Dit zou er vervolgens weer toe kunnen leiden dat investeringen in sommige kleine velden niet langer rendabel zijn. Aldus zou een onverwachte consequentie van het nieuwe beleid kunnen zijn dat ook het Nederlandse ‘kleinevelden’ beleid en de daaraan gekoppelde voorzieningszekerheid op de lange termijn onder druk zou komen te staan. Dit zou niet alleen politiek onwenselijk zijn; het zou tevens een aanzienlijke schadepost voor de Nederlandse economie kunnen opleveren. Ter illustratie, in totaal zal er volgens de huidige officiële schattingen van Gasunie tot 2025 ruim 800 mld m3 aardgas uit de kleine velden komen. Ruim 350 mld m3 is nog niet gecontracteerd en /of aangetoond. Stel dat men (voorzichtig) zou veronderstellen dat, door de in de scenario’s geschetste problemen, een deel van die niet contractueel vastgelegde gasreserves plus de nog niet aangetoonde reserves (futures) niet zou worden geëxploiteerd. Dan zou er een aanzienlijk volume aan gas in de grond kunnen blijven zitten. De maatschappelijke kosten daarvan kunnen slechts bij benadering worden berekend, maar zouden – indien men louter het niet geëxploiteerde gas zou waarderen tegen een aangenomen inkoopprijs van 20 cent/m 3 – voor elk procentpunt niet geëxploiteerde reserves neerkomen op ruim f 125 mln (tegen huidige prijzen).

6

SAMENVATTING.................................................................................................................................................................. 2

1

INLEIDING................................................................................................................................................................. 8

DEEL 1

2

ACHTERGROND ............................................................................................................................................ 9

DE GASMARKT IN DE EUROPESE UNIE ............................................................................................... 9 2.1

DE NEDERLANDSE MARKT VOOR GASTRANSPORT...........................................................................................9 Infrastructuur van het transportsysteem ................................................................................... 9 Het Groningen-veld ................................................................................................................................. 9 Leveringsplicht en leveringszekerheid ......................................................................................10 De spelers ..................................................................................................................................................10 De contracten ..........................................................................................................................................11 2.2 DE MARKTEN VOOR GASTRANSPORT IN DE EUROPESE UNIE (EU).....................................................11 2.2.1 Binnenlands verbruik in de EU........................................................................................................11 2.2.2 Gas transito door EU landen ............................................................................................................12 2.2.3 De EU Richtlijn ........................................................................................................................................14 2.2.4 Tarief- en concurrentiesystemen binnen de EU ....................................................................15 2.2.5 Internationale concurrentiepatronen van de gasleveranties ........................................16 2.3 DE HUIDIGE SITUATIE IN NEDERLAND : HET CDS .......................................................................................17 2.3.1 Het Commodity/Diensten-Systeem (CDS) .................................................................................17 2.3.2 Productiecapaciteitsprijs ..................................................................................................................17 2.3.3 Transportprijs ..........................................................................................................................................18 2.3.4 Transport van gas voor derden ......................................................................................................18 2.3.5 Toewijzen capaciteit aan ‘shippers’ ............................................................................................18 2.4 NEDERLANDSE GASTRANSPORTTARIEVEN IN EU- PERSPECTIEF................................................................19 2.4.1 Marktaandeel (periode 2000 –2005) ............................................................................................20 2.1.1 2.1.2 2.1.3 2.1.4 2.1.5

DEEL 2

3

SCENARIO ANALYSE.........................................................................................................................................21 3.1 3.2

4.

METHODE EN DATA ...............................................................................................................................................21 T HEORETISCHE OVERWEGINGEN.......................................................................................................................25

MOGELIJKE EFFECTEN VAN DTE MAATREGELEN ..................................................................27

4.1 4.2 4.3 4.3

5

ANALYSE........................................................................................................................................................21

DE BENCHMARK (S0)..........................................................................................................................................27 HET S1 SCENARIO.................................................................................................................................................28 HET S2 SCENARIO ................................................................................................................................................33 ENKELE AANVULLENDE BESCHOUWINGEN.......................................................................................................34

LEVERINGSZEKERHEID EN VOORZIENINGSZEKERHEID....................................................35 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5

RANTSOENERING (HET ‘PAPRIKA PROBLEEM’). .............................................................................................35 DE VEILIGHEID (HET ‘SUDDERLAPJES PROBLEEM’). ....................................................................................42 MOGELIJKHEDEN TOT UITBREIDING VAN DE CAPACITEIT VAN HET NET..................................................44 HET ‘KLEINE-VELDEN’ BELEID............................................................................................................................47 SPECULATIE EN HET GEDRAG VAN ‘SHIPPERS ’...............................................................................................48

LITERATUUR .......................................................................................................................................................................50 ANNEX I – PROCEDURE TOEWIJZING TRANSPORTCAPACITEIT ........................................................51 ANNEX II – AANPASSING TRANSPORTTARIEVEN.......................................................................................52

7

1

Inleiding

In deze studie zal getracht worden na te gaan welke de economische en juridische gevolgen zouden kunnen zijn voor de leveringszekerheid en voorzieningszekerheid van verschillende stelsels van prijsvorming van gastransport door Nederland. Daarbij zal de nadruk liggen op een vergelijking tussen de effecten van het door Gasunie ontwikkelde transportprijssysteem, het Commodity/Diensten-Systeem (CDS), en de effecten die zouden resulteren uit een eventuele toepassing van het door de DTe ontwikkelde systeem (zie Richtlijnen voor het jaar 2001 van de Directeur DTe). Hierbij wordt in het bijzonder ingegaan op een mogelijke situatie waarin Nederland qua transportprijsregime afwijkt van de situatie in omringende landen, waardoor omleidingsstromen door ons land worden uitgelokt, die de gasleveranties voor de Nederlandse afnemers theoretisch kunnen verdringen. In de analyse wordt eerst een benchmark scenario geschetst gebaseerd op het CDS. Vervolgens wordt in een tweetal scenario’s, voor de periode tot 2005, nagegaan of en in hoeverre leveringsproblemen zouden kunnen optreden en wat de mogelijke gevolgen daarvan zouden kunnen zijn voor de Nederlandse afnemers. In het eerste scenario (S1) wordt verondersteld dat het huidige systeem van uurbalancering en van ‘declaration-of-contract’ voor ‘shippers’ wordt vervangen door respectievelijk dagbalancering en vrijwel opheffing van de traditionele ‘declaration-of-contract’-eis. Daarnaast veronderstelt dit scenario dat de duur van transportcontracten gemiddeld terugloopt in de richting van maximaal zo'n vijf jaar. In het tweede scenario (S2) wordt in de geest van de DTe Richtlijnen daarenboven verondersteld dat sprake zal zijn van een zeer forse daling in de gastransporttarieven ten opzichte van het huidige niveau. In de uitwerking van beide scenario’s staat de leveringszekerheid van gas voor de Nederlandse afnemers centraal, waarbij aandacht zal worden besteed aan: de gevolgen van stagnerende gasleveranties voor veiligheid en voor economische schadegevallen, het gedrag van particuliere marktpartijen waaronder de ‘shippers’, het investeringsgedrag ten aanzien van het leidingennet en de mogelijke gevolgen voor de Nederlandse economie in het algemeen. Daarnaast zal aandacht worden besteed aan het kleine-veldenbeleid en de daarmee samenhangende voorzieningszekerheid voor de Nederlandse afnemers.

8

Deel 1

Achtergrond

2

De gasmarkt in de Europese Unie

2.1

De Nederlandse markt voor gastransport

2.1.1 Infrastructuur van het transportsysteem De gasmarkt binnen Nederland kenmerkt zich door de veelzijdigheid van functies die deze markt vervult. Als één van de weinige landen binnen de EU is in Nederland op significante schaal sprake van zowel productie, export, import, doorvoer (in de zin van transitostromen door Nederland), als consumptie van aardgas. In Nederland wordt jaarlijks zo'n 80 mld m3 aardgas geproduceerd en meer dan 40 mld m3 daarvan geconsumeerd. Door haar omvang en diversiteit kan het Nederlandse systeem van gastransport en het daarmee samenhangende leidingennetwerk, zeker internationaal gezien, als zeer complex worden beschouwd. Deze complexiteit alleen al noopt ertoe om, met het oog op de leveringszekerheid in alle richtingen, zeer behoedzaam te zijn met het doorvoeren van omvangrijke en abrupte veranderingen in de systeemvoorwaarden. Ter illustratie van de complexiteit van de diverse aspecten van het transportsysteem zullen hierna kort enkele elementen worden toegelicht. Deze zijn alle direct dan wel indirect van belang in de navolgende scenario’s. In het totale transportsysteem van gas kunnen in technische zin een drietal deelsystemen worden onderscheiden: § de ‘upstream’ pijpleidingnetten die het geproduceerde aardgas verzamelen en ‘ordenen’ op basis van calorische waarde; § de hoofd- en regionale transportleidingen (resp. HTL en RTL). Het HTL bestaat uit grote leidingen die zorgen voor binnenlands gastransport, voor de export van Nederlands gas en tevens voor de import en doorvoer van buitenlandse gasstromen over lange afstanden. Het RTL betstaat uit kleinere leidingen die het gas van het HTL naar de distributiesystemen verplaatsen. Vanuit het HTL en RTL wordt ook direct geleverd aan grote en middelgrote verbruikers; § de distributieleidingen van de energiebedrijven die het gas naar de kleinverbruikers (het MKB en de Nederlandse consument) vervoeren. Het totale transportsysteem kenmerkt zich door afnemende druk naarmate het gas dichter bij de consument komt. De wijze waarop het leidingensysteem in technische zin kan worden benut is zodanig opgezet dat zo flexibel mogelijk kan worden omgegaan met de fluctuaties in zowel de vraag als het aanbod, zoals deze zich over de dag, week, seizoenen en over de jaren voordoen. 2.1.2 Het Groningen-veld Daarnaast is in beleidsmatige zin sprake van het zo lang mogelijk handhaven van de flexibiliteit op basis van de aanvoer uit het Groningen-veld door middel van het ‘kleine-velden’ beleid. De gasproductie in Nederland kwam historisch gezien met name tot stand in het Groningen-veld; tegenwoordig komt echter nog ongeveer 25% van het Nederlandse gas uit Slochteren. Daarnaast vindt productie plaats in een zeer groot aantal kleinere velden. Het Groningen-veld heeft als kenmerk dat de gaswinning er flexibel kan plaatsvinden, dat wil zeggen dat de snelheid van de gaswinning gemakkelijk gevarieerd kan worden. De kleine velden hebben deze flexibiliteit niet en de gaswinning moet hier dus vrij constant verlopen. Bovendien zijn aan de kleine velden relatief hoge exploitatiekosten verbonden. Door de kleine velden toch in te zetten en deze in combinatie met het Groningenveld te laten opereren, kan dus langer van de flexibiliteit van het Groningen-veld gebruik gemaakt worden. Tevens is het op deze manier mogelijk dat het gas uit de kleine velden, ondanks de relatief hoge kosten, toch wordt geëxploiteerd, waardoor de totale te exploiteren hoeveelheid van het Nederlandse aardgas toeneemt. Hierdoor neemt de voorzieningszekerheid voor Nederland toe: Nederland zal langer in zijn eigen aardgasvraag kunnen voorzien zonder in overgrote mate een beroep te hoeven doen op gas uit het buitenland. Dit zogeheten ‘kleine-velden’ beleid geeft dus zowel een belangrijke economische als technische meerwaarde aan de gaswinning in Nederland. Gasunie heeft in de Gaswet (Art. 54) dan ook de taak opgedragen gekregen om zorg te dragen voor afname van gas uit de kleine velden en de daarvoor vereiste transportcapaciteit, om zodoende de voorzieningszekerheid langer te kunnen garanderen. Deze verplichtingen gelden ook voor kleine velden die in de toekomst zullen worden geëxploiteerd. De door de markt gewenste flexibiliteit kan uiteraard worden begrensd door de contractuele zekerheid die de diverse afnemers vragen en die derhalve reeds hebben geleid tot contractuele verplichtingen over soms langere perioden. Een tweede begrenzing op de flexibiliteit wordt gevormd door de fysieke begrenzingen van het leidingensysteem zelf en door de beperkte mogelijkheden om daar op korte termijn op basis van investeringen capaciteit aan toe te voegen.

9

2.1.3 Leveringsplicht en leveringszekerheid Op dit moment is er volgens de Gaswet (Art. 21) een leveringsvergunning vereist voor de levering aan de zogenaamde beschermde afnemers (dit zijn de afnemers waarop het liberaliseringregime nog niet van toepassing is; thans zijn dat de kleine en (tot 1 januari 2002) de middelgrote verbruikers). De vergunninghouder is verplicht de beschermde afnemers te leveren. Het vergunningensysteem zal voor de kleinverbruikers per 1 januari 2004 worden veranderd. Het is niet geheel duidelijk wat dit zou kunnen impliceren voor de leveringszekerheid van de kleinverbruikers. De situatie in een land zoals de Verenigde Staten, waar de liberalisering voor de kleinverbruiker reeds eerder werd doorgevoerd, leert dat de zo goed als absolute leveringszekerheid zoals die thans in ons land geldt, dan niet langer kan worden gegarandeerd, vooral niet in situaties van langdurige en/of extreme kou. Conform hetgeen in het huidige wettelijke kader ten aanzien van leveringszekerheid wordt beoogd, heeft Gasunie in de afgelopen decennia een zeer goede reputatie opgebouwd op het gebied van leveringszekerheid. Om nagenoeg te allen tijde en onder vrijwel alle omstandigheden aan de kleine afnemers gas te kunnen leveren, houdt Gasunie een zodanige capaciteit in reserve dat zelfs op extreem koude dagen (met een gemiddelde dagtemperatuur van -17°C) nog aan de gasvraag kan worden voldaan. Het wordt door het Nederlandse publiek dan ook als iets volkomen vanzelfsprekends gezien dat hun gasleverantie nooit wordt onderbroken. Ook voor buitenlandse afnemers geldt dat de contracten met Gasunie kunnen worden beschouwd als het meest betrouwbare onderdeel van hun inkoopportefeuille. De vraag rijst of de splitsing van Gasunie in gescheiden deelbedrijven voor transport van respectievelijk handel in gas op zichzelf al een bedreiging kan gaan vormen voor de leveringszekerheid van de diverse Nederlandse afnemers, doordat in feite deze centrale doelstelling als onderdeel van de oorspronkelijke bedrijfsvoering van Gasunie niet langer behoeft te gelden. Beantwoording van deze vraag hangt uiteraard af van de contractuele voorwaarden waaronder het gas kan worden getransporteerd. Het CDS is ontwikkeld vanuit de filosofie dat de tarifaire voorwaarden zodanig zijn dat de traditionele leveringszekerheid kan blijven gewaarborgd. Zoals hierna zal worden betoogd zal een wezenlijke aantasting van de uitgangspunten van het CDS de genoemde leveringszekerheid aantasten. Het risico van stagnatie in de gasleveringen in Nederland zou nog verder kunnen toenemen indien derden (‘shippers’) als onderdeel van voorgeschreven nieuw beleid op nog (veel) ruimere schaal toegang krijgen tot de gasmarkt in de zin dat men de vrijheid heeft om transportcontracten aan te gaan zonder dat de (contractuele) mogelijkheid om daadwerkelijk te kunnen leveren behoeft te kunnen worden aangetoond. Dan kan de leveringszekerheid verder worden aangetast doordat handelaren al dan niet gecoördineerd transportcapaciteit gaan reserveren voor speculatieve doeleinden, in de zin dat men bewust schaarstesituaties tracht te creëren om vervolgens ten koste van de Nederlandse afnemers gebruik te maken van de opgebouwde markt- en machtspositie. 2.1.4 De spelers Ten einde de effecten van eventuele veranderingen in transportprijssystemen te kunnen verwerken in de navolgende scenario’s is het van belang eerst een onderscheid te maken tussen de verschillende spelers op de gasmarkt. De beheerders van de infrastructuur. Het beheer van het HTL en RTL (zie 2.1.1) in Nederland is thans vrijwel geheel in handen van Gasunie. De distributienetten zijn in handen van de energiedistributiebedrijven. In augustus 1998 is ten aanzien van de tarifering van het transport met het oog op de nieuwe Gaswet door Gasunie het Commodity/Diensten-Systeem (CDS) geïntroduceerd (zie 2.2). Dit systeem maakt het mogelijk dat onafhankelijke ‘shippers’ zich op de gasmarkt begeven. Zij kunnen tegen de in het CDS gestelde voorwaarden gebruik maken van het Gasunie netwerk. De marktpartijen De spelers in de markt bestaan uit: de producenten, de energiedistributiebedrijven, de eindverbruikers en eventueel aparte instanties die de rol van ‘shipper’ spelen. De producenten winnen het gas en leveren dit vervolgens via een productienet aan het landelijk transportnet. Gasunie heeft aardgascontracten met meer dan honderd leveranciers. De energiedistributiebedrijven (op dit moment zijn dat er twaalf) kopen het gas van de producent of van een ‘shipper’ en leveren het aan de eindverbruiker. Zij vormen dus de schakel tussen producent en eindverbruiker. De eindverbruikers zijn onder te verdelen in categorieën, zoals kleinverbruikers en verschillende soorten grootverbruikers. Gasunie zelf heeft leveringscontracten met vele honderden afnemers. De rol van ‘shipper’ kan in principe door verschillende marktpartijen worden vervuld. Anders dan in het VK is voor het vervullen van de rol van ‘shipper’ geen licentie vereist.

10

De externe toezichthouders De Nederlandse Mededingingsautoriteit (NMa) houdt zich bezig met de uitvoering van de Mededingingswet en richt zich met name op het tegengaan van kartelvorming en concentratie of misbruik van economische macht. De Gaswet heeft de NMa bepaalde taken toegekend. De DTe (Dienst uitvoering en Toezicht energie, een kamer van de NMa) richt zich op het vaststellen van Richtlijnen voor de indicatieve tarieven en voorwaarden voor gastransport. Hoewel hieromtrent discussie gaande is, is deze dienst niet geheel losgekoppeld van het Ministerie van Economische Zaken doordat de Minister van Economische Zaken het recht heeft behouden de DTe aanwijzingen te geven. Aldus zou de DTe tot op heden geen volstrekt onafhankelijke positie innemen en zou zij, zij het indirect, via de Minister politiek aanspreekbaar zijn. PVE voorstel indeling gasmarkt Inmiddels is een discussie gestart over eventuele wijzigingen in het beheersysteem als vervolg op de nieuwe Gaswet. In deze discussie is een duidelijke voorzet gedaan door (de Projectgroep Marktmodel Gas van) het Platform Versnelling Energieliberalisering (PVE) onder leiding van de voormalige KPN-topman Dhr. W. Dik. De infrastructuur van het gastransport in Nederland zou in de voorgestelde opzet van de PVE worden beheerd door een Gas System Operator of Landelijk Net Beheer (GSO/LNB), het Regionaal Net Beheer (RNB) en de opslagbedrijven. De GSO/LNB en RNB zouden het beheer verzorgen van respectievelijk het landelijke en regionale net (de distributienetten van de verschillende energiebedrijven), waarbij de verantwoordelijkheid voor het beheer en dagelijks gebruik van het Regionale Net (RN) bij de GSO/LNB zou blijven liggen. In principe zou het ook mogelijk zijn, volgens het voorstel, dat er andere netten met andere GSO’s in gebruik zouden komen. De GSO/LNB zou verplicht zijn te onderhandelen met gekwalificeerde derden, dat wil zeggen een “… ‘shipper’ die aantoonbaar in staat dient te zijn hieraan [d.w.z. aan de realisatie van de verplichtingen in verband met de gecontracteerde transportcapaciteit en balancering] invulling te geven,” die van de transportcapaciteit gebruik zouden willen maken. Men noemt dit negotiated Third Party Access (nTPA), om daarmee aan te geven dat derden toegang hebben tot gebruik van het gasnet indien zij dat wensen, maar dat dit slechts mogelijk is op basis van onderhandelingen met de netbeheerder. De opslagbedrijven zijn in het PVE-voorstel verantwoordelijk voor het beheer en dagelijks gebruik van de opslagfaciliteiten. Ook hier zou er een verplichte nTPA bestaan. 2.1.5 De contracten Voor aansluiting van producenten en eindverbruikers op het LN of RN dienen enerzijds aansluitcontracten afgesloten te worden tussen de netbeheerder en de producent, en anderzijds tussen de netbeheerder en de eindverbruiker. Deze contracten bieden echter geen garantie voor transport; daarvoor moeten transportcontracten worden afgesloten (voor nadere details over deze contracten, zie 2.3, CDS). De laatstgenoemde contracten worden afgesloten door de ‘shipper’ en netwerkbeheerder. Onder het huidige regime geldt dat ‘shippers’ alleen maar toegang hebben tot transportcontracten wanneer zij op basis van contracten kunnen aantonen daadwerkelijk over te transporteren gasvolumina te beschikken, de zogenaamde ‘declarationof-contract’ bepaling. Het is inherent aan de vrijheid om in te kopen dat eindverbruikers via meer dan één contract kunnen worden beleverd (combilevering). In de uiteindelijke gasleveringscontracten worden de verschillende aspecten van koop en verkoop (prijs, volume, patroon, kwaliteit, drukniveau, etc.) tussen verschillende marktpartijen vastgelegd. De contractuele voorwaarden zijn in principe alleen bekend bij de betrokken partijen. Daarnaast kent men opslagcontracten, dat wil zeggen, contracten tussen de ‘shipper’ en opslagbedrijven en contracten voor kwaliteitsconversie tussen de ‘shipper’ en de netbeheerder.

2.2

De markten voor gastransport in de Europese Unie (EU)

2.2.1 Binnenlands verbruik in de EU In onderstaande tabel (tabel 1) is voor een aantal belangrijke EU landen de totale binnenlandse consumptie van gas weergegeven voor een aantal jaren gedurende de periode 1981 – heden. Uitgaande van het basisjaar 1990 (1990 = 100) is tevens in tabel 2 het geïndiceerde verbruik per heden weergegeven om duidelijk te maken dat sprake is van belangrijke groeiverschillen in het binnenlands verbruik tussen diverse lidstaten.

11

Tabel 1 Binnenlandse consumptie van gas in mld m 3, per land (periode 1981 – heden)

België Duitsland Frankrijk Nederland VK

1981 8,8 46,7 23,5 31,0 43,8

1990 8,8 51,7 26,7 33,0 49,0

1993 12,4 76,0 37,9 44,4 68,3

1994 12,7 81,6 36,2 42,9 72,5

1995 14,0 88,1 39,0 44,7 89,6

1998 15,3 92,0 37,4 46,0 89,0

1999 16,3 95,2 41,1 46,5 90,8

2000 17,2 97,1 42,1 47,3 93,9

1998 174 178 140 139 182

1999 185 184 154 141 185

2000 195 188 158 158 192

Bronnen: Künneke, 1998; PHB Hagler Bailly Ltd., 1999; Gasunie. Tabel 2 Geïndiceerde consumptie van gas (1990 = 100)

België Duitsland Frankrijk Nederland VK

1981 100 90 88 94 89

1990 100 100 100 100 100

1993 141 147 142 135 139

1994 144 158 136 130 148

1995 159 170 146 136 183

Bron: zie tabel 1. 2.2.2

Gas transito door EU landen

Naast transport voor het binnenlandse verbruik is transport via EU lidstaten, bedoeld voor verbruikers in andere landen, een zeer belangrijke component van het gastransport; ruim 60% van het gastransport in Europa is grensoverschrijdend. Vóór het invoeren van de Europese Richtlijn voor gas was de toegang tot het net voor derden, gewoonlijk aangeduid als Third Party Access (TPA), beperkt tot daadwerkelijk transitotransport. Er werd langs de transitoroute alleen aan afnemers in andere landen worden geleverd en niet aan binnenlandse consumenten. Ondanks de invoering van Europese Richtlijn per augustus 1998 dienen uiteraard de lopende transitocontracten te worden gerespecteerd. De contractduur van de lopende transitocontracten in de EU varieert in de praktijk van één tot enkele jaren, ook al bestaan er diverse zeer langjarige contracten. Voorheen waren de transitostromen binnen de EU overigens redelijk stabiel en voorspelbaar. Het lijkt aannemelijk dat met de nieuwe Richtlijnen en het aflopen van de oude contracten die worden vervangen door nieuwe, korter lopende transitocontracten, de stabiliteit en voorspelbaarheid van de transitostromen zal gaan afnemen. Voor de gedachtegang van deze studie is het in dit verband belangrijk hier reeds op te merken dat het in principe voor gasleveranciers en afnemers niet uitmaakt via welke route en via welke landen hun gas wordt getransporteerd, zolang dit de leveringscondities voor hen niet beïnvloedt. Het is denkbaar dat wijzigingen in de voorwaarden van internationale transitocontracten als gevolg van de Europese Richtlijn en de daaruit voortvloeiende wet- en regelgeving sterke veranderingen zullen veroorzaken in de routes waarlangs grote gasvolumina worden getransporteerd. Deze veranderingen kunnen zich vooral voordoen als, door verschillende ‘omschakelingstempi’ tussen EU lidstaten, de relatieve gastransportprijzen voor het transitoverkeer veranderen. Maar ook indien en voor zover er (tegelijkertijd) veranderingen optreden in de absolute niveaus van de transportprijzen, kunnen er aanzienlijke gevolgen optreden in de omvang en patronen van het totale transitoverkeer door de EU, bijvoorbeeld voor zover daardoor veranderingen optreden in de prijzen van gas ten opzichte van andere energiedragers, of nieuwe gasbronnen worden geactiveerd. Dit laatste mechanisme zal zich naar verwachting vooral voordoen als neerwaartse aanpassingen van de gastransporttarieven zich over de hele EU uitstrekken. Voor de Europese markt zijn Rusland, Algerije, Noorwegen en Nederland de belangrijke gasexporterende landen. De belangrijkste ontvangende landen zijn Frankrijk, Duitsland en Italië. Binnen de EU zijn België, Oostenrijk en Duitsland de belangrijkste landen waardoor transitoverkeer plaatsvindt.

12

2000: 40 mln m3/dag 2010: 70 mln m3/dag

2000: 80 mln m3/dag 2010: 100 mln m3/dag

Figuur 1 gasstromen langs Nederland

2000: 15 mln m3/dag

2010: 30-40 mln m3/dag

Er vanuit gaande dat het voor de buitenlandse afnemer uiteindelijk niet uitmaakt via welke transito of nationale route het gevraagde gas wordt aangeleverd, is het duidelijk dat het transitoverkeer door Nederland concurreert met gasstromen met een zelfde bestemming, doch buiten Nederland om. Er zijn enkele buitenlandse routes via welke gas wordt vervoerd dat via Nederland zou kunnen worden omgeleid (zie fig.1). De belangrijkste zijn noord-zuid: via de leidingen door de Noordzee ten oosten van het VK naar België (eventuele invoerpunten Balgzand en Zeebrugge, België) en via de leidingen vanaf Emden door Duitsland (invoerpunten Oude Statenzijl, Winterswijk/Zevenaar en ’s-Gravenvoeren/Bocholtz). De belangrijkste route oost-west verloopt via België van Zeebrugge naar Eynatten. In theorie zouden verder weg gelegen omleidingen door lagere tarieven eveneens met het Nederlandse transitoverkeer kunnen concurreren, maar door de feitelijke tarifering lijken deze alternatieven vooralsnog niet praktisch relevant; deze alternatieven zullen in deze studie in ieder geval niet in de beschouwing worden betrokken. In tabel 3 is ter illustratie het totale volume van de transitostromen voor een aantal EU landen weergegeven. Tabel 3 Gastransito in mld m3

België Oostenrijk Duitsland

1998 20,50 19,30 16,50

1999 24,55 21,64 17,82

Bron: EC, 2000. Hubs Voor wat betreft het internationale leidingensysteem spelen daarnaast de zogenaamde hubs een grote rol. Dit zijn verdeelpunten waar grote pijpleidingen samenkomen en die vaak gepaard gaan met opslagfaciliteiten. Via een hub kan het gas ook van het ene leidingenstelsel in het andere gebracht worden. Hubs worden niet door overheidsbeleid gecreëerd maar zijn het gevolg van initiatieven vanuit de private sector vanwege de commerciële mogelijkheden die zo'n hub biedt. Er is daarom een toename aan hubs te verwachten naarmate de liberalisering

13

zich verder doorzet. Er hebben zich nu al een tweetal hubs in Europa gevormd: bij Zeebrugge en het National Balancing Point in het VK. Dit laatste is een zgn. ‘systeem hub’ die zich binnen een gasstelsel vormt i.p.v. tussen verschillende stelsels. De andere soort hub (‘niet-systeem hub’) ontstaat over het algemeen dicht bij landsgrenzen; het is te verwachten dat er in of dicht bij Nederland door onze ligging een aantal hubs ontstaat (EC, 2000). 2.2.3

De EU Richtlijn

In juni 1998 werd een akkoord bereikt over de Richtlijn 98/30/EG van het Europees Parlement en de Raad van 22 juni 1998 betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor aardgas, kortweg de Europese Richtlijn voor gas (98/30/EC), hierna aan te duiden als de Europese Richtlijn. Deze Richtlijn verscheen op 21 juli van dat jaar in het Publicatieblad van de Europese Gemeenschappen (Publicatieblad nr. L 204 van 21/07/1998, blz. 0001-0012) en trad, op grond van Art. 30, 20 dagen na publicatie in werking. Op basis daarvan was in feite het principe van vrije toegang tot het gasnet geïntroduceerd voor iedere partij die het recht zou krijgen dat net te gebruiken voor het transport van gas (het zgn. ‘open access requirement’). Beperkingen op dit recht van vrije toegang op het net waren in beginsel alleen onder bijzondere omstandigheden toegestaan, zoals de situatie waarin een land voor meer dan driekwart afhankelijk is van de gasaanvoer van één externe bron, of de situatie waarin er onvoldoende transportcapaciteit beschikbaar is (‘de leiding zit vol’), of in geval van ernstige twijfel dat de partij waarvoor het gas wordt getransporteerd de aangegane verplichting (zoals t.a.v. betaling van de gasleveringen) zou kunnen nakomen. Daarnaast verplicht de Europese Richtlijn gasondernemingen waarin traditioneel de handel in gas en het transport van gas werden geïntegreerd, om althans in boekhoudkundig en organisatorisch opzicht een interne scheiding in de bedrijfsvoering, al of niet met een zogenaamde ‘firewall’ aan te brengen. Bij Gasunie is die scheiding reeds aangebracht. Er is een afdeling handel en een afdeling transport (zie ook 2.3.5 en fig. 1).6 Vervolgens verplicht de Europese Richtlijn in opeenvolgende stadia om tot een situatie te komen waarin de afnemers vrij zijn in de keuze van hun gasleverancier, te beginnen met de grote afnemers. Per 10 augustus 2000 zijn alle gasgestookte elektriciteitsproducenten, zowel als alle verbruikers boven de 25 mln. m3 per jaar per locatie vrij in de keuze van hun gasleverancier (althans indien ten minste één vijfde van de nationale markt is opengesteld voor concurrentie). Per 2003 dient het recht van vrije keuze van gasleverancier tevens te gelden voor verbruikers tot 15 mln m3 en per 2008 tot 5 mln m3. De Europese Richtlijn laat het aan de lidstaten over om in hun nationale regelgeving terzake te kiezen voor gereguleerde of onderhandelde toegang voor derden (TPA) of voor een combinatie van beide (zoals in de UK is geïntroduceerd). Ook staat de Europese Richtlijn uiteraard toe dat individuele landen eerder dan voorgeschreven overgaan tot liberalisering van de nationale gasmarkt, dan wel via de nationale wetgeving te verplichten tot verdergaande liberalisering van de gasmarkt dan het strikte vereiste volgens de Europese Richtlijn. Het is niet eenvoudig om na te gaan of en in hoeverre dergelijke eventuele verschillen in liberaliseringstempo en/of liberaliseringsgraad zich binnen de EU zullen gaan voordoen, doordat immers de Europese Richtlijn in een zeer langdurig (minimaal tot 20087) overgangstraject voorziet. Voor een groot aantal landen is slechts globaal te voorzien hoe het liberaliseringstraject precies zal worden ingevuld. Het is echter al wel mogelijk om per de huidige situatie na te gaan of het liberaliseringstempo en de liberaliseringsgraad onderlinge verschillen vertonen tussen EU lidstaten. Ter illustratie van de onduidelijkheid die er al enige tijd heerst over de verschillende aanpassingstempi in de diverse Europese landen moge een conclusie dienen uit een eerder genoemde studie (Hagler Bailly Ltd., 1999; deze studie had voornamelijk betrekking op de situatie per eind maart 1999). Hierin werd ter zake opgemerkt: “The degree of likely compliance with the Gas Directive varies significantly across Europe, with the UK (excluding Northern Ireland) having opened up the market completely, down to the small residential consumer, in 1998, and Germany having passed legislation in 1998 which in theory (but not yet in practice) opens up the Op het moment van schrijven van dit rapport wordt, n.a.v. het januari 2001 akkoord met DTe, binnen Gasunie actief nagedacht over hoe men een juridische en economische scheiding tussen het handels- en het transportgedeelte kan doorvoeren. 7 In dit verband dient te worden opgemerkt dat thans op EU niveau enige discussie gaande is over de mogelijkheid om de einddatum van 2008 te vervroegen. 6

14

market in its entirety, while at the other extreme countries such as France may miss the Directive’s target date for passing the legislation necessary to liberalise the gas market.” Ten aanzien van de situatie in Nederland is inmiddels bekend dat de overheid via de Gaswet heeft besloten tot een snellere doorvoering van de stapsgewijze liberalisering dan de Europese Richtlijn vereist: per januari 2004 dient de totale Nederlandse gasmarkt, inclusief die voor de kleinverbruiker, te zijn geliberaliseerd. Ons land loopt daarmee ten opzichte van vrijwel alle andere EU landen (m.u.v. het VK) voorop in het proces van liberalisering. Als gevolg van de nationale beleidsvrijheid die de Europese Richtlijn biedt, doet zich, in de vergelijking tussen de liberalisering in verschillende Europese landen, in theorie een tweetal mogelijke casusposities (zowel als de combinatie ervan) voor, namelijk dat de liberalisering in een bepaald land sneller (of langzamer) wordt ingevoerd dan in omringende landen, of dat in een bepaald land een meer (of minder, zolang men maar binnen de Europese Richtlijn blijft) verregaande vorm van liberalisering wordt doorgevoerd dan in de omringende landen. Zoals in de navolgende scenario’s verder duidelijk zal worden, kan het belangrijke verschil tussen ‘sneller’ en ‘meer verregaand’ zijn dat in het eerste geval een tijdelijke, in het tweede geval een blijvende concurrentieachterstand kan ontstaan voor Gasunie ten opzichte van de ‘traditionele leverancier’ in andere Europese landen. Als immers in Nederland de markt wel volledig is opengesteld voor concurrentie en dit in omringende landen niet het geval is kunnen de concurrenten van Gasunie wel een marktaandeel op de Nederlandse markt veroveren, maar kan Gasunie dit niet – of althans veel minder gemakkelijk – in andere landen: een ‘level playing field’ ontbreekt. De reciprociteitsbepalingen in de Europese Richtlijn en de Gaswet bieden hiervoor onvoldoende oplossing. In het voorjaar van 2000 is door Energy Markets Limited/Rambøll een enquête gehouden onder Europese energiebedrijven in de gassector over de gewenste verdere ontwikkelingen op de gasmarkt. Door een aantal respondenten werd hieromtrent dan ook gesteld dat verdere openstelling van de (nationale) markt zou moeten gebeuren op basis van reciprociteit. De praktijk is wat dit laatste punt betreft echter anders. 2.2.4

Tarief- en concurrentiesystemen binnen de EU

Binnen de EU lidstaten is op dit moment sprake van grote verschillen in transporttariefsystemen8 (zij het dat er gedurende de laatste 15 jaar over het algemeen een verschuiving in de richting van liberalisering van de gasmarkt heeft plaatsgevonden). Daarnaast is het van belang er op te wijzen dat binnen de EU ook twee fundamenteel verschillende concurrentiemodellen kunnen worden onderscheiden, die beide op verschillende plaatsen voorkomen. Het eerste model is gebaseerd op de zgn. ‘pipeline-to-pipeline’ competitie. Daarbij concurreren verschillende transportsystemen met elkaar. Een voorbeeld van een dergelijk systeem treft men aan in Duitsland, waar min of meer parallelle leidingsystemen met verschillende aanbieders naast elkaar bestaan. Het tweede model is gebaseerd op Third Party Access (TPA). Binnen dit laatste systeem kan dan conceptueel weer onderscheid worden gemaakt tussen een gereguleerde, ‘regulated’ (rTPA) of onderhandelde, ‘negotiated’ (nTPA) toegang voor derden (zie PHB Hagler Bailly Ltd, 1999, tabel 8.1, blz. 31 voor de mate waarin regulated en negotiated TPA in de EU voorkomen). rTPA, dat o.a. voorkomt in het VK (zie box 1), Ierland, Italië en Spanje, houdt in dat de tarifering voor het gastransport van boven af en van tevoren aan de netbeheerder wordt opgelegd. nTPA gaat daarentegen uit van het principe dat de netbeheerder in beginsel de vrijheid heeft met de verschillende gebruikers per geval te onderhandelen over de voorwaarden waaronder de transportdiensten worden aangeboden met een toets achteraf van de toezichthoudende instantie.

8

Zie ook 2.4.

15

Box 1 Liberalisering van de gassector in het Verenigd Koninkrijk Vanaf het eind van de jaren zestig was zowel het transport als de distributie van gas in het VK in handen van British Gas (BG). Ondanks de zware concurrentie die gas van steenkool ondervindt, was BG bijna net zo succesvol als de Nederlandse gasindustrie: gas voorziet thans in 60% van de huishoudelijke energiebehoefte. In 1986 werd BG geprivatiseerd. Ook werd er een toezichthouder in het leven geroepen, het Office of Gas Supply (Ofgas). Naast Ofgas houden de Monopolies and Mergers Commission (MMC) en het Office of Fair Trading (OFT) zich bezig met de gasmarkt. Deze drie instanties hebben BG gedwongen een deel van haar markt op te geven en de pijpleidingen open te stellen voor TPA. Hierdoor ondervindt BG trading nu veel concurrentie. Op de Britse gasmarkt zijn op dit moment verschillende partijen (‘shippers’) actief die het landelijke gasleidingennetwerk van Transco (een dochter van BG) gebruiken: • BG Trading (de gashandel tak van BG die ook is gaan diversificeren naar elektriciteit); • elektriciteitsproducenten, die zich ook op de gasmarkt begeven; • elektriciteitsdistributiebedrijven, die ook gas aan hun afnemers leveren; • dochtermaatschappijen van de grote oliemaatschappijen (zij verhandelen voornamelijk het gas van de moeder) en onafhankelijke ‘shippers’ (zo begeeft bijvoorbeeld Gaz de France zich op de Britse gasmarkt). Daarnaast zijn er ‘pure’ handelaren actief, bijvoorbeeld handelsbanken, die alleen als tussenpersoon binnen de gashandel optreden. Alle ‘shippers’ van gas hebben een vergunning van Ofgem nodig, behalve de ‘pure’ handelaren. Aan deze vergunning zijn eisen verbonden van financiële stabiliteit en managementervaring. Voor gebruik van het net is een uitgebreide ‘Network Code’ opgesteld waarin de verantwoordelijkheden van zowel Transco als de ‘shippers’ zijn opgesteld. ‘Shippers’ moeten zorgen voor dagbalancering9 – en daarvoor eventueel opslagcapaciteit contracteren – en moeten beschikken over voldoende gas en transportcapaciteit om aan de vraag van hun afnemers te kunnen voldoen. Er zijn boetes voor ‘shippers’ die niet aan de eis van dagbalancering voldoen. Men gaat er van uit dat door op de ‘spotmarkt’ gas in te kopen ‘shippers’ in beginsel altijd aan voldoende gas kunnen komen om hun afnemers te beleveren. In de praktijk opereren zowel de ‘pure’ handelaren als de ‘shippers’ als speculant in de zin dat men risico’s aangaat in de gashandel. Vooral wanneer de prijzen op de Britse spotmarkt sterk fluctueren kan de gashandel lucratief zijn. Naast de ‘spotmarkt’ voor gas bestaat er (naast de maandelijkse veilingen van Transco) onder andere ook een korte-termijn markt voor transportcapaciteit. Zowel shippers als Transco kunnen op deze markt handelen. Het verschil tussen beide is enerzijds dat Transco verantwoordelijkheid draagt voor de beschikbaarheid van transportcapaciteit. Transco zal daarom zelf transportcapaciteit moeten inkopen als blijkt dat er niet voldoende capaciteit op het net beschikbaar is. ‘Shippers’ hebben anderzijds handelingsvrijheid op de transportmarkt. Om echter te voorkomen dat ‘shippers’ hun marktpositie misbruiken, is Transco bevoegd om onder omstandigheden niet door hen gebruikte capaciteit als het ware op te eisen en aan anderen te verkopen in de vorm van een zogenaamd ‘interruptible’ contract. De praktijk in het VK heeft tot dusverre uitgewezen dat deze laatste voorziening kennelijk de eerder genoemde sterke gasprijsfluctuaties niet heeft kunnen uitsluiten.

2.2.5

Internationale concurrentiepatronen van de gasleveranties

In tegenstelling tot de grote diversiteit aan afnemers van gas binnen de EU, geschiedt de levering ervan door slechts een beperkt aantal aanbieders uit een handvol landen. Buiten het aanbod van gas uit Nederland en het VK zijn de afnemers uit de EU voor gasleveranties afhankelijk van het aanbod uit slechts enkele niet-EU landen, namelijk Rusland, Noorwegen en Algerije. Volgens een recente studie (EC, 2000) heeft het kleine aantal van de daadwerkelijke producenten van gas tot nu toe geen belemmering gevormd voor de gasaanvoer. Dit kwam doordat fluctuaties in de leveranties uit een bepaald land in de praktijk door de bestaande handel gemakkelijk door compenserende aanpassingen van de stromen uit andere landen kon worden opgevangen. Wat dat betreft heeft het oude handelssysteem geen probleem veroorzaakt. Het staat niet vast dat de zekerheid omtrent de

16

gezamenlijke externe aanvoer van gas in de EU ook in de toekomst automatisch gehandhaafd blijft, wanneer bijvoorbeeld het aandeel van het gas afkomstig van buiten de EU (bijvoorbeeld Rusland en Algerije) fors zou toenemen.

2.3

De huidige situatie in Nederland: het CDS

2.3.1

Het Commodity/Diensten-Systeem (CDS)

Om marktwerking op de Nederlandse gasmarkt mogelijk te maken heeft Gasunie begin 1999 het Commodity/Diensten-Systeem (CDS) geïntroduceerd. Sinds 1 januari 1999 wordt het CDS gebruikt voor grootverbruikers met een afname van meer dan 50 m m3 en sinds 1 januari 2000 voor grootverbruikers met een afname van meer dan 10 m m3. Als in 2002 de middelgrote gasverbruikers met een afname van meer dan 1 m m3 een vrije leverancierskeuze krijgen zal het CDS ook voor hen gaan gelden en in 2004 zullen de kleinverbruikers volgen. De snelheid van vrije markttoegang als voorgestaan in het CDS ligt daarmee beduidend hoger dan in de Europese Richtlijn als minimum is voorgeschreven (zie ook 2.2.3). In het CDS worden de geleverde hoeveelheid gas en de bijbehorende diensten apart afgerekend. Het gastarief is gebaseerd op de volgende hoofdelementen: • de aardgasproductie (commodity, alleen voor Gasunie klanten) • de benodigde productiecapaciteit • het transport 2.3.2 Productiecapaciteitsprijs10 In een gasafnamecontract tussen de klant en Gasunie wordt de contractcapaciteit vastgelegd, dat wil zeggen de maximale hoeveelheid gas die de klant wenst te kunnen afnemen in een uur, in kubieke meters. Deze contractcapaciteit wordt onderverdeeld in de basislastcapaciteit en de zogenaamde additionele capaciteit. De basislastcapaciteit is capaciteit die de klant het hele jaar gebruikt (het geleverde jaarvolume gedeeld door 8000 uur); hiervoor wordt geen capaciteitstarief in rekening gebracht (wel een transporttarief). De additionele capaciteit is de capaciteit die wel altijd beschikbaar is voor de klant, maar niet continu wordt gebruikt. Afhankelijk van de frequentie waarmee additionele capaciteit nodig is bestaan er diverse mogelijkheden om deze te verkrijgen. Per jaar kan van Gasunie incidentele capaciteit worden verkregen voor piekafnames in maximaal 31 perioden van 24 uur. Voor een piekafname van één periode per jaar van maximaal 24 uur geldt een tarief van f25. Naarmate over een jaar meer piekperioden worden benut, loopt dit tarief op. Voor additionele capaciteit boven de 31 dagen geldt een tarief per kubieke meter per uur per jaar van f220. Uurflexibiliteit Voor klanten die gedurende een aantal uren van de dag een piekafname hebben, bestaat uurflexibiliteit. In feite komt uurflexibiliteit er op neer dat een bedrijf op het eigen terrein een denkbeeldig opslagvat huurt van Gasunie, dat wordt gevuld tijdens een dal en waar tijdens een piek aanvullende capaciteit uit wordt gehaald. Het startniveau van de hoeveelheid gas in het denkbeeldige opslagvat is ter keuze van de klant; er kan dus direct extra gas uit het vat worden afgenomen. Dit is ook mogelijk voor klanten die hun gas niet van Gasunie-handel maar van derden betrekken. Uurflexibiliteit bestaat uit twee delen, volume-uurflexibiliteit en capaciteit-uurflexibiliteit. Volume-uurflexibiliteit (in kubieke meters gas) is het totale opslagvolume van het denkbeeldige opslagvat. Wordt tijdens bepaalde uren minder gas verbruikt dan de contractcapaciteit, dan wordt het vat gevuld totdat het totale gecontracteerde opslagvolume is bereikt. Is er juist meer gas nodig dan de contractcapaciteit dan wordt er gas uit het denkbeeldige vat gehaald tot het leeg is. De gecontracteerde hoeveelheid capaciteit-uurflexibiliteit (in kubieke meter per uur) bepaalt hoe snel er gas uit het vat mag worden gehaald en hoe snel het mag worden gevuld. Voor volume-uurflexibiliteit gold een tarief van f7/m 3/jaar voor opslag; voor capaciteit-uurflexibiliteit gold een tarief van f40/m 3/uur/jaar (de twee laatstgenoemde tarieven zijn per 1 januari met 6,5% verlaagd). 9

Ofgem overweegt nu uur/half uur balancering in te voeren. De tarieven voor diensten (transport en capaciteit) worden jaarlijks aan de inflatie aangepast; zie Annex I.

10

17

2.3.3

Transportprijs11

Het transporttarief is afhankelijk van: de transportafstand, de soort capaciteit en het gasleidingnet dat wordt gebruikt. Voor basiscapaciteit wordt – als redelijke abstractie van een onwerkbaar complexe werkelijkheid – de afstand genomen van de klant tot één van de vijf12 ‘entry-points’, namelijk dat ‘entry-point’ dat zich het dichtst bij de afnemer bevindt: Noordbroek (Groningen), Balgzand (Noord-Holland), de Maasvlakte (Zuid-Holland), Zelzate (Zeeland) en ‘s-Gravenvoeren (Limburg). Voor transport van gas dat door derden wordt geleverd geldt de afstand van het entry-point waar die leverancier levert tot aan de klant. Er is voor het transport door het hogedruk leidingennet (HTL) een maximum gesteld aan het tarief, gelijk aan het tarief voor een transportafstand van 200 kilometer. Het HTL transporttarief bestaat uit een basistarief van f10/jaar/m 3/uur, plus f0,40/jaar/m 3/uur voor elke kilometer transport via het hoofdtransportnet. Het tarief /m 3/uur voor transport via het regionale transportnet (RTL) is afhankelijk van de locatie van de klant ten opzichte van het hoofdtransportnet en de lengte van de aansluitleiding voor deze klant. Dit tarief bedroeg maximaal f50/m 3/uur/jaar. Voor additionele en incidentele capaciteit wordt het entry-point Noordbroek genomen. De transporttarieven voor additionele en incidentele capaciteit zijn gelijk: f0,40/m 3/jaar/kilometer transport via het hoofdtransportnet, vermeerderd met het eerdergenoemde tarief van f10/m 3/uur/jaar en het RTL tarief. De afstand wordt gerekend vanaf Noordbroek, omdat de meeste reservecapaciteit zich daar bevindt (het Groningen veld en de ondergrondse opslagen in Langelo en Grijpskerk). 2.3.4

Transport van gas voor derden

Gasunie-transport levert de transportdiensten die worden aangeboden aan Gasunie-handel – tegen dezelfde tarieven en voorwaarden – ook aan klanten van ‘andere shippers’. Als de levering door een ‘shipper’ niet overeenkomt met de afname van gas door diens klant, levert Gasunie-handel desgewenst ook aanvullend flexibele capaciteitsdiensten. Gasunie-handel kan tevens op jaarbasis in een gedeelte van de gasvraag voorzien. Dit gebeurt in beginsel ook tegen dezelfde tarieven en voorwaarden als die gelden voor klanten van Gasuniehandel. Gasunie-transport hanteert uurbalancering voor de aangeboden transportdiensten. Dit geldt zowel voor Gasuniehandel als voor andere ‘shippers’. Uurbalancering houdt, zoals hiervoor onder 2.3.2 wordt betoogd, in dat de hoeveelheid gas die een leverancier op het leidingnet levert gedurende elk uur in balans moet zijn met de hoeveelheid gas die zijn klanten afnemen. Indien het afnamepatroon van de klant structureel niet overeenkomt met het leveringspatroon van de gasleverancier – bijvoorbeeld een werkdag/weekeinde patroon bij de klant en een vast aanbodpatroon bij de leverancier – kan men ‘load factor conversie’ bij Gasunie contracteren. Uitgangspunt is wel dat het jaarvolume dat wordt ingenomen bij derden overeenkomt met de jaarafname door de klant. Als dat niet zo is kan een gedeelte van het gas worden geleverd door Gasunie. ‘Load factor conversie’ wordt door Gasunie geleverd tegen dezelfde voorwaarden (capaciteitscomponent en transportcomponent) als additionele capaciteit voor Gasunie gas klanten. Ook incidentele capaciteit en uurflexibiliteit kunnen onder gelijke voorwaarden worden besteld. Daarnaast wordt additionele flexibiliteit op jaarbasis aangeboden en wordt kwaliteitsconversie (aanpassen van hoog- naar laagcalorisch (Groningen)gas) aangeboden. Tenslotte kan bij Gasunie backup voor ten hoogste 31 dagen worden besteld. 2.3.5

Toewijzen capaciteit aan ‘shippers’

Voor het toewijzen van transportcapaciteit aan een willekeurige ‘shipper’ heeft Gasunie het transportprotocol opgesteld. Aanvragen voor het verkrijgen van transportcapaciteit door derden moeten worden ingediend bij de unit Transport Services en Consultancy (unit T). Als het gaat om transport van gas van Gasunie zelf, gebeurt dat via de unit Gas In- & Verkoop (unit G). Beide units dienen op hun beurt de aanvragen in bij de unit Asset Management (unit A), die volgens het opgestelde transportprotocol de aanvragen al dan niet toewijst. De units T en G werken dus als agenten voor de unit A voor de verkoop van de beschikbare capaciteit op het netwerk. Bij het toewijzen van transportcapaciteit wordt door unit A geen onderscheid gemaakt tussen gas dat door Gasunie wordt geleverd en gas van andere leveranciers. 11 12

De in deze paragraaf genoemde tarieven zijn per 1 januari jl. met 6,5% verlaagd. Per 1 januari 2002 zijn er ‘3½’ entry-points.

18

Voor wat betreft de procedure voor een ‘shipper’ om capaciteit op het gastransportnetwerk te verkrijgen, zie Annex I.

2.4

Nederlandse gastransporttarieven in EU-perspectief

In een studie door PHB Hagler Bailly Ltd (mei 1999) zijn de gastransporttarieven in de verschillende EU landen vergeleken. Hierbij moet worden opgemerkt dat die tarieven in de EU lidstaten verschillend zijn opgebouwd. Als voorbeeld kan worden genoemd het Nederlandse tarief voor de hogedruk-transportleidingen, dat afhangt van de afstand waarover wordt getransporteerd. Voor dit tarief geldt, zoals in 2.1 reeds werd vermeld, als maximum het tarief voor een transportafstand van 200 km. In een aantal andere Europese landen loopt dat tarief daarentegen op met de transportafstand zonder dat er een maximum aan is gesteld. In Ierland is het tarief daarentegen weer helemaal niet afstandgerelateerd; daar geldt een vast tarief voor transport en transportcapaciteit (‘postzegeltarief’). Om het probleem van de moeilijke vergelijkbaarheid vanwege de uiteenlopende tariefsystemen zo veel mogelijk te ondervangen werden in het genoemde onderzoek door PHB-HB tariefsvergelijkingen voor 24 verschillende situaties gemaakt. Hierbij werden voor verschillende transportafstanden over de hogedruk- en lagedruktransportleidingen prijsvergelijkingen gemaakt. Voor de verschillende transportafstanden werd ook onderzocht hoe de prijzen varieerden afhankelijk van de grootte van de klant en afhankelijk van de ‘load factor’. In de vergelijkingen werden zoveel mogelijk de voorgestelde, toekomstige tarieven gebruikt. Figuur 2 Units betrokken bij de aanvraag en toewijzing van transportcapaciteit

Unit A aanvragen / toewijzen transportcapaciteit

Unit T

Unit G

Gas van derden

Gas van Gasunie

firewall

Uit deze vergelijking volgde dat de Gasunie CDS tarieven ten opzichte van vergelijkbare tarieven in andere EU landen in vrijwel alle constellaties aan de lage kant en meestal zelfs de laagste zijn. Dit gold ten opzichte van vrijwel alle EU landen. Een complicatie in de vergelijking met de situatie in België, Frankrijk, Duitsland en Italië was, dat voor die landen, in tegenstelling tot in Nederland, alleen tariefgegevens beschikbaar zijn gesteld voor grootschalig transitotransport, waardoor het waarschijnlijk gaat om de laagste tarieven aldaar. Doordat voor Nederland via het CDS een uniform tarief wordt gehanteerd voor het grootschalige transito en het kleinschalige binnenlandse gastransport, zal het Nederlandse tarief daardoor opwaarts worden beïnvloed. Gechargeerd gesproken zou men kunnen zeggen dat het gemiddelde Nederlandse tarief is vergeleken met de laagste (marginale) tarieven in een aantal omringende landen. Het is opmerkelijk dat ondanks deze ‘bias’ de Nederlandse CDS tarieven toch als vrijwel de laagste uit de bus kwamen. Op basis daarvan formuleerde PHB-HB de

19

verwachting dat het onwaarschijnlijk zou zijn dat, indien in deze landen TPA tarieven zouden worden toegepast, deze lager zouden zijn dan de heersende CDS tarieven voor de Nederlandse situatie (PHB Hagler Bailly Ltd, 1999, blz. 41). 2.4.1

Marktaandeel (periode 2000 –2005)

Hiervoor werd reeds aangegeven dat indien in een land ‘sneller’ en ‘meer verregaand’ wordt geliberaliseerd dan in de concurrerende landen, dit onder normale omstandigheden moet leiden tot een verzwakking van de concurrentiepositie. Dit kan zich uiten in geringere marges en/of een geringer marktaandeel. Dit proces wordt sowieso al in gang gezet door de liberalisering op zich. In de Nederlandse situatie zijn de gevolgen van deze ontwikkelingen voor Gasunie reeds merkbaar, onder andere in de zin dat Gasunie in de periode 1999 – heden al meer dan een derde van haar oorspronkelijke marktaandeel in de industriële markt is kwijtgeraakt, waardoor het aandeel op de totale Nederlandse markt is gedaald tot 80 à 85%. Zou dit aandeel (fors) verder zakken, dan kan voor Gasunie een situatie ontstaan van verkoopdwang, zoals uit de volgende redenering zal blijken. Gemiddeld heeft Gasunie voor de periode 2000-2005 thans inkoopcontracten voor circa 80 mld m3/jaar. Daarvan bestaat 20 mld m3/jaar uit Slochteren gas; 50 mld m3/jaar uit gas uit de kleine velden en 10 mld m3/jaar uit import gas (op basis van langlopende contracten). Van deze 80 mld m3/jaar wordt ongeveer 40 mld m3/jaar geëxporteerd; de afzet in Nederland is eveneens ongeveer 40 mld m3/jaar. Voor zowel het gas uit de kleine velden als het gecontracteerde importgas geldt dat Gasunie verplicht is om dit ook in de toekomst af te nemen. In principe heeft Gasunie op de Nederlandse markt dus op het eerste gezicht om haar ingekochte voorraad weer kwijt te raken een afzet nodig van (50 + 10 – 40 =) 20 mld m3/jaar, wat neerkomt op een marktaandeel van 50%. In de praktijk is die 50% echter niet voldoende. Zowel het gas uit de kleine velden als het geïmporteerde gas wordt namelijk redelijk constant over het jaar geleverd, terwijl de gasvraag juist sterk fluctueert. Om dit probleem van de zgn. onbalans op te lossen is het Slochteren gas nodig. Vanuit het Slochteren veld kan namelijk zeer flexibel geleverd worden. De bovenstaande ‘back of the envelope’ rekensom, waarin werd verondersteld dat er geen gas uit Slochteren komt, klopt dus niet. Ruwweg kan worden gesteld dat om het probleem van onbalans op te lossen, er in de praktijk per jaar minimaal 10 mld m3 uit het Slochteren veld moet worden gehaald. De berekening van wat de Gasunie – gezien haar aankoop ‘verplichting’ – in Nederland moet afzetten moet dan als volgt worden herzien: (50 + 10 + 10 – 40 =) 30 mld m 3/jaar. Gezien de Nederlandse gasvraag van 40 mld m3/jaar betekent dit dat Gasunie voor de genoemde periode een marktaandeel van minimaal zo´n 75% moet hebben op de Nederlandse markt (ter herinnering, het marktaandeel bedraagt thans [=begin 2001] 80-85%) om aan de inkoopverplichtingen gecombineerd met gaslevering gedurende het hele jaar te voldoen.

20

DEEL 2

A NALYSE

3

Scenario analyse

3.1

Methode en data

De methode die hierna zal worden gehanteerd is gebaseerd op een aantal scenario’s voor de leveringscondities van gastransport. Daarbij zal worden nagegaan hoe verschillende leveringscondities invloed uitoefenen op de vraag naar gastransport en hoe deze vraag zich vervolgens verhoudt tot de bestaande netcapaciteit. Benchmark (S0) De grondslag van het betoog wordt gevormd door de zogenaamde ‘benchmark’. Hierin wordt uitgegaan van de heersende gastransporttarieven in de diverse EU landen per december 2000, evenals van de overige dan vigerende leveringsvoorwaarden. Tevens wordt uitgegaan van de op dat moment aanwezige netcapaciteit (verondersteld wordt – zoals overigens ook in het hierna te bespreken 1e en 2e scenario – dat de beperkte duur van het scenario in de praktijk een wezenlijke uitbreiding van het net uitsluit). Voor Nederland betekent één en ander in grote lijnen dat wordt uitgegaan van het huidige Gasunie-beleid, dat wil zeggen het CDS systeem (zie 2.4)13, leveringszekerheid en het ‘kleine-velden’ beleid. Ten aanzien van de ‘benchmark’ wordt voor de periode tot 2005 verondersteld dat de enige toename van de gevraagde netcapaciteit wordt veroorzaakt door de autonome groei in het gastransport, dat wil zeggen de groei als gevolg van een autonome (= de niet met prijswijzigingen samenhangende verandering van de vraag) vraagstijging, bijvoorbeeld als gevolg van economische groei of een trendmatige verandering in de samenstelling van energievraag. Dit zijn tevens de uitgangspunten zoals die in de afzetprognoses van Gasunie worden gehanteerd. 1e scenario (S1) In S1 blijven weliswaar de CDS tarieven gehandhaafd, maar wordt verondersteld dat een aantal bestaande contractuele condities moeten worden gewijzigd, en wel in het bijzonder ten aanzien van het principe van ‘declaration-of-contract,’ van uurbalancering en van de duur van de af te sluiten contracten. Ten aanzien van ‘declaration-of-contract’ wordt verondersteld dat voortaan elke handelaar in principe toegang tot het net dient te krijgen volgens het principe “wie het eerst komt, het eerst maalt,” zonder dat van diezelfde handelaar gevraagd wordt aan te tonen daadwerkelijk gas te willen leveren. Door het ontbreken van deze laatste eis krijgt in feite ook de pure speculant de mogelijkheid om te beschikken over netcapaciteit.14 Ten aanzien van uurbalancering wordt verondersteld dat deze methode vervalt en wordt vervangen door dagbalancering. Het belangrijkste gevolg daarvan is dat een handelaar/speculant, door gebruik te maken van de gedwongen opslag gedurende de dag door Gasunie, in feite over een sterkere marktpositie (ook ten opzichte van Gasunie als handelaar zelf) beschikt dan daarvoor. Ten aanzien van de gemiddelde contractduur wordt verondersteld dat die significant korter zal worden dan tot nu toe nu het geval was. Contracten die langer lopen dan vijf jaar vallen in de DTe Richtlijnen buiten de zogenaamde basisdiensten en zullen daarom sterk in aantal moeten afnemen. Door wijziging van deze drie condities neemt de onzekerheid bij Gasunie toe over de fluctuatiemarges in het beroep dat door derden op de netcapaciteit wordt of kan worden gedaan. 2e scenario (S2) In S2 wordt voortgebouwd op S1, met dien verstande dat tevens wordt verondersteld dat de tarifering van het transport vanwege toepassing van de DTe Richtlijnen daarop neerwaarts wordt beïnvloed. Vanwege het niet Het zou overigens onjuist zijn wanneer de indruk zou worden gewekt dat het CDS systeem een statisch geheel is; in feite worden in dit systeem voortdurend aanpassingen, bijvoorbeeld in de richting van meer marktelementen, overwogen en geïmplementeerd. 14 In Art. 34 van de DTe Richtlijnen staat: “Indien een afnemer gedurende een bepaalde afgebakende periode (bijvoorbeeld één dag) geen gebruik maakt, of zal maken, van de door hem gekochte diensten, dan heeft het gasbedrijf na overleg met de afnemer het recht deze capaciteit als beschikbare capaciteit aan derden aan te bieden (‘use-it-or-lose-it’).” Deze bepaling is misschien te gebruiken om speculanten, die alleen capaciteit reserveren om schaarste te creëren, hun capaciteit af te nemen. Om dit te kunnen doen is het echter wel noodzakelijk dat het gasbedrijf (Gasunie) weet en ook kan aantonen dat de speculerende 13

21

altijd expliciete karakter van die Richtlijnen is op voorhand niet duidelijk te bepalen welke de eventuele omvang of zelfs het teken van de te verwachten tariefsveranderingen zouden kunnen zijn. Op basis van informatie ontleend aan min of meer vergelijkbare gevallen in het buitenland, zal in S2 worden uitgegaan van een substantiële tariefsdaling. In S2 wordt, net zoals in S1 verondersteld dat de contractvoorwaarden voor gastransport in de relevante omringende landen (zoals deze gelden per december 2000) vooralsnog niet worden aangepast. In dit 2e scenario resulteren derhalve theoretisch een drietal volume effecten: het effect als gevolg van de autonome groei in de vraag naar gastransport en het effect van de toenemende onzekerheid omtrent capaciteitsvraagfluctuaties voor Gasunie; beide effecten doen zich ook voor in S1. Daarnaast treedt dan nu het effect op vanwege de zowel absoluut als relatief (ten opzichte van andere Europese landen) gewijzigde tarieven zelf, inclusief lagere entry tarieven. Soorten transitostromen Ten aanzien van de invloed van de bovengenoemde veronderstelde veranderingen op de vraag naar gastransportcapaciteit, dient overigens een onderscheid te worden gemaakt tussen verschillende gasstromen. De reden is dat hiervoor over het algemeen verschillende contractvoorwaarden gelden. In eerste plaats kunnen de zuivere transitostromen worden onderscheiden, dat wil zeggen gasstromen die niet alleen voor Nederland, maar ook voor het afnemers-/leveranciersland het karakter dragen van transitostromen. Een voorbeeld is gas uit Noorwegen dat via Nederland en Duitsland uiteindelijk in Oostenrijk wordt geleverd. Een tweede stroom, de ‘gewone’ transitostroom. is slechts vanuit Nederland gezien een transitostroom doch niet vanuit het buitenland gezien. Een voorbeeld is gas dat vanuit Noord-Duitsland via Nederland uiteindelijk in Zuid-Duitsland wordt afgezet. Een derde stroom, het zogenaamde export/import gas, behelst gas geproduceerd in Nederland dat wordt geëxporteerd, ongeacht de uiteindelijke bestemming, of gas dat door Nederland voor intern gebruik wordt geïmporteerd. De vierde stroom, het binnenlandse gas, wordt in eigen land zowel geproduceerd als geconsumeerd. De flexibiliteit om het ene type gasstroom uit te breiden ten koste van het andere type gasstroom wordt in belangrijke mate bepaald door de contractuele voorwaarden; deze verschillen over het algemeen, afhankelijk van de aard van de gasstroom. Schematisch gezien kan de opzet van de studie worden geïllustreerd aan de hand van figuur 3. De beide scenario’s, S1 en S2, staan ter linker zijde, tezamen met de benchmark, S0. Op basis van deze scenario’s worden de verschillende gasstromen (als hierboven onderscheiden) door Nederland via verschillende mechanismen beïnvloed. Dit laatste is weergegeven door middel van het blokje ‘theoretisch kader’. Gegeven de omvang van de vraag naar gastransport via Nederland in de verschillende scenario’s wordt vervolgens onderzocht hoe deze zich verhoudt tot de bestaande capaciteit (het blokje ‘knelpunten bestaande infrastructuur’). Voor zover de vraag zoals die zich zonder capaciteitsrestricties zou manifesteren (de ex ante vraag) de feitelijke capaciteit overtreft, ontstaan knelpunten in het systeem. Deze werken in twee richtingen. In de eerste plaats zal hierdoor in de richting van de afnemers een stagnatie in diverse leveringen kunnen ontstaan en dus de bestaande leveringszekerheid worden aangetast. Dit is het blokje ‘probleem leveringszekerheid’. De maatschappelijke gevolgen hiervan kunnen ernstig zijn zo gauw de situatie zou ontstaan waarin ofwel gasleveranties (in het laagcalorische traject) aan particulieren onverwacht zouden stagneren (ontploffingsgevaar e.d., het ‘sudderlapjesprobleem’, zie 5.2), ofwel wanneer ondernemers versneld op hun op gastoevoer gebaseerde investeringen moeten afschrijven doordat zij de facto gedwongen zijn op andere energiedragers over te schakelen (het ‘paprikaprobleem’, zie 5.1) of althans voorzieningen voor alternatieve energievoorziening moeten treffen. In de tweede plaats kan een situatie van volledige bezetting van de capaciteit als gevolg van een vraagoverschot ook leiden tot problemen in de richting van bepaalde gasproducenten (hierna aan te duiden als exploitanten). Dit is het geval wanneer er zoveel transitotransport door het net plaatsvindt dat het recht van de binnenlandse exploitanten van de kleine velden om te kunnen leveren niet met zekerheid en/of niet volgens het geprojecteerde tijdschema kan worden uitgeoefend; het mogelijke gevolg daarvan voor Gasunie is dat strijdigheid ontstaat met de wettelijke afnameplicht. Dit wordt weergegeven door het blokje ‘probleem voorzieningszekerheid’. In theorie kunnen capaciteitsrestricties van het net worden ondervangen door extra investeringen in het net. Vanwege de kosten, risico’s en technische complicaties is dit echter slechts een optie op een termijn van enkele ‘shipper’ de capaciteit niet zal gaan gebruiken. Dit laatste blijkt in de praktijk buitengewoon lastig te zijn, waardoor de ‘use-itor-lose-it’ bepaling geen werkelijk soelaas biedt.

22

jaren, globaal de termijn die ligt tussen de investeringsbeslissing en finale oplevering (blokje ‘extra investeringen in leidingennet’). Voor zover deze optie al zou worden overwogen speelt natuurlijk een grote rol of men de capaciteitsvraag met enige zekerheid kan schatten gegeven de risisco’s en kosten van overinvestering en van de vraag of een eventuele ‘overbelasting’ van het Nederlandse net naar verwachting tijdelijk dan wel blijvend is. Dit laatste hangt er weer van af of het Nederlandse liberaliseringsproces tijdelijk of blijvend er voor zorgt dat gastransport via Nederland relatief goedkoop is (blokje ‘nivellering transportprijzen’). In de afweging of men al dan niet extra investeringen doet in het net zal de inschatting hiervan een belangrijke rol spelen, omdat een foute inschatting op lange termijn kan leiden tot een overcapaciteit van het leidingennet (gelijknamige blokje).

23

Figuur 3 Schema scenario’s

S0 CDS met leveringszekerheid en ‘kleine-velden’ beleid.

S1 gedeeltelijk DTe richtlijnen: transporttarieven ongewijzigd dagbalancering wegvallen van declaration-of-contract verkorte contractduur

S2 als in S1, gecombineerd met door DTe opgelegde lagere transportprijzen.

- toenemende onbalans

theoretisch kader

extra investeringen in leidingennet om knelpunten op te heffen.

- toenemende kans op speculatie netcapaciteit - verminderde informatie voor investeringen in leidingen netwerk - verplaatsing van gasstromen vanuit Duitsland en België

Knelpunten infrastructuur

nivellering transportprijzen omringende landen

overcapaciteit leidingennet

probleem voorzieningszekerheid

‘kleine-velden’ beleid

24

probleem leveringszekerheid ‘Paprika probleem’

‘Sudderlapjes probleem’

3.2

Theoretische overwegingen

Het kan van belang zijn om de vraag wat de gevolgen zouden kunnen zijn van verschillende vormen van verregaande liberalisering van het gastransportsysteem voor de gasmarkt zelf en de leverings- en voorzieningszekerheid in het bijzonder eerst vanuit een theoretisch perspectief te bekijken. De praktijk is vaak veel complexer dan de theorie, maar de theorie schept het voordeel een interpretatiekader te bieden voor de werkelijkheid. In zijn meest simpele vorm bestaat de gasmarkt uit een fluctuerende vraag en een fluctuerend aanbod. Zou de gasmarkt volledig vrij zijn, dan zou de markt in evenwicht zijn waar vraag en aanbod aan elkaar gelijk zijn. Dat wil zeggen in het evenwicht wordt een bepaald volume X aan gas verhandeld tegen een prijs Y. Het eerste kenmerk van de gasmarkt is echter dat de vraag, zeker op korte termijn zeer inelastisch is, doordat de afnemers hun productieproces of ruimteverwarming hebben ontwikkeld op basis van een bepaalde energiedrager, in casu gas.15 Bijvoorbeeld een elektriciteitscentrale heeft geïnvesteerd in op gas gerichte generatoren, of een particulier verwarmt de woning op basis van een op gas gestookte CV. Het tweede kenmerk van de gasmarkt is dat door de enorme investeringen die met de gasexploitatie en het opzetten van een leidingennet zijn gemoeid, er door de schaalgrootte in feite in de Nederlandse context slechts ruimte is voor één aanbieder: er bestaat in ieder geval t.a.v. het transport een natuurlijk monopolie. Een derde kenmerk van de gasmarkt is dat het voorziet in een product dat van strategische betekenis is voor vrijwel alle sectoren van de economie: het zelfs maar in de geringste mate wegvallen van de gasaanvoer levert niet alleen al onmiddellijk aanzienlijke economische en maatschappelijke schade op, maar zelfs ook fysiek gevaarlijke situaties. Gegeven deze drie kenmerken is de gasmarkt van oudsher een sterk door de overheid gereguleerde markt geweest, waarbij – vanwege de asymmetrie van de marktmacht tussen vragers en aanbieder – het aspect van leveringszekerheid is voorop gesteld tegen daarmee verenigbare acceptabele en stabiele prijzen. Dit gebeurde vanuit het besef dat de vrije markt namelijk niet in staat is om de gewenste combinatie van X en Y te garanderen, zonder dat het risico ontstaat dat ofwel de leveringszekerheid wordt aangetast, ofwel extreme prijzen of prijsfluctuaties zich gaan voordoen. Juist door overheidsingrijpen kan de situatie worden opgelegd dat het volume X wordt gegenereerd (dit is het volume dat leveringszekerheid garandeert) tegen de daarvan afgeleide redelijke en stabiele prijs Y, waarbij die leveringszekerheid inderdaad in redelijkheid kan worden geboden. Het probleem ten aanzien van de combinatie van de prijs Y en een volume X waarbij leveringszekerheid is gegarandeerd, is dat de markt deze combinatie dus niet kan opleveren. Al men van overheidswege in feite de aanbieder dwingt het voor leveringszekerheid van de eigen binnenlandse afnemers vereiste volume te leveren, zal diezelfde overheid vervolgens moeten afwachten welke prijs en welke prijsfluctuaties resulteren om deze eventueel achteraf op de redelijkheid ervan te toetsen. Dit laatste is niet eenvoudig vanwege de informatieasymmetrie tussen de marktpartij en de overheid. Hierdoor wordt de toezichthouder, die zo laag mogelijke doch realistische prijzen wil, in feite gedwongen door middel van ‘trial and error’ er achter zien te komen waar de acceptabele grenzen van de opgelegde prijsbeheersing feitelijk liggen. Zou de toezichthouder in het kader van een dergelijk ‘trial and error’ beleid de transportprijzen via regulering willen stabiliseren of zelfs verlagen beneden het commercieel acceptabele niveau, dan kan het niet anders dan dat de leveringszekerheid vroeg of laat in gevaar komt omdat de netbeheerder niet meer bereid is om investeringen te doen. Dit is dan als het ware de prijs die men betaalt voor de afgedwongen verregaande tariefsverlaging in het gastransport. De kans op onderbrekingen in de aanvoer voor binnenlandse afnemers neemt uiteraard toe naarmate, zoals hiervoor werd opgemerkt, speculatief misbruik en het beroep op de transitofunctie van het net vanuit het buitenland toeneemt (zie hieromtrent ook 5.5, Speculatie en het gedrag van ‘shippers’).

Op basis van een recente uitgebreide econometrische analyse van de situatie voor Nederlandse huishoudens (over 1978-1994; steekproefomvang 28120) concludeert Linderhof (2001, blz. 183): “dat het prijseffect van de vraag naar aardgas betekent dat een 10 procent prijsstijging leidt tot een daling in de vraag naar aardgas van 4 procent.” De elasticiteit is dus ca. -0,4, hetgeen in lijn is met uitkomsten van eerder onderzoek terzake van Booij et al., 1992. Verder concludeert hij dat de kruiselingse prijselasticiteit met elektriciteit in zijn studie niet significant is (blz. 95). 15

25

Box 2 Privatisering van de drinkwatersector in het Verenigd Koninkrijk en de gevolgen ervan In 1989 werd in het VK de drinkwatersector – als onderdeel van een nationaal privatiseringsprogramma – geprivatiseerd. In het begin werd 77% van de waterleidingsbedrijven geprivatiseerd, langzamerhand oplopend tot 87%. De overheid behield een zgn. ‘golden share’ wat haar in staat stelde om tot op zekere hoogte het gedrag van de waterleidingsbedrijven te beïnvloeden en zeggenschap van de overige aandeelhouders te beperken. Bovendien riep de overheid een aantal toezichthouders op de waterleidingsbedrijven in het leven. Om de drinkwatersector aantrekkelijk te maken voor investeerders werden alle schulden van de waterleidingsbedrijven kwijtgescholden en werden zij voor een periode van 10 jaar vrijgesteld van belastingen. Als gevolg van de gekozen (voor de sector vrij riante) vorm van privatisering waren er forse verbeteringen qua efficiency en investeringen merkbaar. De tarieven voor watergebruik daarentegen stegen met maar liefst 40% in de jaren’90. Het niveau van competitie binnen de sector was onvoldoende en de levering van water werd zeer lucratief. De kwaliteit van het drinkwater verbeterde ook sterk, als gevolg van de strikte normstelling door de door de overheid ingestelde toezichthouders. Het aanbod van drinkwater is van tijd tot tijd onvoldoende om iedereen van drinkwater te voorzien en burgers zijn af en toe voor perioden tot enkele weken verstoken van water. Hoewel de investeringen in het leidingennetwerk – dat gemiddeld zo'n 100 jaar oud is(!) – flink zijn toegenomen, is dit nog steeds niet volledig gerenoveerd of vernieuwd. Alleen al op theoretische gronden16 is het dus allereerst onjuist om te veronderstellen dat een beoogde transportprijsverlaging beneden het commercieel acceptabele niveau blijvend kan worden gecombineerd met de traditionele leveringszekerheid. Maar men dient nog een stap verder te gaan. Zelfs als het opgelegde prijsniveau het commercieel acceptabele niveau zou benaderen, dan nog is de leveringszekerheid voor de binnenlandse afnemers niet gegarandeerd, nl. wanneer er tegelijkertijd verdringing van binnenlandse stromen wordt geactiveerd door omleidingsstromen uit het buitenland. Tenslotte, nog en stap verder, leveringszekerheid kan niet worden gegarandeerd – zelfs wanneer de opgelegde tarieven commercieel acceptabel zouden zijn en het eventuele omleidingsverkeer zou kunnen worden beheerst – wanneer op speculatie gebaseerde misbruik van marktmacht mogelijk wordt. Het voor de binnenlandse leveringszekerheid meest ongunstige geval doet zich voor wanneer tegelijkertijd: de transporttarieven worden verlaagd tot beneden het commercieel acceptabele niveau, omleidingsstromen uit het buitenland actief worden gestimuleerd en misbruik van marktmacht door moeilijk controleerbare particuliere marktpartijen mogelijk wordt gemaakt. Het valt moeilijk in te zien hoe een instantie die in feite de laatstgenoemde situatie zou creëren zich in morele, juridische en/of politieke zin zou kunnen ontrekken aan de verantwoordelijkheid voor de te verwachten later optredende leveringsproblemen en daarmee samenhangende schade, al dan niet in combinatie met sterk fluctuerende marktprijzen. Keren we nu terug naar de actuele situatie rond het DTe regime, dan geldt dat in theorie de kans dat de bovengenoemde doelstellingen van leveringszekerheid en ‘redelijke prijzen’ wel kunnen worden gecombineerd toeneemt, naarmate: • men het eventuele (additionele) transitoverkeer dat de binnenlandse leveranties dreigt te verdringen beleidsmatig als verplichte restpost zou behandelen door de binnenlandse afnemers meer rechten te verschaffen dan eventuele buitenlandse afnemers (via het transitoverkeer). Dit laatste is echter vanwege het discriminatoire karakter ervan binnen de EU juridisch niet mogelijk.

In feite is sprake van een onverenigbaarheid van wensen doordat conceptueel gezien het stelsel van voorschriften overbepaald is, dat wil zeggen dat meer restricties worden opgelegd dan het aantal vrijheidsgraden nodig om de verschillende doelstellingen te kunnen realiseren, toelaat. 16

26

• men speculanten de toegang tot het transportsysteem ontzegt. Dit laatste is niet in de geest van het DTe beleid dat immers af zou willen van de ‘declaration-of-contract’ bepaling voor transportcontracten met ‘shippers’.17 • men de transportprijzen vrij laat. Dit is echter volledig tegengesteld aan het DTe beleid. • men de gasleverancier dwingt om te allen tijde het gewenste volume te leveren, ook als dit in commercieel opzicht verliesgevend is. Dit lijkt een theoretische optie gegeven het ‘anonieme’ karakter van de vrije particuliere gashandel aan welke partijen geen leveringsverplichting kan worden opgelegd. • men de netbeheerder dwingt om bij toenemend aanbod van gas, bijvoorbeeld mede vanwege het toegenomen transitoverkeer, de capaciteit van het net steeds aan te passen aan hetgeen op grond van de binnenlandse vraag onder onzekerheid maximaal zou zijn vereist. Ook deze optie is niet realistisch, niet alleen vanwege technische beperkingen en vanwege de duur van dit soort investeringen, maar ook doordat de aanbieder wederom als onderdeel van de particuliere sector gehouden is aan criteria van rentabiliteit en risicoafweging en niet kan worden gehouden aan onrendabele investeringen. Kortom, hoe men het ook wendt of keert, er bestaat – gegeven de randvoorwaarden vanuit de praktijk – vanuit theoretisch oogpunt geen realistische, praktisch uitvoerbare en juridisch acceptabele constellatie van regels die kan garanderen dat een verscherpt gastransportregime als ontwikkeld door de DTe verenigbaar is met de traditionele leveringszekerheid van de Nederlandse afnemers. Het bovenstaande probleem wordt in de Nederlandse situatie nog verergerd door de wettelijke verplichting inzake het ‘kleine-velden’ beleid. Op grond daarvan is Gasunie immers gehouden jaarlijks een bepaald gasvolume uit deze bronnen af te nemen teneinde het grote Slochterenveld – met het oog op de lange-termijn voorzieningszekerheid en de gewenste flexibiliteit van de levering – zo lang mogelijk te ontzien. Een eventuele agressieve liberalisering van de gastransportmarkt kan ertoe leiden dat uitvoering van het ‘kleine-velden’ beleid voor Gasunie verliesgevend wordt en dus zal moeten worden stopgezet (zie ook 5.4).

4.

Mogelijke effecten van DTe maatregelen1 8

4.1

De Benchmark (S0)

Zoals hiervoor in feite impliciet werd betoogd is de combinatie van leveringszekerheid voor de Nederlandse afnemers, voorzieningszekerheid op de lange termijn op basis van het ‘kleine-velden’ beleid en stabiele en acceptabele prijzen voor het gastransport alleen mogelijk, indien de instantie die de verantwoordelijkheid voor de realisering van deze drie doelstellingen draagt voor niet meer dan twee van deze doelstellingen een dwingend overheidsbeleid moet ondergaan. Ten aanzien van de derde doelstelling dient diezelfde instantie, teneinde alle doelstellingen te kunnen verenigen, zelf de verantwoordelijkheid te dragen, met hooguit een toets op de redelijkheid19 namens de overheid achteraf. Het Commodity/Diensten-Systeem van Gasunie is vanuit die filosofie ontwikkeld en fungeert, zoals in 3.1 werd aangegeven, derhalve in deze studie als benchmark. Gezien de wettelijke verplichting in het kader van het ‘kleine-velden’ beleid en gezien het traditioneel primaire doel van Gasunie om leveringszekerheid te bieden, lijkt de ontwikkeling van een systeem zoals het CDS een logische beleidsontwikkeling. In dat beleid is tevens rekening gehouden met een toenemende rol voor ‘shippers’ op de gasmarkt (men vergete niet het eerder genoemde gegeven dat het marktaandeel van Gasunie binnen het industriële gebruik in Nederland de afgelopen paar jaar met circa eenderde is gedaald) evenals de mogelijk toenemende rol van het

Terzake dient te worden opgemerkt dat zelfs als men deze voorziening wel handhaaft daarmee nog geen garantie geschapen is dat speculatief gedrag van ‘shippers’ kan worden uitgesloten, noch dat leveringszekerheid kan worden gegarandeerd. 17

De uitkomsten die in de scenario’s voor 2005 worden gepresenteerd zijn gebaseerd op de gegevens per eind 2000; de meest recente gegevens (van begin 2001) bieden een qua leveringszekerheid verder verslechterd beeld voor 2005 ten opzichte van het beeld dat in deze studie is geschetst. 19 Dwz. met respectering van de in 3.2 genoemde randvoorwaarden. 18

27

Nederlandse net voor transitoverkeer als gevolg van omleiding via Nederland van gasstromen die voorheen door Duitsland respectievelijk België liepen. Het is kortom redelijk te veronderstellen dat in het benchmark- of zo men wil CDS-scenario sprake is van behoud van leveringszekerheid voor de Nederlandse afnemers bij een redelijk, achteraf gecontroleerd prijsniveau voor het gastransport. Het onderhandelingsmodel in de nieuwe gaswet gaat uit van deze filosofie (zie ook 2.1.4). In feite gaf het eerder genoemde PHB-Hagler Bailly rapport van 1999 aan dat binnen dit systeem het CDS systeem reeds, internationaal gezien, lage transporttarieven impliceert. Wat in deze benchmark wel is verondersteld is dat speculanten geen toegang krijgen tot gastransportcapaciteit. Daartoe dienen partijen die zich als handelaar aanmelden, teneinde daartoe geaccepteerd te worden, aan te tonen op contractuele basis over te verhandelen gasvolumina te beschikken, de zogenaamde ‘declaration-of-contract’ eis die aan potentiële ‘shippers’ wordt gesteld. Weliswaar kan deze voorziening speculatie en/of strategisch reserveringsbeleid niet uitsluiten: ook traditionele en geaccepteerde ‘shippers’ kunnen zich immers hieraan bezondigen. Het lijkt echter aannemelijk dat de kans op het puur reserveren van capaciteit om te trachten de gasprijs op te drijven door de ‘declaration-of-contract’ voorziening aanzienlijk afneemt. Een tweede veronderstelling in deze benchmark is dat sprake blijft van uurbalancering, omdat dagbalancering of enig vergelijkbaar systeem in feite opslagkosten die voor rekening van de ‘shipper’ zouden moeten komen, afwentelt op de netbeheerder, in casu Gasunie. Hierdoor kan dagbalancering een extra prikkel vormen tot speculatief gedrag van de kant van de ‘shippers’ in de zin dat men op het goedkope stuk van de dag inkoopt en op het dure stuk van de dag weer tracht te verkopen. Een derde veronderstelling is dat de bestaande duur van de transportcontracten niet hoeft te worden gewijzigd, zodat de onzekerheid voor partijen aan beide zijden van de markt niet om die reden zal toenemen.

4.2

Het S1 scenario

Indien het CDS systeem blijft bestaan, maar de ‘declaration-of-contract’ eis evenals de uurbalancering zouden vervallen (dat laatste wordt in het scenario dan dagbalancering) en de contractuur zou worden verkort, kunnen zich een aantal ontwikkelingen voordoen die de huidige leveringszekerheid voor de Nederlandse afnemers aantasten. Voordat op dit scenario zal worden ingegaan, zal eerst aandacht worden besteed aan de algemene gevolgen van de beide genoemde veranderingen. Vervolgens zal aandacht worden besteed aan de gasstromen in Duitsland, om te bezien of en hoe het geschetste contractuele regime in Nederland er toe kan leiden dat gasstromen zich gaan verleggen.20 De algemene gevolgen van het vervallen van de ’declaration-of-contract’ eis en uurbalancering Indien de ‘declaration-of-contract’ eis zou vervallen zal de beoordeling van de bevoegdheid van ‘shippers’ om van het net gebruik te maken alleen nog worden bepaald door vereisten in de sfeer van financiële garanties dan wel technische eisen op het gebied van communicatietools, eventueel aangevuld met eisen in de sfeer van managementervaring e.d. De kans dat ‘shippers’ capaciteit reserveren voor speculatieve doeleinden – of zelfs dat een type ‘shipper’ op de gasmarkt verschijnt, dat in feite slechts uit is op speculatieve actie – neemt hierdoor toe. Dit zou op zichzelf al de investeringsplanning voor Gasunie bemoeilijken. Dit mogelijke probleem wordt verergerd doordat ‘shippers’ als regel geen informatie over hun – toekomstige – gashandel behoeven te geven en dus ook niet zullen willen geven. Hierdoor kan eerder dan bij handhaving van ‘declaration-of-contract’ de situatie ontstaan dat meer netcapaciteit door Gasunie moet worden vrijgehouden dan bij vollediger informatie over de (te verwachten) gasstromen nodig zou zijn geweest. Voor zover dit gebeurt wordt een investeringsplanning die tevens rekening wenst te houden met het maatschappelijke aspect van leveringszekerheid bemoeilijkt.

In theorie zou ook de gasstroom van noord naar zuid via de Noordzee (op basis van het Troll contract) via Nederland kunnen worden omgeleid. Dit lijkt echter zelfs op middellange termijn niet aannemelijk doordat: het contract nog tot 2020 loopt en niet kan worden opengebroken; de eigendomsverhoudingen t.a.v. de leidingcapaciteit en t.a.v. het te transporteren gasvolume ruwweg overeenkomen; en de leiding nog een zeer aanzienlijke vrije ruimte biedt ondanks dat thans ca. 12 mld m3 /jaar en in 2005 meer dan 20 mld m3 /jaar door dit leidingsysteem wordt vervoerd. In de omleidingsscenario’s wordt aan de mogelijkheid van omleiding van deze stromen via Nederland daarom geen aandacht besteed. 20

28

De gevolgen van dagbalancering voor de beschikbare netcapaciteit kunnen dramatisch zijn, indien men de situatie vergelijkt met de huidige praktijk van uurbalancering. Een belangrijke verklaring hiervoor is gelegen in het verschijnsel onbalans (voor een definitie, zie hierna). Deze onbalans is in geval van dagbalancering als regel veel omvangrijker dan in geval van uurbalancering. Dat komt doordat er over de dag gespreid, door het dagritme van de samenleving, grote fluctuaties in de in- en uitstroom zich kunnen voordoen. Binnen een uur zijn deze fluctuaties veel minder omvangrijk omdat er geen typisch uurritme bestaat. Globale, illustratieve berekeningen van Gasunie voor het traject Zelzate - Ravenstein van de gevolgen van onbalans onder dagbalancering voor de capaciteit (in 1000 m3/uur) geven aan dat de capaciteit van het traject (ten opzichte van een situatie van perfecte balancering) door die onbalans aanzienlijk terugloopt. Uit figuur 4 valt af te lezen dat indien er sprake is van een onbalans van slechts 10 (50)%, de capaciteit21 als gevolg daarvan daalt van 500.000 m3/uur naar 380.000 (200.000) m 3/uur. [10% onbalans houdt bij dit voorbeeld in dat gedurende een aaneengesloten periode van 12 uur ten opzichte van een constante instroom 10% extra wordt afgenomen en in de volgende periode van twaalf uur juist 10% minder dan die constante instroom. Ter illustratie, stel dat er constant 100 per uur dit traject instroomt, dan zou er dus gedurende een periode van twaalf uur 110 per uur en gedurende de volgende periode van twaalf uur in datzelfde etmaal 90 per uur via dit traject uitstromen.] De praktische consequentie van het bovenstaande voor de overschakeling van uur- op dagbalancering is dus dat het leidingennet in overdrachtelijke zin als het ware inkrimpt naarmate de onbalans toeneemt. Het spreekt voor zichzelf dat dit verschijnsel belangrijke consequenties zal hebben voor de hierna centraal staande leveringszekerheid. Figuur 4 Voorbeeld capaciteit als functie van onbalans

Capaciteit Zelzate – Ravenstein als functie van de onbalans op uurbasis 600

Capaciteit [1000 m3/h (35,17)]

500 400 300 200 100 0 0

10

20

30

40

50

60

Onbalans op uurbasis (% gemiddelde flow)

De mogelijke gevolgen van een verkorting de contractduur De eventueel door de Richtlijnen afgedwongen verkorting van de contractduur kan zowel de transportafdeling van Gasunie als de afnemers in de problemen brengen. Voor het investeringsregime ten aanzien van het leidingennetwerk gelden voor Gasunie over het algemeen ‘lead times’ van zo’n twee jaar; de investeringen moeten vervolgens over vele jaren worden terugverdiend. Daarom is het van groot belang dat de toekomstige transportvraag bekend is. Informatie hieromtrent is deels gebaseerd op contractuele gegevens van de eigen handelsafdeling en de contracten met de vele ‘shippers.’ Het verkorten van de toegestane contractduur vermindert dus voor de planning het zicht op het verwachte toekomstige gebruik van het net. Mede door de Bij de berekeningen van de capaciteit van het traject wordt er van uitgegaan dat het gas onder voldoende druk, d.w.z. ongeveer 70 bar, wordt aangeleverd en bij aflevering nog aan het minimum drukvereiste van ongeveer 50 bar voldoet (gedurende het transport neemt de druk altijd af). 21

29

scheiding binnen Gasunie tussen handel en transport valt te verwachten dat dit verder bijdraagt tot een grotere terughoudendheid bij Gasunie om te investeren onder onzekerheid. Voor de afnemers van gas wordt door de kortdurende contracten alleen al op statistische gronden de kans groter dat zij op een gegeven moment geen gas meer geleverd kunnen krijgen. Omdat bij het reserveren van transportcapaciteit onder vastgestelde prijzen nu eenmaal een bepaald toewijzingsprincipe (bij voorbeeld op basis van ‘wie het eerst komt, het eerst maalt’) moet worden gehanteerd, kan dit voor individuele afnemers betekenen dat een verlenging van het contract niet meer mogelijk blijkt te zijn. Juist bij een vol leidingennet (zie hierna) is de kans dat dit gebeurt uiteraard des te groter. Het gas door Duitsland Een deel van het gas dat momenteel noord-zuid door Duitsland loopt zou zich in geval van gunstiger transportvoorwaarden voor het Nederlandse net kunnen verplaatsen naar Nederland. Hierna is verondersteld dat dit alleen geldt voor het gas via Duitsland dat voldoende dicht langs de mogelijke Nederlandse transitoroute langs de oostgrens (Oude Statenzijl richting Ommen, met vervolgens een mogelijke aftakking richting Winterswijk/Zevenaar en /of doorstroom richting Bocholtz/’s-Gravenvoeren) loopt. Dit gas wordt in Duitsland vervoerd en onderweg in het land zelf in zuidelijke richting afgezet, danwel als transitostroom doorgevoerd naar Oostenrijk. Theoretisch zouden ook andere, verder oostwaarts gelegen stromen in Duitsland via Nederland kunnen worden omgeleid, doch deze opties worden hier verondersteld niet realistisch te zijn. Ramingen inzake gastransporten indiceren dat de voor het Nederlandse net relevante stroom gas via Duitsland thans (per 2000) een omvang heeft van ruim 3 mln m3/uur (dit komt ruwweg overeen met de in figuur 1 genoemde schatting van 80 mln m3/dag). Het genoemde getal varieert overigens afhankelijk van de vraag of ondergrondse bergingen al dan niet worden geactiveerd. In contractuele zin bestaat een deel van dit gas uit Noors gas dat bestemd is voor Oostenrijk; dat gaat dus om zuivere transitostromen (zie 3.1). Omdat hiervoor steeds lange-termijn transitocontracten gelden (de duur hiervan correspondeert met die van de Noorse leveringscontracten), is het niet direct aannemelijk dat deze stromen in de voorzienbare toekomst via Nederland worden omgeleid. De omvang van deze gasstroom is thans circa 125.000 m3/uur (1 mld m3/jaar). Wat echter wel waarschijnlijk is, is dat voor zover uitbreiding aan deze transitostroom wordt gegeven op basis van nieuwe contracten – voor 2010 wordt oplopend een uitbreiding van dit transitovolume geprojecteerd ter omvang van circa 90.000 m3/uur – deze additionele stromen althans deels voor omleiding via Nederland in aanmerking komen. Het overige gas via Duitsland is bestemd voor Duitse afnemers en wordt getransporteerd zowel als verhandeld door enkele grote zgn. Ferngasgesellschaften (FGG’s), waaronder Ruhrgas en Thyssengas (tevens in hoofdzaak de eigenaren van het transportnet in Duitsland langs de Nederlandse oostgrens). Voor doorgaand transport moeten deze conglomeraten zo nu en dan gebruik maken van elkaars net. Daarvoor worden op basis van veelal oude onderlinge contractafspraken, over het algemeen lagere transporttarieven over en weer in rekening gebracht dan op basis van de voor het overige transport geldende zogenaamde Verbändevereinbarung. Voor nieuwe contracten tussen FGG’s geldt overigens wel het regime van de Verbändevereinbarung. Dit komt overeen met een tarief van circa f46 per 100 km/m 3/uur/jaar (zonder afstandsbegrenzing) met een ‘entry’ tarief van circa f10. Een complicatie van het systeem van de Duitse Verbändevereinbarung is dat de verschillende leveranciers bij voldoende capaciteit weliswaar recht hebben op toegang tot elkaars leidingnet, maar dat deze toegang in de praktijk lastig is af te dwingen. Bovendien moet per leidingssysteem (van de verschillende FGG’s) steeds opnieuw het ‘entry’ tarief worden betaald. Voor wat betreft de marktpartijen is de situatie in Duitsland op dit moment dat ‘shippers’ in feite niet of niet noemenswaardig in deze markt opereren. Het is echter de bedoeling dat in 2001 in Duitsland een transportprijssysteem in de geest van het CDS wordt geïntroduceerd. Men kan dus verwachten dat het fenomeen ‘shipper’ zich op korte termijn ook op de Duitse markt zal manifesteren. Het invoeren van dagbalancering in Nederland in plaats van de nu gebruikte uurbalancering kan ‘shippers’ een extra mogelijkheid bieden om winstgevend te opereren op de gasmarkt. Zolang de netbeheerder een systeem hanteert van uurbalancering zullen ‘shippers’ er voor moeten zorgen dat ze het gas dat ze gedurende de dure piekuren willen verkopen ook gedurende diezelfde uren op het net leveren. Dit betekent dat ze het gas ook op die momenten moeten inkopen bij de producenten ofwel zelf moeten zorgen voor opslag gedurende de dag.22 Gas inkopen op piekmomenten is uiteraard duurder dan gas inkopen in een stabiele ‘flow,’ en aan opslag zijn ook In Nederland kunnen ‘shippers’ opslagcapaciteit huren bij Gasunie. In Duitsland zijn daarvoor zogenaamde Röhrenspeichers aangelegd; dat zijn buizennetwerken (bij wijze van spreken gelegen onder bijvoorbeeld voetbalvelden) die functioneren als opslagvat. 22

30

aanzienlijke kosten verbonden. Indien in delen van Duitsland uurbalancering gehandhaafd blijft terwijl Nederland juist dagbalancering zou introduceren, kunnen ‘shippers’ het Nederlandse net in feite gedurende de loop van de dag gebruiken als een gratis opslagvat. Voor ‘shippers’ kan het dan winstgevend zijn om op goedkope momenten, d.w.z. buiten de piek, in te kopen en hun gas juist op piekmomenten te verkopen, bijvoorbeeld aan elektriciteitscentrales. Een ‘shipper’ die op het Duitse netwerk wordt geconfronteerd met uurbalancering en dus met opslagkosten zou die kosten kunnen vermijden door het gas via Nederland te laten stromen. Zelfs als de ‘shipper’ het gas via een transporttechnisch gezien volkomen nutteloze lus door Nederland laat stromen, profiteert hij al van de Nederlandse dagbalancering. Het gas mag dan in een constante ‘flow’ gedurende het hele etmaal op het Nederlandse gasnet worden geleverd, terwijl het theoretisch in een uur of zelfs een nog korter tijdsbestek van het Nederlandse net mag worden afgenomen, zolang de invoer en afname gedurende de gehele dag maar in balans zijn. In principe is er wel een belemmering aangezien er voor het Nederlandse gasnetwerk, naast een tarief voor de transportafstand, een entry tarief geldt van f10/m 3/uur/jaar (zie 2.3.3). De ‘shipper’ zal de eventuele extra kosten vanwege de omleiding via Nederland dus moeten afwegen tegen de besparing op de opslagkosten. De kostenafweging die de ‘shipper’ moet maken verandert als de ‘shipper’ het gas ergens in het zuiden van Duitsland wil afzetten terwijl het gas in het noorden wordt ingekocht. De ‘shipper’ vergelijkt dan de transportkosten tussen Nederland en Duitsland over de gehele transportafstand. Als de ‘shipper’ in principe al een route via Nederland overweegt lijkt het aannemelijk dat de gratis ‘opslagfunctie’ die aan het transport door Nederland verbonden is de doorslag kan geven. De overstap van uur- naar dagbalancering blijft uiteraard niet zonder gevolgen voor de tarieven. Om de druk op het netwerk gedurende de gehele dag binnen de veiligheidsmarges te houden zal Gasunie zelf voor opslag moeten zorgen. Deze opslag gedurende de dag wordt dan niet meer rechtstreeks doorberekend naar de gebruikers die de kosten ook veroorzaken. De tarieven voor het gastransport als geheel zullen hierdoor dus hoger worden. Door dagbalancering worden dus de kosten die ‘shippers’ veroorzaken door te profiteren van de feitelijk gesubsidieerde opslagcapaciteit van het net nu afgewenteld op de ‘reguliere’ gebruikers van het netwerk. Hierdoor zou dagbalancering bovendien in strijd komen met het in de DTe Richtlijnen neergelegde beginsel dat afnemers in principe de kosten betalen die zij veroorzaken.23 Het scenario In de huidige situatie is het niet zeker dat de in S1 veronderstelde regimewijziging – het vervallen van de ‘declaration-of-contract’ eis, dag- in plaats van uurbalancering en verkorting van de duur van gastransportcontracten – in Nederland onmiddellijk leidt tot een omvangrijke omleiding van gasstromen uit Duitsland via Nederland. Een dergelijke omleiding kan om verschillende redenen niet worden uitgesloten, zelfs niet op korte termijn. In de eerste plaats hoeven de FGG’s, zoals eerder werd gesteld, elkaar in de praktijk geen toegang tot het net te garanderen. Hierdoor kan in geval van problemen het doorvoeren via Nederland (bijvoorbeeld georganiseerd via Nederlandse ‘shippers’) een oplossing bieden, waarvan de aantrekkelijkheid in geval van dagbalancering bovendien nog kan toenemen. In de tweede plaats kan gemakkelijke toegang tot het Nederlandse net voor ‘shippers’ in S1, ook op Duitsland gerichte ‘shippers’ ertoe aanzetten om een positie te verwerven op het Nederlandse net. Dit zou bijvoorbeeld kunnen door capaciteit te reserveren om in geval van eventuele knelpunten in Duitsland een voor hen lucratieve oplossing te kunnen bieden. De kans hierop is niet geheel denkbeeldig doordat het voor omleiding via Nederland relevante Duitse net relatief vol is. Ter illustratie, indicatieve berekeningen met inputgegevens van 2000 met behulp van een planningsmodel van Gasunie, wijzen uit dat in de max. dag situatie in Duitsland (een gemiddelde temperatuur van –14°C gedurende 2 opeenvolgende dagen) er nu al knelpunten ontstaan in het relevante Duitse transportsysteem. Voor eventuele doorvoer door Nederland die daaruit zou kunnen resulteren, is daarbij vooral van belang dat het systeem dan maximaal wordt belast in het noordwesten rond Emden (dus vlakbij de Nederlandse grens) en in het zuidwesten in NR Westphalen, eveneens in de buurt van de Nederlandse grens. De huidige situatie, namelijk dat enige omleiding via Nederland niet ondenkbeeldig zou zijn, verandert aanzienlijk als men tracht een beeld te schetsen voor de situatie zoals die zich in de periode tot 2005 zou kunnen ontwikkelen.

Artikel 38 van de Richtlijnen voor het jaar 2001 zegt daarover het volgende: “Teneinde netgebruikers te stimuleren tot doelmatig handelen, dienen de indicatieve tarieven, tariefstructuur en basiscontracten zo te zijn vormgegeven dat afnemers in beginsel de kosten betalen die zij veroorzaken.” De tariefstructuur dient dus “een afspiegeling te zijn van de cost drivers.” 23

31

In eerste plaats kent men dan, gegeven de beleidsvoornemens, ook in Duitsland zonder twijfel het verschijnsel ‘shipper’. Het is dus redelijk te veronderstellen dat gascontracten flexibeler zullen worden beheerd en er dus gemakkelijker omleidingen zullen worden gerealiseerd waar dat de (Duitse) ‘shippers’ commercieel voordeel biedt. Het relatieve marktaandeel van de traditionele FGG’s zal dan vermoedelijk zijn afgenomen ten faveure van de ‘shippers’. In tweede plaats zal dan het op dit moment al vrij volle relevante Duitse net zonder aanzienlijke uitbreidingsinvesteringen nog veel voller zijn geworden, zodat omleiding een absolute noodzaak kan gaan worden. Ter illustratie, het eerdergenoemde totale transportvolume van ruim 3 mln m3/uur dat in theorie kandidaat zou kunnen zijn voor omleiding via Nederland, zal in 2005 met 0,9 mln m3/uur zijn toegenomen tot zo’n 4 mln m3/uur. In de derde plaats zal men gezien het bovenstaande punt in Duitsland vroeg of laat voor de strategische keuze staan of men de enorme investeringen voor de uitbreiding van het gasnet zal doen, of dat men zal trachten hier, althans ten dele en wellicht tijdelijk, onderuit te komen door meer gebruik te maken van het relatief gemakkelijk toegankelijke en relatief goedkope Nederlandse net. In feite behoeft men hiertoe geen beleid te ontwikkelen naar de mate dat ‘shippers’ automatisch deze omleiding al zelf gaan ontwikkelen. In de vierde plaats wordt de kans op omleidingen via Nederland als geschetst nog verder vergroot wanneer ook in Duitsland, zoals te verwachten valt, een effectieve scheiding tussen netwerkbeheerders en handelaren wordt doorgevoerd. Zoals werd opgemerkt is dit thans (nog) niet het geval, waardoor de FGG’s in hoofdzaak het eigen gas door eigen leidingen transporteren. In een dergelijke situatie is een omleiding via elders niet erg aannemelijk omdat men in de praktijk geneigd is altijd eerst het eigen net te benutten. Een effectieve scheiding van taken in Duitsland zal echter ongetwijfeld deze instelling van ‘thuis in eigen buis’ verminderen. Ook dit zal de kans op omleiding via Nederland kunnen vergroten. Knelpunten De vraag rijst bij welke omvang van een eventuele uit Duitsland afkomstige omleiding de komende jaren in Nederland knelpunten kunnen ontstaan. Daarmee wordt bedoeld het risico dat het voor Duitsland bestemde omgeleide transitogas een eventuele contractverlenging inzake gasleveranties aan de Nederlandse afnemers kan blokkeren, zodat de huidige leveringszekerheid in Nederland verdwijnt. Berekeningen met een op Nederland toegepast rekenmodel (op basis van data volgens het Gasunie Business Plan) door Gasunie laten zien dat zelfs als men hoog- en laagcalorische gasstromen bij elkaar optelt (voor een analyse waarin beide stromen als gescheiden worden beschouwd, zie 5.1 en 5.2), er voor een koude periode binnen enkele jaren (2004) geen enkele ruimte meer is voor extra gasstromen door de noord-zuid leiding door Nederland!24 Alle contractueel geaccepteerde of te accepteren omleidingsstromen vanuit Duitsland via dit punt zullen dan dus per definitie andere stromen moeten verdringen. Het bovenstaande verdringingsscenario klemt te meer daar de projecties van het eventuele aanbod vanuit Duitsland duiden op een aanzienlijke toename. Om zoveel mogelijk recht te doen aan de feitelijke situatie dient de noord-zuid leiding door Nederland in gedachten als het ware te worden opgedeeld in twee gedeelten: het stuk dat loopt van Oude-Statenzijl naar Ommen, met mogelijke aftakking richting Winterswijk/Zevenaar, hierna aan te duiden als de route ‘om noord’ en het stuk van Ommen naar ’s-Gravenvoeren/Bocholtz, hierna de route ‘om zuid’ te noemen. Het punt is nu dat, gezien de voor 2005 geprojecteerde toename van de voor omleiding in aanmerking komende gasstromen uit Duitsland ter omvang van 900.000 m3/uur voor de route ‘om noord’, over het traject ‘om zuid’ sprake kan zijn van een toename van het gasaanbod van 500.000 m3/uur. Dit laatste getal is gebaseerd op de veronderstelling dat via de Nederlandse route ‘om noord’ circa 400.000 m3/uur halverwege (dit wil zeggen op basis van afname via Winterswijk/Zevenaar) door Duitse afnemers wordt afgenomen. Aldus resulteert een potentieel omleidingsaanbod vanuit Duitsland voor de route ‘om zuid’ in de orde van grootte van 500.000 m3/uur, bij een vrije ruimte van nul! Aangezien er geen regel bestaat die de Nederlandse afnemers een hogere leveringsbescherming biedt dan niet-Nederlandse afnemers – een dergelijke regel zou bovendien in strijd zijn met het Europese recht – is de huidige leveringszekerheid voor de Nederlandse afnemers bij de huidige netcapaciteit in geval van een dergelijk omleidingsaanbod per definitie volledig verdwenen. De op grond van de theoretische overwegingen verwachte uitkomst (zie ook 2.4) is in dat scenario werkelijkheid geworden.

Deze projectie houdt nog geen rekening met het verschijnsel dat het leidingennet bij de overgang van uur- naar dagbalancering als het ware ‘inkrimpt’ (zie ook voetnoot 3). Doet men dat wel dan verslechtert de situatie nog verder. Ook zijn deze projecties gebaseerd op gegevens van december 2000; meer recente, doch nog officieuze projecties van Gasunie duiden ook op grotere knelpunten in het net dan in de december 2000 projecties nog werd verondersteld. Het is dus mogelijk dat de situatie dat het net ‘om zuid’ vol is zich eerder zal gaan voordoen dan in 2004. 24

32

4.3

Het S2 scenario

De gastransportprijzen In S2 wordt verondersteld dat ook de transportprijzen voor gas zich zullen moeten conformeren aan hetgeen door de DTe hierover thans wordt voorgesteld. Het is niet duidelijk welke tariefsgevolgen het DTe voorstel zal kunnen hebben. Hierna is, op basis van analoge gevallen uit de Angelsaksische wereld, verondersteld dat de tariefsverlagingen aanzienlijk kunnen zijn en wellicht – ook voor de ‘entry’ tarieven – kunnen resulteren in een halvering. Om het scenario eenvoudig te houden zal hierna derhalve worden verondersteld dat de tarieven die zouden voortvloeien uit het door DTe ontwikkelde beleid ongeveer de helft van de bestaande tarieven zullen bedragen. Een saillant punt van het DTe transporttariefsysteem waarbij het tarief wordt gebaseerd op de totale kosten van het netwerk (eventueel per zone25) is, dat de tarieven zullen dalen naarmate het net voller raakt. Hierdoor kan de paradoxale situatie ontstaan dat juist als de binnenlandse leveringszekerheid door verdringing dreigt te worden aangetast, de prikkels om van datzelfde net gebruik te maken door de relatief lage tarifering het grootst zijn. Eigenlijk zou, om verdringing te voorkomen, het transporttarief juist moeten stijgen in plaats van dalen naarmate het net dreigt dicht te slibben.

Uitgaande van deze veronderstelde prijsverlaging, evenals van de aanpassingen als verondersteld in het S1 scenario (geen ‘declaration-of-contract’, geen dagbalancering en contractduurverkorting), en onder de veronderstelling dat de transportcondities in Duitsland en België voorlopig op het huidige niveau blijven gehandhaafd, kan vervolgens de vraag worden gesteld wat het DTe regime voor de Nederlandse situatie zou kunnen betekenen. Omleidingsstromen uit Duitsland Voor wat betreft de situatie inzake de omleiding uit Duitsland kan men – na de uiteenzetting in het kader van S1 – hier tamelijk kort zijn. Alle argumenten die daar werden aangevoerd om aan te geven dat er gemakkelijk omleidingsverkeer zich zou kunnen gaan voordoen, gelden hier opnieuw, doch in versterkte mate. In de eerste plaats zullen FGGs die moeilijkheden ondervinden bij transport op elkaars net bij aanzienlijke prijsverschillen voor gastransport tussen Duitsland en Nederland sneller geneigd zijn de omleiding via Nederland te zoeken. In de tweede plaats wordt het, zodra men in Duitsland door capaciteitsgrenzen gedwongen raakt om uit te wijken, des te interessanter om gas via Nederland om te leiden om daardoor de enorme investeringen (ruwweg minimaal f300 mln per 100 km.) te ontlopen. Vooral wanneer ook in Duitsland binnen de huidige FGG’s scheidingen worden aangebracht tussen netbeheer en gashandel, kan de financiële slagkracht van die organisaties zodanig verminderen dat het ontkomen aan dergelijke mega-investeringsprojecten belangrijke voordelen biedt. Het is dan verleidelijk om te trachten te profiteren van de relatief goedkope route via Nederland, zelfs al is dat maar voor een beperkte periode. In de derde plaats zullen eventuele op de Duitse markt actieve ‘shippers’ bij aanzienlijke tariefsverschillen tussen transport via Duitsland en via Nederland natuurlijk nog actiever gaan trachten om munt te slaan uit omleidingen van gasstromen via Nederland. Aangezien vanwege de vastgestelde gastransportprijzen voor het verkrijgen van transportcapaciteit een toewijzingsregime moet gelden, zoals in de geest van ‘wie het eerst komt, het eerst maalt’, en aangezien de transactiekosten rond contracten en dergelijke relatief gering zijn, lijkt het redelijk te veronderstellen dat de gastransportmarkt zich gaat ontwikkelen als een arbitragemarkt die gekenmerkt wordt door een hoge omleidingselasticiteit.26 Knelpunten Voor de mogelijke situatie in Nederland tot 2005 geldt dat S2 niet anders dan het beeld als geschetst in S1 kan versterken, doordat immers een extra prikkel is gecreëerd om het oorspronkelijke gas via Duitsland voortaan via Nederland om te leiden. Vooral in de route ‘om zuid’ kunnen zich enorme verdringingseffecten voordoen, bijvoorbeeld wanneer de projecties van het eventuele aanbod vanuit Duitsland in de orde van 500.000 m3/uur

Een tarief per zone levert nog meer problemen op aangezien de transporttarieven volgens de Richtlijnen moeten worden gebaseerd op kosten. Bij oudere leidingen, die al volledig zijn afgeschreven, zijn de tarieven dan praktisch nul, terwijl als deze leidingen worden vernieuwd de tarieven juist zeer hoog worden. Dit mechanisme zorgt, zeker als een soortgelijk systeem in Duitsland wordt ingevoerd, voor extra volatiliteit in de (transito)gasstromen. 26 De omleidingselasticiteit is de gevoeligheid van gasomleiding voor internationale verschillen in gastransporttarieven. 25

33

(zie ook 4.2.2) volledig zouden worden geëffectueerd.27 Van leveringszekerheid voor de Nederlandse afnemer kan dan volstrekt geen sprake meer zijn. Een extra complicatie kan zich bovendien voordoen wanneer naast het gas via Duitsland ook het gas via België door de relatief lage transporttarieven alhier via Nederland wordt omgeleid. Via het aanlandingspunt van Zeebrugge (westgrens België) naar Eynatten (oostgrens België) stroomt per 2000 een gastroom van ca. 0,5 mln m 3/uur (ong. 15 mln m3 per dag). De daarvoor berekende tarieven, in de orde van f35 tot f55/m 3/uur/jaar/100 km. (op basis van de huidige gepubliceerde officiële Distrigas-tarieven), liggen ruwweg in de orde van grootte van de CDS tarieven.28 De in S2 veronderstelde halvering van de Nederlandse tarieven (bij gelijke Belgische tarieven) kan de situatie vanuit Belgisch perspectief aanzienlijk veranderen, in de zin dat omleiding via Nederland nu ineens kostenbesparend kan gaan worden. De vrije ruimte die zich thans op deze zuidelijke route voordoet is uitermate beperkt. Waar momenteel de doorvoer van Brits gas van West naar Oost domineert zal deze op middellange termijn hebben plaatsgemaakt voor de doorvoer van Russisch gas richting het VK. Daarmede wordt dan de richting van de stroom (van Zeebrugge naar Eynatten) 180 graden omgedraaid. De prognoses luiden overigens dat de omvang van die stroom al gauw de omvang van de huidige tegengestelde stroom zal overtreffen en ca. 1,5 mln/m3 uur zal gaan bedragen (2010). Verlegging van die stroom (route: ’s-Gravenvoeren, Ravenstein, Zelzate) zal op basis van de huidige netconfiguratie onmogelijk zijn, onder meer omdat er geen exportstation op Zelzate is. Indien Gasunie zulk een station zou installeren, zou zo een verlegging van de Belgische stroom wel mogelijk worden, doch zou daarmede tegelijkertijd, paradoxaal genoeg overigens, juist de problematiek van niet meer gegarandeerde leveringszekerheid van Nederlandse klanten in het leven roepen. Een eventuele omleiding van een gering volume zou dus al tot problemen in Zuid-Nederland kunnen leiden. De kans hierop is des te groter daar de huidige capaciteit in België niet voldoende is om de geprojecteerde volumina te kunnen verwerken. Wederom geldt, dat als transport via Nederland goedkoop is, dit voor de Belgen aanleiding kan zijn om de eventuele investeringen niet te doen of althans uit te stellen, en in plaats daarvan om te leiden via de goedkope Nederlandse route. Dat laatste alternatief kent immers een dubbel voordeel: het tarief is laag en men hoeft niet te investeren en daarmee dus geen risico te nemen in de toch al moeilijk voorspelbare toekomstige Europese investeringsmarkt voor gastransport. Net zoals S1, zal het DTe regime zeker op de langere termijn niet alleen de leveringszekerheid aantasten, maar ook de voorzieningszekerheid. De verklaring hiervoor is dat een groter besl ag op het bestaande net door omleidingsstromen ten koste moet gaan van de ruimte voor het overige transport, waaronder voor binnenlandse verbruikers. Waar op dit moment vanwege het ‘kleine-velden’ beleid een zekere prioriteit wordt gegeven aan het ontlasten van het Slochteren-veld, zal deze praktijk bij geringere binnenlandse stromen steeds moeilijker worden doordat er om druktechnische redenen altijd een bepaald volume uit het Slochteren-veld moet worden afgenomen. Hierdoor zal een dalend binnenlands volume op een gegeven moment ten laste moeten komen van de afname uit de kleine velden. Aldus zou – indien dit uiteindelijk de consequentie zou zijn van het toepassen van tarieven conform het DTe beleid – de DTe indirect de wettelijke taak van Gasunie in het kader van het ‘kleine-velden’ beleid ondermijnen. Het eindresultaat zou kunnen zijn dat op termijn naast de leveringszekerheid ook de voorzieningszekerheid zou verdwijnen.

4.3

Enkele aanvullende beschouwingen

Het zou onjuist en gevaarlijk zijn de bovengenoemde scenario’s als te pessimistisch af te schilderen. Men zou ook scenario’s kunnen ontwikkelen die een nog veel somberder beeld opleveren voor wat betreft de aantasting van de leveringszekerheid (en voorzieningszekerheid) in Nederland. Zo is het denkbaar dat bijvoorbeeld onder invloed van milieuwetgeving (klimaatbeleid) men beleidsmatig veel sneller dan verwacht andere fossiele energiedragers gaat vervangen door het relatief schone gas. Ook is het denkbaar dat de economische groei in onze regio onverminderd hoog blijft, waardoor de vraag naar gas meer stijgt dan verwacht. Dan is het mogelijk dat ‘shippers’ veel sneller marktaandeel zullen veroveren op de gasmarkt dan men kon vermoeden, maar tevens zich sneller organiseren en daardoor bewust schaarstesituaties proberen te creëren.

Om technische redenen is op voorhand moeilijk aan te geven waar de wegvallende leverantie van gas zich precies zal openbaren; het is niet uitgesloten dat een deel van dit effect zich buiten Nederland manifesteert. 28 Zie hierover ook PHB-HB, 1999, blz. 33. 27

34

Ook is het mogelijk dat de opsplitsing van de traditionele gasondernemingen in gasproductie, netbeheer en handel, leidt tot een zodanige veranderende bedrijfsvoering dat uiteindelijk niemand zich verantwoordelijk voelt of hoeft te voelen voor de leveringszekerheid. Een extra risico van die opsplitsing is dat netbeheerders veel minder dan voorheen commercieel in staat of bereid zijn om de risico’s aan te gaan die samenhangen met grootschalige uitbreidingsinvesteringen in het gasnet; dit laatste is vooral mogelijk doordat, zoals in de inleiding reeds werd vermeld, vanwege de ruimte in de regelgeving aanzienlijke verschillen in de omschakelingstempi tussen de EU-lidstaten mogelijk zijn met alle onzekerheden voor de investeerders vandien. Het meest ongunstige scenario denkbaar voor een potentiële investeerder is immers om eerst in extra netcapaciteit te investeren op basis van een aanzienlijk verwacht volume omleidingsverkeer, om er enkele jaren later achter te komen dat dit voor niets is geweest doordat door de geleidelijke regimeconvergentie de omleidingsstromen geleidelijk weer ‘opdrogen’. Men zal er dan vermoedelijk nooit in slagen om op de nieuwe leidingen voldoende af te schrijven, waardoor men verlies lijdt. Zelfs de kans dat een dergelijk scenario zich voor de netbeheerder voordoet, kan al voldoende zijn om diens eventuele investeringen te ontmoedigen. Ook juridische ontwikkelingen kunnen het probleem inzake de leveringszekerheid de komende tijd verder verscherpen. Een factor die in de praktijk een steeds grotere rol zal kunnen gaan spelen is de beleidsmatig beoogde verkorting van de duur van de gastransport- en gasleveringscontracten. Hierdoor zal immers de betekenis van een toewijzingsmechanisme in de geest van ‘wie het eerst komt, het eerst maalt’ toenemen. Daardoor echter neemt vanuit het perspectief van de afnemer tevens de kans toe dat men nu of in de toekomst niet beleverd wordt, doordat een eventuele contractverlenging door een ander, eerder afgesloten contract wordt geblokkeerd. Dit effect kan niet alleen feitelijk, maar ook in psychologisch opzicht voelbaar zijn. Een andere mogelijke ontwikkeling van de liberalisering van de Europese gasmarkt zou kunnen zijn dat het juridisch eenvoudiger wordt om zich te ontdoen van langjarige contracten gascontracten (zie ook voetnoot 2). Voor zover deze ontwikkeling zich zou gaan voltrekken zou dit er toe kunnen leiden dat meer gasstromen via het goedkope Nederland worden omgeleid en/of er een grotere exportvraag naar Nederlands gas ontstaat dan tot nu toe in de verschillende scenario´s werd aangenomen. (Men denke in dit verband aan de langjarige transitocontracten rond het Noorse gas.)

5

Leveringszekerheid en Voorzieningszekerheid

5.1

Rantsoenering (het ‘paprika probleem’).

Aard en omvang van het probleem voor het bedrijfsleven In het marktmechanisme zorgen prijzen er voor dat vraag en aanbod in evenwicht zijn. Er bestaat in theorie nooit een keuzeprobleem bij het toewijzen van transportcapaciteit als de transportprijzen zouden kunnen stijgen naarmate capaciteit schaarser wordt; de markt zelf bepaalt dan de keuze. Zodra de transportprijzen worden gefixeerd werkt dit mechanisme niet meer. Als gegeven de vastgestelde prijzen de vraag groter is dan het aanbod, moet er een ander toewijzingsmechanisme zijn dan de markt om de schaarse transportcapaciteit te alloceren. Dat zou bijvoorbeeld kunnen gebeuren door een loterij, of door het ook door Gasunie gebruikte systeem van ‘wie het eerst komt, het eerst maalt’. Al dit soort systemen hebben echter hun bezwaren. In de huidige situatie is er onder het CDS systeem ook al sprake van gefixeerde transportprijzen. Doordat Gasunie op dit moment voor de meeste trajecten nog over voldoende capaciteit beschikt, komt het rantsoeneringsprobleem nog niet echt aan de orde. De in het vorige hoofdstuk besproken oorzaken voor veel grotere gastransportstromen door Nederland zullen van het rantsoeneringsprobleem echter een naar verwachting levensgroot probleem maken. De gehanteerde methode van ‘wie het eerst komt, het eerst maalt,’ in combinatie met het niet automatisch mogen verlengen van transportcontracten, maakt van het toewijzen van capaciteit eigenlijk een soort loterij. De nu lopende contracten van verschillende duur zullen allemaal een keer aflopen. Is bijvoorbeeld een tuinder waarvan het contract volgend jaar afloopt te laat met het afsluiten van een nieuw contract en is alle beschikbare capaciteit op het relevante traject al door ‘shippers’ voor andere bestemmingen gecontracteerd, dan kan de tuinder geen gas meer inkopen. Hierdoor zullen zijn/haar kassen niet meer kunnen functioneren en gaat bijvoorbeeld de paprikaoogst verloren. Gemakshalve zullen we dit probleem het ‘paprika probleem’ noemen. Het ‘paprika probleem’ beperkt zich uiteraard niet tot tuinders. Allerlei bedrijven die te laat zijn met het afsluiten van een nieuw contract waardoor de levering van gas stagneert of vervalt worden met het genoemde ‘paprika probleem’ geconfronteerd.29

Overigens wordt in de glastuinbouw voornamelijk laagcalorisch gas gebruikt. De leveringsproblemen zullen dus in eerste instantie bij de industrie ontstaan en pas als capaciteitsrestricties ontstaan in het laagcalorische net ook bij de tuinders. 29

35

Een typisch kenmerk van het uit het buitenland afkomstige, via Nederland omgeleide gas is dat het hoofdzakelijk hoogcalorisch is, waardoor de verdringing naar verwachting vooral geconcentreerd zal zijn in de netwerken voor het hoogcalorische gas en de problemen dus vooral terechtkomen bij de verbruikers van dat gastype, de industrie. Zoals uit figuur 5 blijkt leidt een procentueel beperkte toename van het beslag op de aanwezige transportcapaciteit voor hoogcalorisch gas al tot een aanzienlijke toename van het aantal dagen per jaar dat statistisch gezien sprake is van wegvallende gasleveranties. Ter toelichting op de figuur, de horizontale lijn (transportcapaciteit N/Z) geeft de totale capaciteit voor hoogcalorisch gas op de noord/zuid route weer; de zes load duration curven (LDC’s) geven aan hoe de gevraagde capaciteit zich verhoudt ten opzichte van de netcapaciteit, waarbij de curven variëren afhankelijk van de mate waarin de vraag (in mln m3/dag) uitstijgt boven het niveau van de vraag op basis van het gemiddelde (LDC-H-basis). Om een voorbeeld te geven, de derde curve van onderen heeft dus betrekking op een toename ten opzichte van de gemiddelde vraag met 10 mln m 3/dag. Door deze vraagcurven met de beschikbare capaciteit te confronteren kan van geval tot geval worden bepaald hoeveel dagen per jaar statistisch gezien sprake is van het wegvallen van gasaanvoer voor bepaalde afnemers: voor de genoemde curve (basis + 10) is dat dus 4,9 dagen. Dit correspondeert met een gemiddelde dagtemperatuur waarbij reeds problemen ontstaan van –7,6°C (ter vergelijking, het huidige Gasunie beleid is gericht op – 17°C). Gaat men uit van de hoogste LDC (basis + 25), dan stijgt statistisch het aantal dagen per jaar met aanbodstagnatie tot bijna 16! Als men de in S2 geschetste omleidingsstromen in de figuur zou inbrengen – het gaat daarbij om stromen in de orde van 500.000 m3/dag, oftewel circa 12 mln m3/dag – dan zou men kunnen uitkomen tussen de basis + 10 en de basis + 15 curve. Dit zou betekenen dat als de verdringing in de scenario´s zich zou concentreren in het hoogcalorische gas, de Nederlandse industrie statistisch gezien zo´n zes dagen per jaar met leveringsproblemen zou worden geconfronteerd.30

Uiteraard hoeft zich statistisch gezien niet elk jaar een leveringsprobleem voor te doen; naarmate dit echter niet het geval is zal de verwachte duur van de problemen groter zijn dan de jaarlijks gemiddeld geprojecteerde circa zes dagen. 30

36

Figuur 5 Hoogcalorisch gas curven (industrie)

capaciteit (mln m3/d)

H-gas LDC's 2005

LDC-H-basis basis+5 basis+10 basis+15 basis+20 basis+25 transp. cap. N/Z

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

dagen

Voor wat betreft de omvang van de tekortschietende gasleveranties kan deze in de figuur worden benaderd door de integraal van het oppervlak tussen de basis + curve en de transportcapaciteit N/Z (de horizontale lijn). Voor de basis + 15 curve zou dat ruwweg neerkomen op 7,5 mln m3 per dag waarop sprake is van onvoldoende aanvoer van gas (ruwweg de gemiddelde afstand tussen beide curven over het relevante, d.w.z. van boven afgesneden deel van de horizontale transportcapaciteitscurve). Zou de verdringing door allerlei omstandigheden hoger uitvallen en 25 mln m3/dag bedragen in plaats van de geprojecteerde 12 mln m3/dag, dan zou de omvang van de gemiddelde tekortschietende gasaanvoer zo'n 13 mln m3/dag bedragen (over, zoals gezegd, gemiddeld zo'n 16 dagen per jaar). De omvang van de schade Wat is de eventuele schade bij benadering als we veronderstellen dat een eventueel tekort tijdens de koude dagen volledig voor rekening van de industrie moet komen? Om ruwweg een beeld te geven van hoe de omvang van de mogelijke problemen en de schade daardoor zou kunnen oplopen in de onderzochte periode tot aan 2005, kan het zin hebben een hypothetische situatie voor 2005 te schetsen, gebruikmakend van de beschikbare cijfers.31 Weliswaar hoeft deze situatie zich niet in werkelijkheid voor te doen, maar zo ontstaat wel een beeld van wat mogelijk zou kunnen zijn in geval van serieuze aanvoerproblemen van gas voor de eindverbruikers. Zoals hiervoor uitvoering werd uiteengezet, is er in S1 in 2005 een potentieel omleidingsaanbod voor de route ‘om zuid’ van 500.000 m3/uur. Er is voor dat gedeelte van Nederland dan geen vrije ruimte op het netwerk (zie 4.2.4). Dit kan, afhankelijk van waar de stagnatie in de gasaanvoer zich manifesteert, betekenen dat er gedurende koude dagen 500.000 m3/uur (circa 12 mln m3 op dagbasis) te weinig beschikbaar is voor de Nederlandse afnemers (in het zuiden van het land). Om nu de schade te kunnen bepalen moet deze uitval worden vergeleken met het totale verbruik van de Nederlandse industrie gedurende diezelfde koude dagen. Dit verbruik is dan ongeveer 2.500.000 m 3 per uur. In S1 zou er in 2005 gedurende de koude dagen sprake kunnen zijn van situaties van niet-levering van gas, die, afhankelijk van de koude, zou oplopen van enkele procenten tot zo’n 20% (en gemiddeld rond de 10%) van de gasleveranties aan de industrie, corresponderend met de gegevens op basis van de door de horizontale curve afgesneden driehoek uit figuur 5. Onder de veronderstelling dat de industrie zich hier niet op heeft voorbereid en maximaal (op de koudste dag van de periode van stagnerende gasleveranties) 20% van de fabrieken moet sluiten, In dit rapport is alleen de periode tot 2005 in beschouwing genomen. Voor die periode geldt dat de leveringsproblematiek geleidelijk verergert en in 2005 het grootst is. 31

37

kan de volgende berekening van de economische schade worden gemaakt. De industriële productie bedroeg in 1999 circa 17% van het BBP bij een totaal BBP van f825 mld.32 We veronderstellen gemakshalve dat deze getallen in 2005 15% respectievelijk f1000 mld bedragen. Er van uitgaande dat er 200 werkdagen in een jaar vallen, kan de waarde van de industriële productie per dag worden geschat op 15% van f1000 mld/200 = f750 mln. Zou, conform de projectie, op een gemiddelde dag waarop de geschetste problemen zich voordoen 10% van de industrie door een wegvallend gasaanbod worden getroffen, dan leidt dat tot f75 mln aan directe schade per dag. Gegeven de gemiddelde geprojecteerde duur van wegvallend gasaanbod van zes dagen per jaar, betekent dit een geprojecteerde jaarlijkse gemiddelde schade van ruwweg f0,5 mld. Uiteraard zal de schade variëren afhankelijk van de aard van het productieproces; voor enkele illustratieve opmerkingen, zie box 3. Daarnaast kan men een aanzienlijke indirecte schade verwachten. Als bedrijven zich wel hebben voorbereid op eventuele stagnatie in de gasleverantie, zal er in geval van daadwerkelijke stagnatie minder productie wegvallen. Aangezien niet van tevoren bekend is waar de gasleverantie zal kunnen uitvallen zullen veel bedrijven dan wel grote bedragen hebben moeten investeren in nieuwe apparatuur; dit kan een aanzienlijke kostenpost zijn. Als bedrijven zich niet hebben voorbereid kan de schade ook veel hoger uitvallen dan alleen de directe schade als gevolg van aanzienlijke opstartkosten. Daarnaast werkt het wegvallen van productie in het ene bedrijf, zeker in bedrijfstakken waar ‘just-in-time’ productie is ingevoerd, via leveranciers- en afnemersverbindingen door naar andere bedrijven. Dit alles zal ook op de langere termijn nadelig zijn voor de reputatie en de concurrentiepositie van het Nederlandse bedrijfsleven. Het is vooralsnog niet mogelijk een schatting te maken van de omvang van de indirecte schade: dit vergt een afzonderlijke studie. Gezien echter de indicaties in de literatuur over indirecte economische effecten van sectorale productieuitval, lijkt een multiplicator van twee een vrij bescheiden benadering. Hiervan uitgaande zou de dagschade als ‘ballpark figure’ uiteindelijk tenderen naar zo’n f150 mln en de gemiddelde schade op jaarbasis naar zo'n f1 mld.

32

Cijfers CBS.

38

Box 3 Enkele voorbeelden van voor gasuitval relatief kwetsbare industrieën In kwalitatieve zin zijn de volgende opmerkingen te maken over relatief omvangrijke schade voor bepaalde industrieën voor de gevallen waarin de gastoevoer stagneert. De onderstaande opsomming is slechts als illustratie bedoeld. • Glasindustrie Temperatuur daalt en glas stolt; alle productie en eveneens de ovens kunnen worden afgeschreven (alle restanten moeten weggebikt worden). • Chemie Waar met zoutoplossingen wordt gewerkt zullen deze bij afkoeling kristalliseren. Tussenproducten en harsen zullen stollen. Hierdoor kunnen leidingen verstopt raken en installaties stuk gaan. Hetzelfde gebeurt bij waterglas (silicaten). Soms wordt aardgas gebruikt als deken (gasblanket) om te voorkomen dat een chemisch product bijvoorbeeld in aanraking komt met zuurstof. Als die deken wegvalt zal het product waardeloos worden. Flaren van giftige/brandgevaarlijke producten gebeurt met aardgas als flaregas. Valt de druk van het aardgas weg, dan kunnen gevaarlijke stoffen ontsnappen. •

Petrochemie

Olieproducten kunnen verharden; als dit gebeurt zullen leidingen moeten worden vervangen. Ook in de petrochemie wordt voor flaren aardgas gebruikt (zie ook chemie en hoogovens). •

Metaal

Ertsen verharden, dus moeten worden uitgebikt. Daarnaast is er een groot veiligheidsprobleem: in geval van calamiteiten flared bijvoorbeeld Hoogovens CO af, dat wordt verbrand met aardgas. Zonder aardgas kan een giftige CO wolk afdrijven met mogelijk catastrofale gevolgen. •

Aluminiumindustrie

Ovens kunnen bij wegvallende energievoorziening worden afgeschreven, hetgeen grote schade oplevert. • Glastuinbouw Bij afkoeling onder nul vergaat de oogst voor alle producten; bij afkoeling gedurende meer dan drie uur beneden de 10°C vergaat een groot aantal producten. •

Voedings-/genotsindustrie

Overal waar gemengd/geroerd/geklopt wordt ontstaat bij wegvallen van de aardgasdruk schade doordat de massa verhardt; een typisch voorbeeld is de koffie-industrie. Afschakelbare contracten Het invoeren van afschakelbare contracten zou een mogelijke oplossing voor de capaciteitsproblemen kunnen zijn. Een afschakelbaar contract houdt in dat de afnemer geen leveringszekerheid heeft, maar daarvoor wordt gecompenseerd door een lagere gasprijs. Als tijdens koude dagen de maximale capaciteit van het netwerk wordt bereikt heeft de leverancier dus het recht de gasvoorziening af te sluiten. De afnemer zal dan moeten besluiten over te schakelen op een andere brandstof of eventueel het bedrijf tijdelijk stil te leggen. In landen als het VK en de VS worden zulke afschakelbare contracten gebruikt voor elektriciteitscentrales, grote fabrieken en zelfs voor scholen. Op dit moment worden afschakelbare transportcontracten in Nederland niet aangeboden, al komen afschakelbare leveringscontracten wel voor. De vraag is of het op grote schaal gebruiken van zulke contracten voor Nederland een efficiënte optie zou kunnen zijn. Nederlandse bedrijven zijn op dit moment gewend aan volledige leveringszekerheid en slechts zeer weinig bedrijven beschikken over een tweede stookinstallatie voor een alternatieve brandstof. Op dit moment is het invoeren van afschakelbare contracten in Nederland daardoor (nog) niet praktisch uitvoerbaar, mede doordat er bij de meeste bedrijven geen afsluiters zijn geïnstalleerd (zie 5.3). Het oplossen van de capaciteitsproblemen door middel van afschakelbare contracten vergt dus zowel grote investeringen van de kant van Gasunie in de vorm van het aanbrengen van afsluiters, als van de kant van de afnemers in de vorm van extra stookinstallaties. Peter Scholten, directeur Olie en Gas bij het Ministerie van Economische Zaken en sinds kort werkzaam bij Gasunie, merkte in een interview in het tijdschrift Gas (juni 1993)

39

op dat het noodzakelijk zijn van een alternatieve energievoorziening buiten gas macro-economisch niet optimaal is omdat bedrijven onnodig moeten investeren in verschillende apparatuur. In het VK en de VS is in het verleden gebleken dat afschakelbare contracten voor bedrijven een aantrekkelijke optie zijn zolang er voldoende reservecapaciteit op het netwerk is. Bedrijven worden dan slechts zeer zelden afgesloten en ze profiteren wel van een lagere gasprijs. Afschakelbare contracten lijken echter geen aantrekkelijke optie meer te zijn indien het netwerk maximaal wordt benut en de gasleverantie meerdere malen per jaar uitvalt.33 Bij het recente wegvallen van de leveringszekerheid op de stroommarkt in Californië (zie box 4) werd duidelijk hoeveel die leveringszekerheid bedrijven waard is. Een bedrijf als Oracle moest in Californië grote investeringen doen om in geval van stroomuitval in de eigen stroomvraag te kunnen voorzien. De kosten van stroomuitval bedragen voor alleen Oracle al vele miljoenen dollars per uur.34 Voor de totale economie betekent het wegvallen van de leveringszekerheid een enorme maatschappelijke kostenpost (zie ook 5.2). De voornaamste reden voor het recente uitvallen van de stroomvoorziening in Californië is dat er te weinig reservecapaciteit in zowel productie als transport is. Dit is ook een essentieel verschil met de situatie op de elektriciteitsmarkt in het VK, waar dergelijke problemen niet zijn ontstaan. Bij aanvang van de deregulering in het VK was er juist een zeer grote overcapaciteit waardoor daar door de deregulering (nog) geen leveringsproblemen zijn ontstaan (The Economist, 2000). De huidige situatie in Nederland en de omringende landen t.a.v. de gasmarkt is in feite het best te vergelijken met de situatie op de stroommarkt in de VS en niet zo zeer met die in het VK. Op zich is er op dit moment in Nederland voor vrijwel alle situaties nog wel voldoende reservecapaciteit aanwezig om in de gasvraag te voorzien. Zoals in de beide scenario’s (zie 4.2 en 4.3) al duidelijk is gemaakt wordt deze reservecapaciteit echter waarschijnlijk onvoldoende als de regelgeving in Nederland conform de in deze studie geschetste scenario’s wordt aangepast. Men vergete niet dat de meeste projecties van de gasvraag voor de komende jaren duiden op een duidelijke trendmatige toename. Ook dit vertoont een overeenkomst met de situatie in Californië waar men ook geconfronteerd werd met een forse trendmatige stijging in de elektriciteitsvraag. Het is dus geheel niet ondenkbaar dat in Nederland vergelijkbare problemen t.a.v. tariefsverhogingen en leveringsuitval van gas zullen ontstaan als we aan het begin van 2001 in de VS t.a.v. stroom hebben gezien.

Box 4 Deregulering elektriciteitsmarkt Californië 35 In 1996 werd besloten de elektriciteitsmarkt in de Amerikaanse staat Californië te dereguleren. In april 1998 werd de markt daadwerkelijk geopend. De deregulering had als doel: prijsverlagingen voor kleine en middelgrote verbruikers, een verhoogde innovatie en efficiëntie in de elektriciteitsmarkt en een verbeterde service in de stroomleverantie. Vooraf werd een prijsverlaging van 20% in 2002 voor kleine- en middelgrote verbruikers als doel gesteld. In de zomer van 2000 steeg de elektriciteitsprijs echter met 270% en bleek de elektriciteitscapaciteit onvoldoende om iedereen van stroom te voorzien! Wat ging er mis? In essentie heeft men de kracht van de markt overschat om de problemen op te lossen die met deregulering gepaard gaan. Een andere belangrijke factor is het feit dat de politieke motivatie om tot deregulering over te gaan ideologisch van aard was en niet gebaseerd op een diepgaande economische analyse van de markt. Ten tijde van de deregulering was er al weinig reservecapaciteit voor zowel de productie als het transport van elektriciteit. Daarnaast was er, door de economische groei, een grote stijging in de vraag naar elektriciteit. Om zeer hoge prijzen voor de afnemers te voorkomen werden er prijsplafonds ingesteld. Hierdoor ontstonden er in Californië in januari 2001 dusdanig ernstige leveringsproblemen, dat sprake was van een noodtoestand. Om het achterliggende probleem te analyseren kunnen twee marktmodellen worden vergeleken. Het eerste In het VK zijn er in het verleden zelfs ontslagen gevallen doordat bedrijven voor langere perioden geen gas meer konden krijgen. 34 Wall Street Journal, 5/11/00. 35 Bron: UCAN, 2000; Technisch Weekblad, 2000; The Economist, 2000. 33

40

noemen we het klassieke model, het tweede het Californische model. Schematisch weergegeven kan de stroommarkt volgens het klassieke model er als volgt uitzien: Elektriciteitsproducenten ← groothandelsmarkt→ → distributiebedrijven ← afnemersmarkt→ → eindverbruikers In dit model wordt de handelsfunctie volledig vervuld door de distributiebedrijven. Deze laatste worden sterk gereguleerd door de overheid om de consumentenbelangen te beschermen. Dit kan op verschillende manieren, maar alle hebben gemeen dat de winst van de distributiebedrijven wordt beperkt en de commerciële aspiraties dus begrensd. In dit model staat het belang van de eindverbruiker voorop, maar opereren de distributiebedrijven niet als typische particuliere marktpartijen. In het Californische model ziet de stroommarkt er als volgt uit: Elektriciteitsproducenten ← groothandelsmarkt→ → handelaren ← afnemersmarkt→ → eindverbruikers Het verschil met het voorgaande geval is dat de handel nu in principe op commerciële basis geschiedt; dat de distributiebedrijven zelf daarin ook een rol spelen doet daarbij niet terzake. Doordat handelaren per definitie een zeker risico lopen bij hun transacties, is in feite – met het accepteren van de handelaren – speculatiegedrag geaccepteerd. Aangezien handelaren zullen trachten hun risico's te beperken, is het aannemelijk dat zij niet tot actie zullen overgaan, wanneer hun verwachte winstmarge, gegeven de inschatting van het risico, door hen te gering wordt geacht. Daarnaast zullen zij trachten hun marktvrijheid maximaal te benutten wanneer de kans op prijsopdrijving zich voordoet. Het kenmerk van bovenstaande markt is, wanneer op korte termijn de gegeven transport- en productiecapaciteit de stroomleverantie begrenst, enerzijds dat de stroomprijzen sterk kunnen fluctueren en anderzijds dat de handelaren zich van de markt kunnen terugtrekken. Het probleem is dat beide effecten de belangen van de eindverbruikers schaden. Deze problemen kunnen nog verergeren wanneer de overheid, zoals in het Californische geval, meent met het oog op de belangen van de eindverbruikers te moeten ingrijpen. In dat geval werd aan de prijzen die consumenten moeten betalen namelijk een maximum gesteld36 (6,5 dollarcent per kilowattuur). Deze ‘price cap’ zorgt er op het moment van schrijven nog steeds voor dat consumenten ondanks de schaarstesituatie (afgezien van overheidscampagnes die oproepen om zuinig met stroom om te gaan) geen prikkel hebben om zuiniger met elektriciteit om te gaan. De distributiebedrijven, die geacht worden voldoende stroom aan de consumenten te leveren, worden zo aan de ene kant geconfronteerd met een zeer grote consumentenvraag, die niet wordt geremd door hoge prijzen, en aan de andere kant met een aanbodtekort van de kant van de producenten. De zeer hoge inkoopprijzen als gevolg van de schaarste leiden tot miljardenverliezen voor de distributiebedrijven. De producenten daarentegen konden door de voor hen gehanteerde maximumprijzen juist grote winsten maken, waardoor deze maximumprijzen (oorspronkelijk $ 750 per megawattuur = 75 dollarcent per kilowattuur) door de overheid fors werd verlaagd (soms tijdelijk tot $ 65 per megawattuur). Hierdoor echter gingen stroomproducenten er toe over hun stroom in andere staten te verkopen, waardoor het leveringsprobleem nog meer verergerde. Ook wordt er stroom geëxporteerd en vervolgens gereimporteerd om de maximumprijs te ontwijken. Dit alles zorgt voor nog grotere problemen voor de Californische distributiebedrijven en hun afnemers. Er wordt op het moment van schrijven van dit rapport als noodoplossing onder meer overwogen om op federaal niveau wetgeving vast te stellen die de producenten verbiedt om hun stroom in andere staten te verkopen. De genoemde ad hoc maatregelen kunnen natuurlijk op termijn geen oplossing bieden. De markt is in feite op twee plaatsen permanent verstoord. Aan de ene kant merken consumenten, afgezien van stroomuitval, niets van de schaarste omdat de prijzen vastliggen. De producenten die, onder andere vanwege strenge milieuwetgeving in Californië, zeer veel moeten investeren in nieuwe centrales (ongeveer $ 0,5 mld per centrale) worden niet tot investeren geprikkeld. Het probleem wordt nog verergerd doordat er onzekerheid bestaat over de vraag of en hoe het regime van de huidige maximumprijs in de toekomst zal worden gehandhaafd. Recente informatie over de mogelijke effecten van de stroomcrisis voor Silicon Valley wijst uit dat vooral de kleine high-tech bedrijven het 36

Deze faciliteit is overigens ook in de Nederlandse gassituatie (nog steeds) in de Gaswet opgenomen.

41

meest kwetsbaar zijn doordat zij, in tegenstelling tot de grote bedrijven, vaak niet over noodgeneratoren beschikken. Echter ook de topman van Intel, ’s werelds grootste fabrikant van computerchips, Craig Barrett, heeft al aangegeven dat bij een uitbreiding van Intel Californië niet eens in aanmerking komt. In vergelijkbare zin heeft een topman van Cisco in een interview de volgende uitspraak gedaan: “we besteden veel uit en onze toeleveranciers hebben geen noodgeneratoren…..al onze contacten lopen electronisch; ik kon bij de stroomonderbreking anderhalf uur niets doen.” Men verwacht dat de lange-termijn effecten voor Silicon Valley sterk zullen afhangen van de vraag of de stroomtarieven na verloop van tijd weer zullen terugkeren naar de oude niveaus. Naast de hierboven geschetste ‘systeemfouten’ worden de volgende andere oorzaken voor de problemen in Californië genoemd: • er waren niet genoeg elektriciteitsproducenten en -bedrijven toen men dereguleerde; • de markt is niet beschermd tegen manipulatie door de – in veel te kleine aantallen aanwezige – elektriciteitsproducenten en –bedrijven; • er is geen actief beleid gevoerd om het aantal dominante producenten en elektriciteitsbedrijven – nu resp. vijf en drie – te vergroten; • er zijn geen maatregelen getroffen om de productie van elektriciteit (reservecapaciteit) te bevorderen; • er zijn geen maatregelen getroffen tegen congestie van het net als gevolg van de – met de deregulering gepaard gaande – sterke toename van de handel in elektriciteit, en • er is geen duidelijk beleid afgesproken t.a.v. de distributiebedrijven welke niet gedereguleerd zijn. Dit alles resulteerde in een onvoldoende ‘level playing field’ waarvan de gevolgen niet konden worden opgevangen door het gehanteerde dereguleringsmodel. De politiek in Californië heeft recentelijk een aantal plannen ontwikkeld om de problemen tegen te gaan: afgezien van een plafond op het tarief denkt men aan een belasting op overmatige winst. Daarnaast wordt overwogen om lange-termijn contracten toe te staan; dit biedt producenten meer zekerheid hetgeen tot lagere prijzen kan leiden. Tenslotte denkt men zelfs over het terugdraaien van de drie jaar geleden tot stand gekomen deregulering!

5.2

De veiligheid (het ‘sudderlapjes probleem’).

Aard en omvang van het probleem voor particulieren Naast de in de vorige paragraaf genoemde problemen bij het afsluiten van contracten kunnen er nog veel ernstiger problemen ontstaan doordat in de praktijk niet kan worden voorkomen dat bepaalde afnemers meer gas van het net betrekken dan hen contractueel is toegestaan. Hierdoor zou bij een hoge afname de gasvoorziening in bepaalde delen van Nederland plotseling en onvoorzienbaar kunnen uitvallen. Het netwerk zoals dat er in Nederland bijligt is namelijk voor een groot gedeelte een open systeem. Dat wil zeggen dat afnemers technisch gezien zoveel gas af kunnen nemen als ze willen, uiteraard voor zover de dikte van en de druk op de gaspijp naar hun perceel of bedrijf dit toelaat. Een afnemer moet zich juridisch gezien natuurlijk aan het met Gasunie gesloten contract houden en mag alleen grote pieken afnemen op momenten die ook in het contract zijn voorzien. Aangezien bij veel afnemers geen afsluiter is geïnstalleerd, is het in de praktijk technisch echter mogelijk om op ieder moment meer af te nemen dan er gecontracteerd is. Het installeren van een afsluiter is op dit moment in theorie een middel om klanten die zich in het verleden niet aan hun contract hebben gehouden te dwingen dit voortaan wel te doen. Het installeren van afsluiters bij alle afnemers om van het netwerk een gesloten systeem te maken is echter iets dat grote investeringen vergt, waarvoor enige jaren tijd nodig zou zijn, en waarvan het kwestieus is of één en ander ooit rendabel zou kunnen gebeuren. Op dit moment doen zich meestal nog geen maatschappelijke problemen voor als een enkele klant meer afneemt dan het contract toestaat. Als echter het netwerk voller wordt en het in paragraaf 5.1 besproken probleem zich gaat voordoen dat bepaalde klanten geen transportcapaciteit meer kunnen boeken, kan het open systeem problemen gaan opleveren. Het is bijvoorbeeld mogelijk dat een klant waarvan het contract is verlopen geheel te goeder trouw toch denkt gas te kunnen consumeren. Ook zou het kunnen voorkomen dat een klant wiens contract is verlopen wel heeft geprobeerd een nieuw contract af te sluiten, maar dat het niet meer mogelijk was om voldoende capaciteit te boeken. Als deze laatstgenoemde klant niet in staat is tegen redelijke kosten op andere wijze in zijn energiebehoefte te voorzien zou hij te kwader trouw kunnen besluiten meer gas af te nemen dan het

42

contract toelaat. Gaat het in dit voorbeeld om grote klanten en wordt de capaciteit op het net volledig benut dan is het zeker niet ondenkbaar dat deze overconsumptie van gas er toe leidt dat op andere – verder van het gasinnamepunt gelegen – plaatsen de gasdruk tijdelijk wegvalt. In dergelijke situaties zal Gasunie gedwongen kunnen worden tot het maken van grote keuzes met mogelijk grote gevolgen. Stel dat men moet kiezen tussen het afsluiten van een industriegebied of van een openbare voorziening voor een grote groep particulieren (in de praktijk kan het hierbij gaan om delen van steden met één afsluitsysteem). Dat komt neer op het kiezen tussen twee kwaden. Waar in het verleden in dergelijke situaties vrijwel steeds in het voordeel van de openbare voorziening werd besloten, is deze keuze onder het nieuwe systeem minder vanzelfsprekend, bijvoorbeeld doordat ‘shippers’ contracten met de industrie hebben lopen die door anderen moeilijk juridisch ontweken kunnen worden. Aangezien er vanaf 2004 geen bescherming meer is van de kleine afnemers wordt de beslissing over afschakelen een commerciële beslissing. Het is zelfs denkbaar dat men meer moet gaan betalen om meer zekerheid te krijgen. Het eventuele wegvallen van de gasdruk kan tot extreem gevaarlijke situaties leiden – die tot op heden, zoals in paragraaf 2.1.3 al is opgemerkt, overigens nog niet in Nederland zijn voorgekomen – zodra deze de openbare voorzieningen en daarmee de leveranties aan particulieren treft. Stel dat in een van beide scenario’s om wat voor reden dan ook de druk op het gasnet plaatselijk wegvalt en een en ander – anders dan in het hiervoor omschreven geval van het paprikaprobleem voor de industrie – leidt tot het tijdelijk wegvallen van de druk voor een aantal particulieren. De meeste apparaten, waaronder cv-ketels, die een beveiligingsmechanisme hebben zullen in dat geval uit gaan (als er weer druk is stroomt er geen gas meer tot de waakvlam wordt aangestoken). Apparaten echter zonder beveiliging kunnen in deze situatie grote risico’s opleveren. Nederland is één van de weinige landen ter wereld dat geen waakvlambeveiliging kent voor kooktoestellen. Iemand die bijvoorbeeld de sudderlapjes op het vuur had staan en niet heeft opgemerkt dat de gasdruk tijdelijk is weggevallen, kan dus later een met gas gevulde keuken aantreffen of erger. Dit probleem van het tijdelijk wegvallen van de gasdruk en de daarmee gepaard gaande gevaren voor de publieke veiligheid zullen we het ‘sudderlapjes probleem’ noemen. Onder deze noemer kunnen tal van uiteenlopende problemen worden gevat. In oudere cv-ketels is er bijvoorbeeld een kans dat het thermokoppel niet werkt. Hierdoor bestaat de kans op onbevoegd doe-het-zelven aan de cv-ketel, met alle gevaren van dien. Bij grootschaligheid van het gastekort is er kans op chaos en paniek in de samenleving. In geval van tijdelijk wegvallen van de gasdruk zullen er ook functionarissen huis aan huis moeten langsgaan om te verifiëren of er geen gevaarlijke situaties zijn ontstaan. Dit zal meestal een uiterst kostbare en tijdrovende operatie zijn, enz., enz. Mogelijke omvang van de schade Om een ruw beeld te geven van de omvang van de mogelijke problemen, kan net als in paragraaf 5.1 worden gekeken naar S1 in 2005, met een potentieel omleidingsaanbod voor de route ‘om zuid’ van zo'n 500.000 m3/uur, berekend op basis van een ‘koude dag’. Aangezien er voor dat gedeelte van Nederland geen vrije ruimte op het netwerk is, betekent dit dat als deze gasstroom door Nederland zou gaan lopen, er gedurende koude uren een aanzienlijk gastekort is voor de Nederlandse afnemers. Ter vergelijking: een stad als Utrecht, met zo’n 400.000 inwoners en dus zo'n 2,5% van de Nederlandse bevolking, zal gedurende een koude periode zo'n 600.000 m3 aardgas per uur afnemen.37 Mocht de geschetste verdringing ter omvang van 500.000 m3/uur zich inderdaad voordoen, dan betekent dit dus - om de gedachtegang te bepalen - dat een stad als Utrecht nagenoeg geheel ‘in de kou komt te zitten.’ Zoals hiervoor onder 5.1 werd betoogd, zal de omleidingsstroom uit het buitenland die de leveranties voor de Nederlandse economie kan verdringen waarschijnlijk voor het grootste deel uit hoogcalorisch, vooral voor industriële afzet bedoeld aardgas bestaan. Dat betekent dat de verdringing naar verwachting vooral de industrie zal treffen. Tegelijkertijd werd hierboven aangegeven dat door afwezigheid van afsluiters niet kan worden uitgesloten dat diezelfde industrie in geval van leverantieproblemen er toch in slaagt om gas aan het net te onttrekken, zodat het probleem van de stagnerende aanvoer wordt verplaatst naar de openbare voorzieningen, waaronder de particulieren. In figuur 6 zijn, naar analogie van figuur 5 ook voor het laagcalorische, voor de particulieren bestemde aardgas een aantal load duration curven aangegeven die verschillen afhankelijk van de Het gaat hier om de openbare voorzieningen voor de stad Utrecht, dus alleen de gezinnen en de kleine bedrijven, niet de grote afnemers. 37

43

veronderstelde gasvraag. Doordat, mede door de grotere fluctuaties in de vraag, de bezetting van de beschikbare capaciteit voor het laagcalorische gas over het algemeen geringer is dan voor het hoogcalorische gas, zal een toename van de vraag ogenschijnlijk minder dramatische gevolgen hebben voor de statistische duur van het wegvallen van de gasdruk per jaar. De figuur illustreert dat. Dit is echter slechts schijn, doordat immers ook het korte tijd wegvallen van de gasdruk al verstrekkende veiligheidsrisico’s kan opleveren. Zoals figuur 6 aangeeft, leidt een verdringing op nationale schaal in het laagcalorische systeem van 25 mln m3/dag tot een niet leveringssituatie bij circa -16°C. Dit lijkt weinig dramatisch, maar komt toch overeen met statistisch gemiddelde van circa een uur per jaar. Teneinde misverstand te voorkomen dient hierbij nadrukkelijk te worden bedacht dat het genoemde gemiddelde niet hoeft te betekenen dat het wegvallen van de druk zich statistisch elk jaar zal voordoen; de druk kan ook minder frequent, maar voor langere duur wegvallen. Gezien het bovenstaande kan dit – nog afgezien van de daadwerkelijke veiligheidsrisico’s en economische kosten – in de perceptie van de mensen een dramatische verslechtering betekenen ten opzichte van de huidige situatie.

Figuur 6 Laagcalorisch (Groningen) gas curven (openbare voorzieningen)

capaciteit (hm3/d)

G-gas LDC's 2005

LDC-G-basis basis+5 basis+10 basis+15 basis+20 basis+25 transp. cap. N/Z

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

tijdfractie

Een bijkomend probleem van een stagnerende binnenlandse levering is dat van tevoren niet bekend is waar en wanneer de leveringsproblemen zich precies gaan voordoen. Pas op het moment dat de problemen zich openbaren, zal dus in de praktijk de beslissing moeten worden genomen welke groepen afnemers38 al dan niet worden afgesloten. Het is op voorhand niet te zeggen of dan alleen de grote industrie wordt afgesloten, alleen de openbare voorzieningen, of beide. Aangezien het gasnet in de meeste gevallen niet de mogelijkheid biedt specifieke afnemers af te sluiten zullen er, indien de openbare voorzieningen worden afgesloten, hele dorpen of stadswijken tegelijk moeten worden afgesloten. De hiervoor geschetste gevaren zouden dan dus niet voor een enkele woning, maar voor hele dorpen of stadswijken bestaan.

5.3

Mogelijkheden tot uitbreiding van de capaciteit van het net

In theorie zouden alle capaciteitsproblemen kunnen worden opgelost als door investeringen in het net onmiddellijk op elke denkbare behoefte aan extra netcapaciteit zou worden ingespeeld. Uiteraard zou zelfs dit geen korte termijn oplossing kunnen bieden, omdat er immers in de praktijk ten aanzien van investeringen in het

Immers, doordat er in Nederland weinig afsluiters zijn, gebeurt dit als regel door middel van het dichtdraaien van hoofdkranen. 38

44

gasnet sprake is van een ‘lead-time’ van enkele jaren.39 Dit betekent dat als er op dit moment capaciteitsproblemen zouden ontstaan, deze pas over enkele jaren kunnen zijn opgelost, en dan nog alleen als de vereiste investeringen inderdaad nu worden gedaan. Onder het huidige regime is het beleid inzake investeringsplanning van Gasunie er in feite op gericht om er voor te zorgen dat afnemers er op kunnen rekenen voldoende gas geleverd te krijgen. In de investeringsplanning gaat men als regel uit van continuering van de bestaande vraag in de toekomst, ook als deze vraag niet contractueel is vastgelegd. Als bijvoorbeeld een fabriek op dit moment jaarlijks een bepaald volume gas afneemt, gaat men er in de planning van uit dat dit op de langere termijn ook zo zal blijven, zelfs als de feitelijke informatie over de verwachte toekomstige afzet ontbreekt. Als Gasunie de verwachting heeft dat de gasvraag van de fabriek in dit voorbeeld zal gaan stijgen, wordt ook daar in de planning van uit gegaan. Met andere woorden, de afdeling van Gasunie verantwoordelijk voor de investeringen, unit A, tracht zich zo goed mogelijk te informeren over de afzetperspectieven – vooral op basis van gegevens van de units G en T – en vaart, gegeven de al dan niet beschikbare informatie, typisch een koers gericht op handhaving van de leveringszekerheid voor de traditionele afnemers. Als uit de beschikbare informatie volgt dat er naar verwachting ergens te weinig netcapaciteit beschikbaar zal zijn zal er dus, gegeven het streven naar leveringszekerheid, een positieve investeringsbeslissing genomen worden. Als de capaciteit ontoereikend is moeten er (dikkere) pijpleidingen worden bijgelegd, nieuwe compressorstations worden gebouwd, etc. Eén van de redenen waarom in het verleden dergelijke investeringen door Gasunie in principe altijd werden gedaan was dat Gasunie immers niet slechts aan het transport verdiende, maar vooral via de hierdoor ontstane extra gasafzet voor Gasunie. Als, gegeven de scheiding binnen Gasunie tussen handel en transport, dagbalancering, afschaffing van ‘declaration-of-contract’, contractduurverkorting of transporttariefstelling conform de DTe Richtlijnen 2001 zouden worden ingevoerd – elk of in combinatie, zoals in de scenario’s is verondersteld – kan dit niet zonder gevolgen blijven voor het door Gasunie te hanteren investeringsbeleid aangaande nieuwe infrastructuur. Met andere woorden, er kan niet automatisch van worden uitgegaan dat via investeringen, net als in het verleden, er altijd een voldoende mate van extra capaciteit gegarandeerd zal blijven. Ten eerste is er in het kader van het nieuwe regime al een scheiding aangebracht tussen de transport- en handelsactiviteiten van Gasunie, waardoor er als het ware twee gescheiden bedrijven zijn ontstaan, elk met een eigen bedrijfsdoelstelling. Investeringen in het netwerk kunnen in deze situatie enkel en alleen worden terugverdiend op basis van de geaccepteerde gastransporttarieven. Ten tweede impliceert de bovengenoemde scheiding dat unit A door de contractvoorwaarden onder het nieuwe regime geen ‘incentives’ meer hoeft te hebben om nieuwe investeringen in het net te doen, zelfs als dat uit hoofde van continuering van de leveringszekerheid wenselijk zou zijn. Volgens de DTe Richtlijnen (Art. 21) moeten de tarieven voor transport immers worden gebaseerd op “de economische kostprijs van de geleverde diensten, waarbij zowel operationele kosten als een redelijk rendement op het geïnvesteerde vermogen en afschrijvingen als kosten worden aangemerkt.” Het is op dit moment niet alleen onduidelijk hoe deze tariefvoorschriften zich in algemene zin verhouden tot de vereiste rentabiliteit van nieuwe investeringen in het net: kunnen de investeringskosten in algemene zin voldoende worden doorberekend in de tarieven? Bovendien is onduidelijk, voor zover van doorberekening in de tarieven sprake is, hoe deze doorberekening er zal kunnen uitzien. Het kan zijn dat dit zal geschieden op basis van tariefsaanpassingen voor het specifieke traject waarop de investering van toepassing is, voor de grotere regio waarin de investering plaatsvindt, of doordat de doorberekening drukt op de tarieven voor het gebruik van het hele nationale leidingenstelsel. Het punt is dat indien de investeringskosten alleen ‘lokaal’ mogen worden doorberekend, het over het algemeen veel moeilijker zal zijn om investeringen terug te verdienen (als dat überhaupt al zou lukken) dan in geval van bijvoorbeeld ‘nationale’ doorberekening. Een additioneel probleem, naast de genoemde onduidelijkheid over de mogelijkheid voor Gasunie om nieuwe investeringen door te berekenen in de transporttarieven, is het dilemma dat bij DTe zelf zou kunnen ontstaan 39

Deze lead-time kan gemakkelijk oplopen wanneer bijvoorbeeld sprake is van het doorkruisen van natuurgebieden; soms is de

45

waar zij zal moeten beslissen aan welke investeringsplannen van Gasunie zij goedkeuring verleent. Stel de Gasunie komt met een groot aantal investeringsplannen. Ruime goedkeuring door DTe zal dan via twee mechanismen de transportprijzen kunnen opdrijven. Immers, de investeringen zullen op de één of andere wijze – vermoedelijk nationaal – in de gastransporttarieven moeten worden versleuteld. Verder zal bij een grotere leidingcapaciteit gelden dat de bezettingsgraad per leiding daalt. Doordat het transporttarief is bepaald op basis van een negatief verband met de gemiddelde bezettingsgraad (zie de paradox vermeld onder 4.3) zullen de extra investeringen ook via dit mechanisme de nationale transportprijs opdrijven. Te verwachten valt dat dit ook bij DTe een zekere terughoudendheid ten aanzien van het goedkeuren van investeringen in het net zal bewerkstelligen. Ten derde wordt het – zoals in de scenario’s ook al is aangestipt – veel moeilijker voor unit A in te schatten welke capaciteit er in de toekomst nodig is, zelfs indien men actief zou trachten meer en betere informatie over de afzetperspectieven te krijgen dan voorheen. Deze grote onzekerheid kan, in combinatie met de bovengenoemde overwegingen, leiden tot een veel meer terughoudend investeringsbeleid van Gasunie dan onder het oude regime. Er zijn diverse redenen waarom het waarschijnlijk is dat de onzekerheid over terugverdienmogelijkheden van investeringen toeneemt: • De handel in gasstromen komt in steeds grotere mate in handen van derden; het is niet ondenkbaar dat het inmiddels opgetreden verlies in marktaandeel van Gasunie onder het nieuwe regime verder oploopt. Voor de informatie voor investeringsbeslissingen betekent dit een verdere verslechtering doordat de ‘shippers’ niet geneigd zijn (en er ook weinig reden toe hebben) om Gasunie te laten delen in de marktinformatie waarover zij beschikken. • Er ontstaan omleidingsstromen via het Nederlandse net door de in de scenario’s genoemde verplaatsing van transitostromen (vanuit Duitsland en mogelijk België). Omdat deze stromen vermoedelijk niet stabiel en daarmee moeilijk voorspelbaar zijn voor Gasunie, draagt ook dit bij aan de onzekerheid ten aanzien van de rentabiliteit van investeringen in het net. Een extra complicatie is dat, zoals in 2.2.3 werd opgemerkt, een deel van de omleidingsstromen vermoedelijk het gevolg zal zijn van het verschil in tempo van beleidswijziging tussen Nederland en de omringende landen. Zou men veronderstellen dat het beleid inzake gastransporttarieven op den duur weer zou convergeren, dan betekent dat dat de omleidingsstromen naar verwachting ook weer gaan afnemen. Het zal buitengewoon moeilijk zijn om in die situatie op verantwoorde wijze investeringsbeslissingen te nemen met een lange afschrijvingsperiode. • In geval van overschakeling van uur- op dagbalancering is de beschikbare leidingcapaciteit moeilijker te bepalen en daarmee de vereiste investeringen in extra capaciteit, doordat grillige patronen in in- en uitstroom gedurende de dag in feite leiden tot grillige patronen in de beschikbare leidingcapaciteit (zie ook 4.2 onder “De algemene gevolgen van het vervallen van de ‘declaration-of-contract’ eis en uurbalancering”). Ook deze regimewijziging zou de onzekerheid doen toenemen. • De DTe legt nu een contractduur van maximaal vijf jaar op.40 In de verleden ging Gasunie over het algemeen uit van een contractduur die meer overeenkwam met de economische levensduur van de leidingen, zodat over het algemeen aanzienlijk langjariger contracten resulteerden. De verkorting van de contractduur, in combinatie met het gehanteerde toewijzingsmechanisme, verkort niet alleen de horizon voor de afnemers, maar uiteraard ook voor unit A. • In geval van het wegvallen van de eis van ‘declaration-of-contract’ neemt de kans op speculatie toe, doordat geaccepteerde ‘shippers’ of handelaren in naam van die ‘shippers’ transportcapaciteit reserveren voor speculatieve doeleinden. Uiteraard zal het risico van misbruik van gereserveerde capaciteit toenemen naarmate het net voller zit. Voor zover dergelijke speculatie zich zal voordoen, verstoort dit niet alleen de informatievoorziening van unit A, maar vergroot het ook de onzekerheid over het daadwerkelijke gebruik van het net dat in de toekomst kan worden verwacht.

aanleg van een nieuwe gaspijp zelfs in het geheel niet mogelijk. 40 Artikel 36 van de Richtlijnen zegt hierover: “basisdiensten hebben een looptijd van maximaal vijf jaar. Langere contracten zullen worden beschouwd als afwijkingen op de basisdiensten.” Voor de verdere interpretatie van de basisdiensten zie ook de artikelen 68-79.

46

Kortom, alle in de scenario’s besproken beleidsaanpassingen hebben gemeen dat zij het voor unit A moeilijker maken om een goed en verantwoord beeld te krijgen van de omvang van de investeringsbehoefte ten aanzien van het net, van de rentabiliteit van die investeringen, en van de kans dat die rentabiliteit zal worden gerealiseerd. Door deze toename in onzekerheid over de in de toekomst benodigde capaciteit, kan het zo zijn dat Gasunie ofwel te ruim ofwel te krap investeert. Indien er onder het DTe regime te ruim wordt geïnvesteerd en Gasunie mag deze achteraf onnodige investeringen niet doorberekenen door middel van aanpassing van de tariefhoogte, leidt Gasunie transport economische schade. Gasunie zal dus als voorwaarde voor positieve investeringsbeslissingen altijd voldoende zekerheid moeten hebben dat de leidingen ook op langere termijn benut zullen worden en daardoor renderen. Dit impliceert dat het DTe beleid Gasunie in feite dwingt tot een toenemende terughoudendheid ten aanzien van investeringen in nieuwe leidingen en als gevolg daarvan een aantasting van het traditionele beleid gericht op leveringszekerheid. In verband daarmee moet niet worden vergeten dat Gasunie juridisch gezien niet verplicht is zodanig te investeren dat aan de totale capaciteitsvraag wordt voldaan.

5.4

Het ‘kleine-velden’ beleid

De juridische verplichting voor Gasunie om gas af te nemen uit de kleine velden is, anders dan het voorzien in voldoende transportcapaciteit, wel dwingend door de wet voorgeschreven. Om deze afname mogelijk te maken zijn meestal wel investeringen noodzakelijk. Een praktische complicatie is dat nieuwe investeringen bedoeld voor afname uit kleine velden voor andere doeleinden kunnen worden misbruikt. Als er een nieuw gasveld is gevonden, zal dit doorgaans al bij Gasunie bekend zijn voordat er daadwerkelijk aansluitcontracten zijn afgesloten. Anticiperend hierop zal Gasunie in de praktijk al eerder beginnen het bestaande netwerk eventueel uit te breiden. Echter, zolang er nog geen contract met de ‘kleine-velden’ producent is, moet deze extra capaciteit worden gereserveerd voor andere partijen (‘shippers’) indien die dat contractueel wel willen en kunnen vastleggen. Hierdoor kan er in de praktijk een aanzienlijke vertraging ontstaan in de afname van het ‘kleinevelden’ gas, waardoor de producent ervan aanzienlijke economische schade kan leiden. Dit probleem kan nog verergeren wanneer de exploitant bovendien slechts een inname contract krijgt voor een beperktere duur dan de exploitatieperiode, zonder dat de garantie kan worden gegeven dat dit contract na het aflopen ervan zal worden verlengd. Een en ander kan er vervolgens weer toe leiden dat investeringen in de kleine velden niet langer rendabel zijn en producenten uit Nederland vertrekken.41 Ook het Nederlandse ‘kleine-velden’ beleid en de daaraan gekoppelde voorzieningszekerheid op de lange termijn kan op deze manier door het nieuwe regime onder druk komen te staan. Op langere termijn bezien houdt dit in dat Nederland al eerder afhankelijk zal worden van gas dat zal moeten worden geïmporteerd uit politiek instabiele regio’s als het Midden-Oosten en Rusland.42 Niet alleen de politiek wenselijke zekerheid van de binnenlandse gasvoorziening is een argument om het ‘kleinevelden’ beleid zo goed mogelijk te blijven uitvoeren. Het is ook simpelweg een schadepost voor de Nederlandse economie naar de mate dat het aardgas uit de ‘kleine velden’ niet volledig wordt geëxploiteerd. In totaal zal er volgens de huidige officiële schattingen van Gasunie tot 2025 ruim 800 mld m3 aardgas uit de kleine velden komen, zo’n 350 mld daarvan is nog niet gecontracteerd (hierin inbegrepen zijn ook de nog niet aangetoonde reserves, de zogenaamde futures). Stel dat men (voorzichtig) zou veronderstellen dat, door de in de scenario’s geschetste problemen, 10% van deze nog niet gecontracteerde voorraad niet zou worden geëxploiteerd, doordat de producenten deze exploitatie – als gevolg van de genoemde vertragingen – niet meer rendabel zouden achten. Dat zou betekenen dat er zo’n 35 mld m3 aardgas in de grond blijft zitten. De maatschappelijke kosten daarvan zijn bij benadering berekend. In die berekening is een gasprijs verondersteld van 20 cent/m 3; dit is een voor deze studie veronderstelde gemiddelde inkoopprijs van aardgas. Daarnaast is in de berekening uitgegaan van een reële disconteringsvoet van 15% om de netto contante waarde uit te rekenen van het gas dat Gasunie in de toekomst had verwacht af te nemen. Deze 15% is de gebruikelijke disconteringsvoet in de olie- en gassector. Onder deze veronderstellingen bedraagt de netto contante waarde, en dus de schadepost voor de Nederlandse economie, zo’n f 1,25 mld. Veronderstelt men dat de genoemde hoeveelheid gas nu zal moeten worden geïmporteerd, dan betekent dit tevens een aanzienlijke verslechtering van de handelsbalans.

In een interview met het Nieuwsblad van het Noorden (16 december 2000) stelt NAM-directeur Ward, dat als de NAM gedwongen wordt van bepaalde locaties te vertrekken, dit een definitief einde van de gaswinning aldaar betekent. 42 Interessant om hierbij op te merken is het feit dat juist ten tijde van het schrijven van dit rapport een bodemprocedure is aangespannen tegen de Nederlandse staat vanwege de onverantwoorde snelheid waarmee de Nederlandse aardgasvoorraad wordt verkocht. Juist de voorzieningszekerheid op lange termijn is het argument dat in deze procedure wordt aangevoerd (Trouw, 8 januari 2001). 41

47

5.5

Speculatie en het gedrag van ‘shippers’

Speculatie op de gasmarkt In elke vrije markt bestaat het gevaar van speculatie door één of meerdere marktpartijen. Speculatie kan zich voordoen indien één grote of meerdere kleinere partijen in de markt over voldoende massa beschikt/beschikken om de prijs van een bepaald goed te manipuleren. Ervaring leert dat speculatie zich zelfs op de meest transparante en competitieve markten van tijd tot tijd voordoet, te denken valt bijvoorbeeld aan de valutamarkt en de grondstoffenmarkten. Op dit moment verbindt Gasunie aan het sluiten van transportcontracten de voorwaarde dat de ‘shipper’ een corresponderende leveringsverplichting heeft. In de toekomst zal – volgens de DTe Richtlijnen – deze voorwaarde moeten komen te vervallen. Hierdoor zal het gevaar voor speculatie in gas met behulp van gereserveerde transportcapaciteit toenemen. Vrijwel iedere willekeurige partij kan zich immers op deze markt begeven met als doel winstbejag door middel van manipulatie van de gasprijs. Zoals in 4.3 al werd opgemerkt is er in beginsel onder alle regimes een vaste prijs voor transportcapaciteit. Het valt in zo'n situatie niet uit te sluiten dat speculanten zoveel van de beschikbare transportcapaciteit voor een bepaald traject reserveren dat zij daarmee de gasprijs kunnen beïnvloeden. De praktijk in de Angelsaksische wereld waar de vrije gasmarkt min of meer is geëffectueerd heeft inmiddels uitgewezen dat het voor een speculerende ‘shipper’ vrij eenvoudig kan zijn om in te schatten waar schaarstesituaties zullen ontstaan. Het valt moeilijk in te zien waarom dat in de Nederlandse situatie anders zou zijn, al is het alleen maar omdat Gasunie volgens de Richtlijnen zou moeten publiceren hoeveel transportcapaciteit er beschikbaar is. Het paradoxale gegeven dat de kans op misbruik van marktmacht door de ‘shippers’ alleen maar vergroot, is dat de door Gasunie transport gevraagde prijs voor transportcapaciteit bij een agressief inkoopgedrag van de ‘shipper’ (waardoor schaarste dreigt) niet zal stijgen, maar door de berekeningsmethode eerder zal dalen (zie 4.3). Voor zover een schaarstesituatie voor een specifiek traject met succes wordt gecreëerd leidt dit in de praktijk ook tot een schaarste aan gas voor een gedeelte van het gebied dat via dat traject beleverd moet worden. Voor concurrenten – waaronder misschien ook Gasunie handel – die geen of niet voldoende capaciteit hebben gereserveerd is het dan niet meer mogelijk om afnemers rondom het traject te beleveren. Er zal dus veel meer vraag naar gas bestaan dan door de reguliere leveranciers geleverd kan worden. De speculant die wel capaciteit ingekocht heeft kan deze (monopolie)situatie uitbuiten door afnemers die nu zonder gas dreigen te komen zitten zeer hoge gasprijzen af te dwingen. Hierdoor kunnen er, anders dan tot nu toe en afgezien van fluctuaties op de gehele Nederlandse gasmarkt, grote prijsfluctuaties binnen Nederland ontstaan.43 Gedrag van ‘shippers’ en leveringszekerheid In de kabinetsnota “Publieke belangen en marktordening”44 wordt verondersteld dat indien consumenten keuzevrijheid hebben tussen verschillende leveranciers, de leveringszekerheid daarmee ook voldoende is gewaarborgd. Het is maar de vraag of deze veronderstelling inderdaad opgaat. De aanwezigheid van een groot aantal ‘shippers’ op de gasmarkt biedt in principe geen enkele garantie voor leveringszekerheid aangezien deze immers allen capaciteit moeten reserveren op hetzelfde leidingennet. Als ‘shippers’ afnemers beleveren die een sterk fluctuerende vraag hebben – zoals de nu nog beschermde kleine afnemers – en ze worden op een bepaald moment geconfronteerd met een hoge vraag, zullen ze om aan die vraag te voldoen in de praktijk meestal extra gas moeten inkopen. Stel dat ze dat gas in het VK kunnen inkopen, dan moet het nog wel naar de afnemer worden getransporteerd. Juist in geval van grote vraag zullen marktpartijen dus worden geconfronteerd met schaarste op het leidingennet. En juist dan is de kans het grootst dat het de ‘shippers’ niet lukt om het gas vanuit het VK bij de afnemer te krijgen. Als er, zoals in de VS en het VK, ook in Nederland ‘spotmarkten’ voor gas ontstaan zouden ‘shippers’ in principe extra gas in eigen land kunnen inkopen. De prijzen op de spotmarkt zullen echter ook weer afhangen van waar het gas wordt ingekocht. Op plaatsen waarnaar transportcapaciteit en dus ook het beschikbare gas zelf zeer schaars is kunnen hierdoor, door een accumulatie van factoren, extreem hoge spotmarktprijzen ontstaan. Minder goed contractueel ingedekte ‘shippers’ die met hun eigen middelen op korte termijn piekgas moeten inkopen tegen soms hoge prijzen, zullen naar verwachting dan om liquiditeits- en/of solvabiliteitsredenen vaak niet in staat zijn om hun klanten leveringszekerheid te bieden.45 Ter illustratie, op moment van schrijven (voorjaar Zulke prijsfluctuaties komen in de Verenigde Staten, waar de markt al gedereguleerd is, nu al voor. Terwijl op de Henry-Hub, een belangrijk transportknooppunt in Texas 68 ct/m 3 werd betaald (wat op zich al zeer hoog is; Gasunie vraagt circa 30 ct/m3), moest er in Californië 420 ct/m3 worden betaald (Gasunie methanet, eind 2000). 44 Kamerstukken II, 1999-2000, 27018, nr.1, Publieke belangen en marktordening, liberalisering en privatisering van netwerksectoren, p. 23. 45 Ervan uitgaande dat de afnemer de (extreem) hoge gasprijs niet wil en/of kan betalen. 43

48

2001) is bekend geworden dat de elektriciteitsbedrijven in Californië (zie Box 4) al op de rand van faillissement zijn gekomen, doordat ze tegen extreem hoge prijzen stroom moeten inkopen, terwijl de consumentenprijzen zijn bevroren. De energiebedrijven aldaar beweren dat ze binnen enkele weken geen middelen meer zullen hebben om stroom in te kopen als de huidige situatie gehandhaafd blijft.46

46

Reuters News Service, 1 januari 2001.

49

Literatuur DTe, 2000. Richtlijnen voor het jaar 2001 van de Directeur De, zoals bedoeld in artikel 13 en artikel 18 van de Gaswet, Den Haag. EC, 2000. Energy Markets: Trading opportunities and promotion of transparency in the internal gas market, European Commission Directorate-General for Transport and Energy, Energy Markets Limited (UK), Rambøll (Denmark). Eerste Kamer der Staten-Generaal, vergaderjaar 1999-2000. Regels omtrent het transport en de levering van gas (Gaswet). Gasunie, Blauwe Boek, Groningen . Gasunie, Gasunie Business Plan, Groningen. Künneke, R.W., M.J. Arentsen, A.M.P. Manders, L.A. Plettenburg, 1998. Marktwerking in de gasmarkt, Centrum voor Schone Technologie en Milieubeleid, Enschede. Linderhof, V., 2000. Household Demand for Energy, Water and the Collection of Waste: a Microeconometric Analysis, Amersfoort (academisch proefschrift). PHB Hagler Bailly ltd.,1999. Gas Carriage and Third Party Transmission Tariffs in Europe, UK. Richtlijn 98/30/EG van het Europees Parlement en de Raad van 22 juni 1998 betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor aardgas. The Economist, 2000. A shocking backlash, in The Economist, 26-8-2000, pp.51-52. Technisch Weekblad, 2000. Stroom schaars in Californië, in Technisch Weekblad, 6-9-2000, p.7. UCAN, 2000. The Deregulation Snafu in California and How to Fix it.

50

Annex I – Procedure toewijzing transportcapaciteit De procedure voor een ‘shipper’ om capaciteit op het gastransportnetwerk te verkrijgen begint met de aanvraag voor transportvoorwaarden bij unit T als gas van derden wordt gekocht, of bij unit G als gas van Gasunie wordt gekocht. In de aanvraag voor transportvoorwaarden geeft de ‘shipper’ de wensen op de volgende punten aan: • aan- en afleverpunt; • transportcapaciteit; • kwaliteitsconversie; • uurflexibiliteit; • opslag; • andere diensten: back-up, loadfactorconversie, ACQ-flexibiliteit, incidentele capaciteit; • aanvangsdatum en looptijd. De unit T dan wel de unit G geeft de aanvraag met de bijbehorende informatie weer door aan de unit A. Door unit A wordt vervolgens bepaald of voldoende transportcapaciteit beschikbaar is. Dit gebeurt op basis van reeds gecontracteerde capaciteiten; er wordt geen rekening gehouden met nog niet behandelde aanvragen. Unit A kan randvoorwaarden bepalen waaronder het transport kan plaatsvinden wat betreft bijvoorbeeld de afleverdruk en de kwaliteit van het gas. Unit A geeft aan de units T of G aan of de transportcapaciteit beschikbaar is. Daarna worden door deze units de transportvoorwaarden voor de ‘shipper’ opgesteld. Aan die voorwaarden kunnen nog geen rechten worden ontleend. Bij deze voorwaarden wordt onder andere vermeld wat de randvoorwaarden voor het transport zijn, wat de tarieven zijn en wat de geldigheidsduur van de tarieven en algemene voorwaarden is. Gasunie geeft via internet algemene informatie over de beschikbaarheid van transport door het Gasunie leidingnetwerk. Hieruit kunnen ‘shippers’ afleiden of de door hen gevraagde capaciteit beschikbaar is. ‘Shippers’ die op de hoogte zijn van alle randvoorwaarden kunnen de hiervoor beschreven aanvraag voor transportvoorwaarden overslaan en direct overgaan tot het vastleggen van de transportcapaciteit. Bij het daadwerkelijke bestellen van de transportcapaciteit meldt de ‘shipper’ aan unit T of unit G akkoord te gaan met de transportvoorwaarden. Hierbij moet ook worden aangegeven wat er moet gebeuren als de gewenste transportcapaciteit niet beschikbaar is. In dat geval kan worden gekozen voor helemaal geen transportcapaciteit, de maximaal beschikbare transportcapaciteit of voor een bepaalde, lagere transportcapaciteit. Het moment van ontvangst van de bestelling bij de unit A is van belang voor het toewijzen van de capaciteit. Dit gebeurt volgens het principe “wie het eerst komt, het eerst maalt”. Hierbij doet het er niet toe via welke unit de bestelling is binnengekomen. Het bestellen van capaciteit mag alleen als er op het moment van bestellen ook daadwerkelijk een leveringscontract is. De ‘shipper’ moet dat schriftelijk verklaren: de zogenaamde eis van ‘declaration-of-contract’. Zodra unit A heeft bepaald of de capaciteit beschikbaar is wordt dit bekend gemaakt aan unit T of G. Bij het behandelen van volgende aanvragen wordt rekening gehouden met de verminderde capaciteit die nu beschikbaar is. De vermindering van de beschikbare transportcapaciteit wordt ook via het internet bekend gemaakt, zodat andere ‘shippers’ daar rekening mee kunnen houden. Na de bevestiging van de bestelling van capaciteit door unit T of unit G wordt het officiële contract opgesteld en ondertekend.

51

Annex II – Aanpassing transporttarieven De tarieven die door Gasunie worden gehanteerd voor het leveren van diensten, worden elk jaar gedeeltelijk aangepast aan de consumentenprijsindex. De waarde waarmee het standaardtarief elk jaar wordt vermenigvuldigd, wordt als volgt berekend: [0,75 + (0,25 * I1/I0)]. I = de waarde van de consumentenprijsindex zoals gepubliceerd door het CBS in tabel 1.2 van “De maandstatistiek van de prijzen”, reeks “Alle huishoudens, afgeleid, basis 1995 = 100”. I0 = het rekenkundig gemiddelde, afgerond op één (1) decimaal, van de waarden van I voor de twaalf (12) maanden in de periode juli 1995 tot en met juni 1996, zijnde 100,4. I1 = het rekenkundig gemiddelde, afgerond op één (1) decimaal, van de waarden van I voor de twaalf (12) maanden onmiddellijk voorafgaand aan de drie (3) maanden onmiddellijk voorafgaand aan 1 januari van het jaar waarop het tarief betrekking heeft. In 2000 bedraagt I1 106,5.

52