Verkenning naar de voorzieningsen leveringszekerheid van de Nederlandse gasvoorziening in de periode tot 2020 J. de Joode (ECN) F. Touber (TC Energy Projects)
ECN-E--08-049
Juli 2008
Verantwoording Dit onderzoek is gefinancierd door het Ministerie van Economische Zaken (EZ) middels de jaarlijkse onderzoeksbijdrage aan Energieonderzoek Centrum Nederland (ECN). Bij de uitvoering van de studie hebben Wim van ‘t Hof en Gerard van Dijk namens EZ opgetreden als klankbord. Binnen ECN heeft Martin Scheepers deze rol vervuld. Bij de totstandkoming van dit rapport is dankbaar gebruik gemaakt van de visie en commentaar van een aantal personen waarmee gesprekken zijn gevoerd. Het gaat daarbij om Gijsbert Zwart (CPB), Ton den Bieman en Wouter Visser (beiden Essent), Evert den Boer en Laetitia Ouillet (beiden Nuon), Martien Visser (Gasunie), Geert Greving (GasTerra), en Bart Bartelds (Corus). Verder danken wij Wouter Wetzels en Martin Scheepers (beiden ECN) voor hun commentaar op een eerdere versie van dit rapport. De verantwoordelijkheid voor de inhoud van deze studie ligt volledig bij ECN. Deze studie is uitgevoerd onder projectnummer 7.7931. Voor verdere informatie over dit project kunt u contact opnemen met Jeroen de Joode (
[email protected] / +31 224 568250) of Floor Touber (TC Energy Projects,
[email protected] / +34 96 649 7925).
Abstract This study explores the gas security of supply position of the Netherlands. More specifically, the focus is on the ability of the Dutch gas system to deal with peak gas demand and gas supply interruptions. We first quantitatively assess the peak demand and supply capacity situation for the Netherlands and then assess the different options available to market actors to cover gas demand in the short run. Furthermore, the study includes a limited market consultation on the issue at stake. Based on our findings we draft a number of policy recommendations aimed at improving the Dutch gas security of supply position.
2
ECN-E--08-049
Inhoud Lijst van tabellen
5
Lijst van figuren
5
Lijst van afkortingen
6
Lijst van afkortingen
6
Samenvatting S.1 Probleembeschrijving S.2 Definiëring van voorzienings- en leveringszekerheid S.3 Ontwikkeling capaciteit in Nederland S.4 Beschikbaarheid korte-termijn leveringszekerheidsopties S.5 Aanbevelingen ter bevordering van de leverings- en voorzieningszekerheid
7 7 8 9 10
1.
Inleiding 1.1 Doelstelling, aanpak en afbakening 1.1.1 Doelstelling 1.1.2 Onderzoeksaanpak 1.1.3 Afbakening 1.2 Leeswijzer
14 15 15 16 16 16
2.
Definiëring van voorzienings- en leveringzekerheid 2.1 Introductie 2.2 Categorisering van voorzienings- en leveringszekerheidsaspecten 2.2.1 Dimensie 1: Voorzienings- en leveringszekerheid en technische aspecten 2.2.2 Dimensie 2: Voorzienings- en leveringszekerheid en economisch/institutionele aspecten 2.2.3 Dimensie 3: Voorzieningszekerheid en (geo)politieke aspecten 2.3 Voorzienings- en leveringszekerheid in deze studie
18 18 18
20 21 21
3.
Ontwikkeling piekcapaciteit in Nederland 3.1 Introductie 3.2 Ontwikkeling van piekvraag naar gas 3.2.1 Binnenlandse piekvraag 3.2.2 Piekvraag in het buitenland 3.3 Capaciteitsontwikkeling Nederlandse gasproductie 3.3.1 Groningen 3.3.2 Kleine velden 3.4 Capaciteitsontwikkeling import 3.4.1 Import via pijpleidingen 3.4.2 Import via LNG 3.5 Capaciteitsontwikkeling gasopslag 3.6 Gasvraag en -aanbod in de piek 3.7 Gaskwaliteit en conversiecapaciteit 3.8 Reflectie op basis van consultatie marktpartijen 3.9 Conclusies
23 23 24 24 27 29 29 31 33 33 34 35 36 37 39 40
4.
Beschikbaarheid van leveringszekerheidsopties 4.1 Beschikbaarheid van Nederlandse gasproductie 4.2 Beschikbaarheid van importen 4.2.1 Beschikbaarheid import via pijpleidingen 4.2.2 Beschikbaarheid LNG-terminals 4.3 Beschikbaarheid van gasopslag
42 43 44 44 45 47
ECN-E--08-049
11
20
3
4.4 4.5 4.6 4.7 4.8 4.9 4.10 5.
49 49 50 51 52 53 54
Enkele aanbevelingen ter bevordering van voorzienings- en leveringszekerheid 5.1 Verbeterd functioneren van de markt 5.2 Groningenplafond en leveringszekerheid 5.3 Integrale rapportage leverings- en voorzieningszekerheid 5.4 Leverings- en voorzieningszekerheidspositie vergunninghouders
Referenties
4
Handelsplatforms Gascontracten: overdimensionering en force majeure Vraagrespons: afschakelbare contracten en substitutie Strategische reserve Supplier of last resort Rol van onbalansmarkt Samenvatting
57 57 57 59 60 62
ECN-E--08-049
Lijst van tabellen Tabel S.1 Tabel 2.1 Tabel 3.1 Tabel 3.2 Tabel 3.3 Tabel 4.1 Tabel 4.2 Tabel 4.3
Categorisering van voorzieningszekerheid en leveringszekerheidsaspecten geïllustreerd met enkele voorbeelden Categorisering van voorzieningszekerheid en leveringszekerheidsaspecten geïllustreerd met enkele voorbeelden Projecties voor de gemiddelde dagelijkse gasvraag in Nederland in periode tot 2020 Overzicht van initiatieven in Nederland ten aanzien van de ontwikkeling van LNG-aanlanding Karakteristieken van gasopslagfaciliteiten aangesloten op het Nederlandse gastransportnetwerk Opties voor leveringszekerheid Overzicht van initiatieven in Nederland ten aanzien van de ontwikkeling van LNG-aanlanding Eigendomsverhoudingen van bestaande gasopslag faciliteiten en nieuwe gasopslaginitiatieven
8 19 26 35 35 42 46 48
Lijst van figuren Figuur 2.1 Hypothetische duurlastkromme voor Nederlandse gasmarktsituatie Figuur 3.1 Consumptie van aardgas in Nederland 1960-2005 Figuur 3.2 Historische ontwikkeling van de gemiddelde dagelijkse gasvraag en de theoretische piekvraag naar gas Figuur 3.3 Projecties voor de gemiddelde dagelijkse gasvraag in Nederland in periode tot 2020 Figuur 3.4 Projecties voor de theoretische piek in gasvraag in Nederland in periode tot 2020 Figuur 3.5 Historische ontwikkeling van Nederlandse gasexport Figuur 3.6 Realisatie en projectie van gasexport uit Nederland in periode tot 2020 Figuur 3.7 Productieprofiel van Groningen Figuur 3.8 Projecties voor de ontwikkeling van de piekcapaciteit van het Groningergasveld Figuur 3.9 Projectie voor gemiddelde en maximale dagelijkse gasproductie uit kleine velden tot 2020 Figuur 3.10 Gemiddelde dagelijkse import van gas in de periode 1999-2006 Figuur 3.11 Gemiddelde en maximale dagelijkse gasimport in de periode 1999 tot 2006 en de verwachte importcapaciteit tot 2014 Figuur 3.12 Overzicht van de ontwikkeling van maximale piekcapaciteit in Nederland geconfronteerd met (theoretische) piekvraag Figuur 3.13 Overzicht van verschillende soorten gas in het Nederlandse gas transport netwerk Figuur 4.1 Vereenvoudigde weergave van elementen in gasleveringscontract
ECN-E--08-049
22 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 36 38 50
5
Lijst van afkortingen APX
Amsterdam Power Exchange
BERR
Department for Business, Enterprise and Regulatory Reform
CBS
Centraal Bureau voor de Statistiek
CPB
Centraal Plan Bureau
DTe
Directie Toezicht energie
DTI
Department for Trade and Industry
EBN
Energie Beheer Nederland
EC
Europese Commissie
EU
Europese Unie
ECN
Energieonderzoek Centrum Nederland
EZ
Ministerie van Economische Zaken
GOS
Gas ontvangst station
GTS
GasTransportServices
IEA
International Energy Agency
KCD
Kwaliteits- en Capaciteitsdocument
LNG
Liquified Natural Gas
NAM
Nederlandse Aardolie Maatschappij
NMa
Nederlandse Mededingingsautoriteit
PSO
Public Service Obligation
SOLR
Supplier of last resort
TTF
Title Transfer Facility
UIOLI
Use-it or lose-it
WKK
Warmtekracht Koppeling
6
ECN-E--08-049
Samenvatting S.1
Probleembeschrijving
De Nederlandse gasvoorziening heeft te maken met een aantal belangrijke ontwikkelingen die gevolgen hebben voor de voorzienings- en leveringszekerheidspositie. Dit zijn onder meer: 1) Een verdergaande depletie van het Groningenreservoir. 2) Een grotere rol voor de import van gas als gevolg van de naderende depletie van de gehele Nederlandse gasreserve. 3) Een toenemend aandeel in de totale Nederlandse gaslevering van organisaties/landen gevestigd buiten de Europese Unie (EU). 4) Veranderingen in de vraag naar gas en de bijbehorende vraag naar capaciteit om dit gas op flexibele wijze te leveren. Verdere productie van het Groningenveld brengt met zich mee dat de capaciteit om de productie op korte termijn (bijvoorbeeld op dagbasis) aan te passen in het geval dat een plotselinge interruptie in aanbod of een piek in gasvraag optreden afneemt. Dit leidt ertoe dat, bij een gelijkblijvende behoefte aan dergelijke capaciteit, het noodzakelijk is om alternatieven te ontwikkelen. Met het dichterbij komen van depletie van de gehele Nederlandse gasreserve neemt ook de importafhankelijkheid toe: een groter deel van de Nederlandse gasbehoefte zal in de komende jaren moeten worden geïmporteerd. De verschuiving van eigen productie naar gasimport kan een geringere controle over de daadwerkelijke levering van gas betekenen. Gegeven de distributie van gasreserves wereldwijd zal aanvoer van gas plaatsvinden uit verder weg gelegen landen (d.w.z. buiten de EU). In deze landen is vaak een andere marktordening van toepassing en geldt dat niet alleen economische belangen, maar ook geopolitieke overwegingen die op enig moment leidend kunnen zijn in operationele beslissingen ten aanzien van gaslevering. Het (gepercipieerde) risico ten aanzien van vermindering of onderbreking van gasleveringen uit het buitenland zal door marktpartijen in de EU hoger worden geschat. De vraag naar voorzieningen die nodig zijn om mogelijke reducties of interrupties in de gaslevering op te vangen neemt hierdoor toe. Hoewel omgeven door een aantal onzekerheden is te verwachten dat in de periode tot aan 2020 de gehele Nederlandse vraag naar gas verder toeneemt. Afhankelijk van de plaats waar deze groei in vraag wordt gerealiseerd (elektriciteitssector, kleinverbruikerssector, industriële sector) zal ook de behoefte aan capaciteit die flexibele gaslevering mogelijk maakt toenemen. De verandering in de vraag naar gas is vooral afhankelijk van ontwikkelingen in de elektriciteitssector De vraag is nu of in een veranderende Nederlandse gasvoorziening nog steeds een voldoende niveau aan voorzienings- en leveringszekerheid wordt gewaarborgd. In dit verkennende onderzoek is gekeken naar de leveringszekerheidssituatie op de Nederlandse gasmarkt in de periode tot 2020, waarbij de onderzoeksvraag luidde: “Leiden, op middellange termijn (tot medio 2020), de veranderende omstandigheden tot een toename van het risico dat op korte termijn onvoldoende gas beschikbaar is of niet kan worden geleverd? Indien het risico inderdaad toeneemt, wat zijn de mogelijkheden om de leveringszekerheid te verbeteren?” Deze hoofdvraag leidt tot twee deelvragen. Ten eerste: Is of komt er, uitgaande van bestaand kader van wet- en regelgeving, in de genoemde periode voldoende capaciteit beschikbaar om op ECN-E--08-049
7
momenten van piekvraag of interrupties in gaslevering een voldoende niveau aan zekerheid te bieden ten aanzien van gasconsumptie? Ten tweede: indien de benodigde capaciteit inderdaad voorhanden is, is er, wederom uitgaande van bestaand kader van wet- en regelgeving, dan ook voldoende gas voorhanden? Kortom: is er genoeg capaciteit en is er genoeg commodity?
S.2
Definiëring van voorzienings- en leveringszekerheid
De begrippen voorzieningszekerheid en leveringszekerheid zijn lastig te definiëren en omvatten een aantal dimensies en aspecten. Om eenduidig aan te kunnen geven waar in dit onderzoek over wordt gesproken, is getracht de verschillende dimensies en aspecten te vatten in onderstaande tabel. Deze tabel dient ter illustratie van het brede scala aan voorzienings- en leveringszekerheidsaspecten en dient zeker niet gezien te worden als uitputtende opsomming van mogelijke voorzienings- en leveringszekerheidsproblemen. Tabel S.1 Categorisering van voorzieningszekerheid en leveringszekerheidsaspecten geïllustreerd met enkele voorbeelden Dimensie Capaciteit Commodity 1. Technisch
Korte termijn
Lange termijn
Korte termijn
Lange termijn
(Leveringszekerheid)
(Voorzieningszekerheid)
(Leveringszekerheid)
(Voorzieningszekerheid)
- Malfunctionerende assets (b.v. compressoren, verdeelstations)
2. Economisch/ - Beschikbaarheid van institutioneel capaciteit (contracten: use-it-or-sell-it, useit-or-lose-it bepalingen) 3. (Geo) politiek
-Verschil in gaskwaliteit
- Te weinig investeringen (prikkels)
- Investeringen in infrastructuur als politiek instrument
- Depletie van gasreserves - Beschikbaar komen van nieuwe reserves door exploratie - Prijspieken a.g.v - Te weinig slecht functionerende investeringen markt (b.v. door (prikkels) marktdominantie) - Faillissement van gasleverancier - Gastoevoer als - Productiepolitiek instrument beperkingen (bv. (GASPEC1) Contractonderhandelin gen Gazprom met buurlanden)
In de eerste plaats wordt een onderscheid gemaakt naar de beschikbaarheid van capaciteit enerzijds, en de beschikbaarheid van de commodity (de moleculen) anderzijds. Het beschikken over voldoende aanvoercapaciteit geeft geen garantie dat er ook daadwerkelijk voldoende gas beschikbaar komt via deze infrastructuur. Het begrip capaciteit zoals ook gebruikt in de tabel moet breed worden gezien. We doelen hier op de capaciteit om op een zeker moment of over een bepaalde periode te kunnen voorzien in de (piek)vraag. Het kan concreet gaan om bijvoorbeeld productiecapaciteit, transportcapaciteit en opslagcapaciteit. Een voldoende hoeveelheid gas in een gasreservoir geeft geen garantie dat het gas kan worden geleverd aan een bepaalde markt op een zeker moment: de capaciteit hiervoor mag niet ontbreken. In de tweede plaats wordt een onderscheid gemaakt naar de termijn waarop een beschikbaarheidsprobleem zich kan voordoen: op korte of lange termijn. Hierbij definiëren wij problemen met betrekking tot de beschikbaarheid van capaciteit en/of gas op de korte termijn als leverings-
1
8
In de afgelopen jaren hebben verschillende grote gasproducerende landen (van buiten de EU) bijeenkomsten belegd om te spreken over gasmarktontwikkelingen. Er bestaat de angst dat deze bijeenkomsten op termijn kunnen leiden tot het ontstaan van een kartel op de gasmarkt. Er wordt in dit verband de term GASPEC gebruikt, naar analogie met het bestaande oliemarktkartel OPEC.
ECN-E--08-049
zekerheidsproblemen en de beschikbaarheid van capaciteit en/of gas op de lange termijn als voorzieningszekerheidsproblemen. In de derde plaats kan een onderscheid worden gemaakt naar de aard van het probleem. Deze kan technisch (fysiek), economisch, of (geo)politiek van aard zijn. De technische, economische en politieke aspecten komen samen in de betrouwbaarheid van gasvoorziening en levering. Het gas kan in principe beschikbaar zijn, evenals de benodigde capaciteit om deze van A naar B te brengen, en de levering kan contractueel vastgelegd zijn. Toch kunnen calamiteiten - onvolkomenheden in techniek en logistiek, in het marktmechanisme of in politieke verhoudingen - een voorziening of levering van gas in de weg staan. Hieronder wordt kort ingegaan op deze drie dimensies. In deze verkennende studie hebben wij gekeken naar problemen ten aanzien van de capaciteitsontwikkeling op de lange termijn enerzijds, en de korte-termijn beschikbaarheid van capaciteit en commodity anderzijds. De eerste categorie bestempelen wij als voorzieningszekerheid en de tweede als leveringszekerheid. Met capaciteit wordt gerefereerd aan de totale in het Nederlandse gassysteem aanwezige capaciteit die bijdraagt aan het voorzien in de (piek)vraag op enig moment in de tijd. Hierbij behoren onder meer productiecapaciteit, transportcapaciteit en opslagcapaciteit.
S.3
Ontwikkeling capaciteit in Nederland
Een kwantitatieve analyse bevestigd dat de Nederlandse voorzienings- en leveringszekerheidspositie voor gas onder druk staat. De volgende ontwikkelingen dragen daartoe bij: • De capaciteit van de Nederlandse gasvoorziening om op korte termijn te reageren op een onevenwichtigheid in vraag- en aanbodverhoudingen neemt ceteris paribus af met de depletie van het Groningenveld. • De ontwikkeling van de Nederlandse gasvraag lijkt, op basis van aangehaalde scenariostudies, onzeker. Terwijl de gasvraag bij huishoudens en de industriële sector gelijk blijft of zelfs licht afneemt kan vooral de gasvraag in de elektriciteitssector, afhankelijk van de ontwikkeling van elektriciteits- en gasprijzen en de prijs voor CO2-emissierechten, flink toenemen. • De vraag naar gas (en de behoefte aan flexibiliteit) in het buitenland neemt toe, wat betekent dat rekening moet worden gehouden met het feit dat het buitenland vaker een beroep zou kunnen doen op de flexibele capaciteit die in Nederland aanwezig is. Dit impliceert dat Nederland, ook wat betreft flexibiliteit, meer en meer afhankelijk kan worden van (ontwikkelingen in) het buitenland. • Per saldo geldt dat door de afnemende flexibele capaciteit van eigen gasproductie Nederland meer en meer afhankelijk zal worden van flexibele capaciteit geleverd door gasopslagfaciliteiten. Op momenten van een onbalans in vraag- en aanbod zal gasopslag in toenemende mate een spil gaan vervullen in de pieklevering van gas. De resultaten van de kwantitatieve analyse naar de ontwikkeling van piekcapaciteit kunnen geen definitief uitsluitsel geven op de vraag of de capaciteit benodigd voor een voldoende leveringszekerheidsniveau in de periode tot 2020 gewaarborgd is. Niettemin levert de analyse een aantal nuttige en belangrijke inzichten op. • Het aandeel van het Groningenveld in de voorziening van piekcapaciteit op de Nederlandse gasmarkt is op dit moment erg groot, terwijl er slechts beperkte informatie beschikbaar is ten aanzien van de ontwikkeling van deze capaciteit in de komende 10 tot 15 jaar. Dit is een probleem in de zin dat het marktpartijen die potentieel geïnteresseerd zijn in de ontwikkeling van alternatieven (zoals opslagcapaciteit) een incompleet beeld geeft van de toekomstige piekleveringssituatie in Nederland, en de waarde van hun investering hierin. • Een toename in import- en transitstromen in combinatie met de bestaande export, zorgt ervoor dat de werkelijke leveringszekerheidssituatie zich lastig laat schatten. Een toename in
ECN-E--08-049
9
de import van gas uit Rusland is bijvoorbeeld ook afhankelijk van uitbreidingsinvesteringen in het Duitse gastransportnetwerk. De toenemende integratie in de Noordwest Europese gasmarkt wordt beschouwd als een goede zaak als het gaat om de robuustheid van het transportnetwerk om problemen in de levering van gas te accommoderen, maar het brengt ook extra onzekerheid: wat is de werkelijke flexibiliteit van import-, transit- en exportstromen op de momenten dat de gasmarkt om flexibiliteit verlegen zit? In hoeverre liggen gasstromen contractueel vast? Hier is weinig over bekend. Over het algemeen wordt slechts aangenomen dat het aantrekken van meer (transit)stromen een gunstig effect heeft op de voorzieningszekerheid van een (transit)land. Maar is dat ook zo? Niet per definitie: gasstromen door Nederland kunnen niet worden beschouwd als zijnde exclusief bestemd voor Nederlands gasverbruik. • De ontwikkeling van één of meerdere LNG-aanlandingsterminals geeft theoretisch gezien een flinke impuls aan de totale piekleveringscapaciteit aanwezig in de Nederlandse markt, maar de maximale inzet is afhankelijk van de hoeveelheid gas aanwezig in de terminal op het moment dat een piek in de vraag of een interruptie in het aanbod zich voordoet. Het is daarom maar de vraag in hoeverre LNG-piekcapaciteit écht tot de hoeveelheid piekcapaciteit mag worden gerekend. Ten aanzien van de ontwikkeling van piekcapaciteit in de periode tot 2020 en de hieruit voortvloeiende behoefte aan nieuwe investeringen blijken geconsulteerde marktpartijen twee belangrijke zorgen te hebben. • Onzekerheid over de werkelijke piekcapaciteit en piekcapaciteitsontwikkeling van het Groningenveld in de bovengenoemde periode brengt risico’s met zich mee als het gaat om investeringen in alternatieven. Hier speelt onzekerheid betreffende een eventuele toekomstige productierestrictie een rol en het bestaan van informatieasymmetrie tussen de beheerder van het Groningenveld en marktspelers met eigen flexibiliteitsalternatieven. • Investeringsrisico’s voortvloeiende uit onzekere toekomstige marktprijzen: enerzijds is de markt voor forwardcontracten zeer dun (en dus waarschijnlijk in beperkte mate marktreflectief), anderzijds geeft het naast elkaar bestaan van twee gasprijzen aanleiding tot onzekerheid (de olieprijsgerelateerde GasTerra prijsformules en de TTF/APX-prijzen).
S.4
Beschikbaarheid korte-termijn leveringszekerheidsopties
In deze verkennende studie is een aantal opties op een rij gezet dat kan voorzien in de benodigde korte-termijn flexibiliteit voor de Nederlandse gasvoorziening: • De flexibiliteit in binnenlandse productie blijft de belangrijkste flexibiliteitsoptie in de nabije toekomst, maar de onzekerheid aangaande de werkelijke fysieke capaciteit kan als een rem werken op het beschikbaar komen van alternatieven. • Gasimport via LNG-aanlanding kan slechts in beperkte mate bijdragen aan korte-termijn leveringszekerheid. Voor een groot deel van de tijd zullen deze terminals niet maximaal gas in het netwerk kunnen injecteren en voor een deel ligt het gas vast in lange-termijn contracten, waarbij onduidelijk is in hoeverre deze ter beschikking komt voor de Nederlandse markt in tijden van extreme vraag of interrupties in aanbod. In die zin zijn LNG-importen slechts een beperkte optie. • De Nederlandse Aardolie Maatschappij (NAM) heeft het overgrote deel van de Nederlandse gasopslagcapaciteit in haar bezit. Alhoewel deze capaciteit formeel gezien ook toegankelijk is voor derden is de facto slechts een zeer beperkte volume beschikbaar voor derden. De capaciteit wordt voor langere termijn geboekt ten behoeve van de accommodatie van kleine velden gas en de balancering van het transportnetwerk. Of deze aanwending van bestaande opslagcapaciteit, die ook als een belemmering fungeert voor het tot stand komen van een goed functionerende, concurrerende flexibiliteitsmarkt, als optimaal kan worden beschouwd vanuit macroperspectief is maar de vraag. Door veranderende omstandigheden (leger raken van Groningen en kleine velden) zou het nuttig zijn om huidige contractuele arrangementen rond de opslagfaciliteiten opnieuw te evalueren.
10
ECN-E--08-049
• Flexibiliteitsclausules zorgen op dit moment voor een redelijk niveau aan korte-termijn leveringszekerheid. Voor de toekomst is het de vraag in hoeverre (nieuwe) producten op handelsplatforms deze contractuele flexibiliteit zouden kunnen vervangen. Een goed ontwikkeld gashandelplatform wordt gekenmerkt door een hoge liquiditeit en een breed scala aan handelsproducten. Onder de huidige omstandigheden waarin de totale handel via het handelsplatform een nog gering aandeel heeft in de totale gashandel (beperkte liquiditeit) en een relatief beperkt aantal deelnemers2 actief is zal verdieping van het aanbod van marktproducten niet automatisch plaats hebben. • Het is onbekend hoe groot het potentieel aan vraagresponse op dit moment is, en hoe dit zich zou kunnen ontwikkelen in de (nabije)toekomst. Feit is dat er afschakelbare contracten worden afgesloten door leveranciers en grootverbruikers. Een eerste stap naar een voldoende marktgebaseerde waardering van deze optie in het leveringszekerheidsvraagstuk is de ontwikkeling van een voldoende aantal flexibiliteitsproducten op het handelsplatform. • Nut en noodzaak van het instellen van een (inter)nationale strategische gasreserve á la de strategische olievoorraden wordt op dit moment onderzocht door de Europese Commissie. Voor de Nederlandse situatie geldt dat, zolang het Groningenveld beschikbaar is, wij al een strategische reserve tot onze beschikking hebben. • Voor Nederland is GTS aangewezen als supplier of last resort (SOLR) voor het kleinverbruikerssegment (zie Besluit Leveringszekerheid Gaswet, Staatscourant 2004 (170)). Grootverbruikers kennen een dergelijke voorziening niet. Uit contacten met grootverbruikers blijkt echter dat zij veelal veronderstellen dat, zoals in vroegere tijden, GasTerra deze rol nog heeft. Het besef dat men zelf verantwoordelijk is voor de zekerstelling van gasverbruik onder extreme omstandigheden lijkt nog niet goed doorgedrongen. Verklaringen hiervoor lijken het gebrek aan informatie en overzicht ten aanzien van de leveringszekerheidspositie in Nederland en de lastig te bepalen kans waartegen een leveringszekerheidsprobleem zich voor zou kunnen doen. • Centraal element in het garanderen van de leveringszekerheid in de Nederlandse gasvoorziening is de waarde en tijdigheid van sturingsinformatie ten aanzien van onbalanssituaties. Idealiter geeft een onbalansmarkt een marktreflectief signaal voor de inzet van flexibiliteitsopties door de verschillende marktactoren.
S.5
Aanbevelingen ter bevordering van de leverings- en voorzieningszekerheid
Op basis van de in deze verkennende studie uitgevoerde analyse kunnen verschillende aanbevelingen worden gedaan ten aanzien van een verbetering van de Nederlandse voorzienings- en leveringszekerheidssituatie. Deze verbeteringen behelzen: • Een verbetering van het functioneren van de markt. • De rol van het productieplafond voor het Groningenveld in de leveringszekerheidssituatie. • Een integrale rapportage over de voorzienings- en leveringszekerheidssituatie in Nederland. • Een monitoring van de leverings- en voorzieningszekerheidspositie van vergunninghouders.
Verbetering van het functioneren van de markt In de eerste plaats is de Nederlandse voorzienings- en leveringszekerheidssituatie gebaat bij een spoedige ontwikkeling naar een transparante, concurrerende markt die marktpartijen voorziet van de juiste prijssignalen voor ontwikkeling van nieuwe assets. Dit betekent onder meer dat alle marktactoren in staat moeten worden gesteld om onder volledige informatiesymmetrie actief te zijn op de verschillende deelmarkten (groothandelsmarkt, onbalansmarkt, flexibiliteitsmarkt) met marktreflectieve prijssignalen en zonder geconfronteerd te worden met marktdominantie. In dit licht moeten aangekondigde maatregelen ten aanzien van onder meer het instellen
2
Relatief ten opzichte van goed ontwikkelde handelsplatforms zoals the Net Balancing Point (NBP) in het Verenigd Koninkrijk, en Henry Hub in de Verenigde Staten.
ECN-E--08-049
11
van een marktgebaseerde onbalansmarkt3 en het afschaffen van gasleveringen op GOS teneinde TTF ontwikkeling te bevorderen positief verwelkomd worden. Echter, op een aantal punten zou verder actie moeten worden ondernomen: • Het opnieuw evalueren van het huidige regime waarin de NAM de welhaast exclusieve gebruiker is van de huidige Nederlandse gasopslagfaciliteiten. Deze positie werkt tevens als een belemmering voor de ontwikkeling van een concurrerende markt voor de opslag van gas. • Het actief stimuleren van verdere deelname van GasTerra op het TTF. De voorgenomen afschaffing van gaslevering op het GOS zal mogelijk niet automatisch leiden tot een substantieel hoger gasvolume verhandeld via TTF. • Het reduceren van de impact van de onzekerheid betreffende de toekomstige rol van het Groningenveld op de markt voor piek- en flexibiliteitscapaciteit. Om in 2020 nieuwe piekcapaciteit te realiseren die voldoende is om de afname van piekcapaciteit geboden door het Groningenveld te compenseren moeten de komende jaren belangrijke investeringsbeslissingen worden genomen, bijvoorbeeld ten aanzien van nieuwe gasopslagfaciliteiten. Immers, uitgaand van een lead time van investeringen in gasopslagfaciliteiten van circa zeven jaar zullen er in de komende vijf jaar cruciale investeringsbeslissingen worden genomen. Bovenstaande actiepunten kunnen hieraan in positieve zin bijdragen. Daarnaast is met name de optie om exempties te verlenen ten aanzien van verplichte toegang voor derden een geschikt instrument om investeringen in meer gasopslagfaciliteiten te stimuleren.
Rol van het productieplafond voor het Groningenveld In de tweede plaats moet zorgvuldig worden omgesprongen met de belangrijke rol van het Groningenveld als het gaat om het voorzien in de piekbehoefte in het Nederlandse gassysteem. De rol van het Groningenveld tijdens piekvraag of situaties van aanbodinterrupties is afhankelijk van onder meer: overheidsregulering van het veld (het gasproductieplafond) en de invloed hiervan op de snelheid waarmee het veld wordt uitgeput in de tijd, en de omvang van bedrijfsinvesteringen in compressorstations op het veld. Dit betekent dat de overheid (via het plafond) en de producent (de NAM, in opdracht van GasTerra) samen de mogelijke inzet van Groningen in de tijd bepalen, waarbij zowel publieke belangen (optimaal depletiebeleid van kleine velden, voorzieningszekerheid) en private belangen (winstmaximalisatie) een rol spelen. Uitgaande van het streven naar een voor de maatschappij optimale inzet van het Groningenveld, is het aan te bevelen om middels een dynamische kosten-batenanalyse te onderzoeken hoe plafondregulering en compressorinvesteringen zich in de nabije toekomst ten opzichte van elkaar zouden moeten verhouden. Uit die analyse moet vervolgens blijken wat de exacte rol van de overheid zou moeten zijn bij het realiseren van een in de tijd zo optimaal mogelijke inzet van het Groningenveld: wellicht is het uitzetten van een ‘optimaal’ gasplafond in combinatie met het scheppen van optimale randvoorwaarden voor de markt hiervoor toereikend, wellicht zijn additionele investeringsprikkels nodig om de eigenaar van het Groningenveld te stimuleren meer in compressie te investeren. In ieder geval zal duidelijkheid over de toekomstige hoogte van het productieplafond onzekerheid omtrent de toekomstige vraag-aanbod verhouding op de markt voor flexibele capaciteit weg moeten nemen. Daarmee zou een positieve bijdrage worden geleverd aan het investeringsklimaat ten aanzien van investeringen in met name gasopslagfaciliteiten. De discussie hierboven is in werkelijkheid nog gecompliceerder dan wordt beschreven. De genoemde private en publieke belangen botsen, onder meer vanwege Staatsaandeelhoudersschap in de ‘private’ producent.
3
Het waarderen van de onbalans die een shipper realiseert op basis van de werkelijke waarde van deze onbalans (zijnde een kosten of batenpost) voor de balanshandhaving in het gassysteem. In het huidige systeem wordt een onbalanspositie beboet met een vast tarief, waarbij het om het even is of een individuele onbalanspositie van een shipper nu juist bijdraagt aan algehele balanshandhaving of juist verslechterd.
12
ECN-E--08-049
Integrale rapportage over de voorzienings- en leveringszekerheidssituatie in Nederland In de derde plaats is het van belang dat op de lange termijn voldoende wordt geïnvesteerd in capaciteit - variërend van piekcapaciteit in productie (compressoren op het Groningenreservoir) tot gasopslagcapaciteit en LNG-aanlandingscapaciteit. Een belangrijke voorwaarde hiervoor is een volledig transparante informatievoorziening. Op dit punt is er ruimte voor verbetering. Op dit moment is het lastig om een volledig beeld te krijgen van de voorzienings- en leveringssituatie in Nederland. De voornaamste bestaande rapportages hieromtrent zijn het Kwaliteits- en Capaciteitsdocument (KCD) opgesteld door GasTransportServices (GTS), en de monitoringsrapportage opgesteld door EZ. De twee documenten samen geven belangrijke informatie over de stand van zaken wat betreft de Nederlandse voorzienings- en leveringszekerheidssituatie, maar laten ook een aantal aspecten onbesproken. GTS geeft aan hoe zij op basis van ingeschatte capaciteitsaanvragen kan voldoen aan de totale capaciteitseisen, maar geeft daarbij geen kwantitatieve analyse van de ontwikkelingen aangaande piekcapaciteit: oftewel, de behoefte aan kortetermijn opslagcapaciteit, flexibele importcontracten, LNG-terminals, etc. Dit zegt niet dat een dergelijke analyse niet wordt uitgevoerd door betrokken partijen, maar de informatie die voortvloeit uit deze analyse wordt niet breed gedeeld. Een voorbeeld hiervan zou de zogenaamde ‘winteranalyse’ kunnen zijn die door GTS wordt ondernomen. Daarnaast gaat ook de EZ rapportage niet in op de behoefte aan nieuwe flexibele piekcapaciteit. Teneinde deze situatie te verbeteren kan gedacht worden aan een effectieve integratie van de onderdelen van beide rapportages, waarin meer aandacht wordt besteed aan bijvoorbeeld kwantitatieve analyses gericht op de voorzienings- en leveringszekerheid zoals (1) het construeren van de ontwikkeling van duurlastkromme en leveringsopties, en (2) ontwikkeling van de verschillende opties voor het leveren van piekcapaciteit voor de komende jaren.4 Een uitgebreide consultatie van alle gasmarktactoren is hierbij ook uitermate belangrijk. Om een verbeterde informatievoorziening te realiseren zou de Nederlandse overheid in gesprek kunnen gaan met GTS over de mogelijkheden om de capaciteitsrapportage met verdere specifieke voorzienings- en leveringszekerheidsonderdelen uit te breiden. Afhankelijk van de (on)mogelijkheden van een uitbreiding op verschillende aspecten bestaat een alternatieve oplossing: het formaliseren van een breder niveau van rapportage door GTS door aanpassing c.q. verbijzondering van wet- en regelgeving (indien noodzakelijk).
Monitoring van de leverings- en voorzieningszekerheidspositie van vergunninghouders In de vierde plaats bestaat er onzekerheid ten aanzien van de werkelijke leveringszekerheidspositie van grote gasverbruikers en gasdistributiebedrijven (vergunninghouders). De grond voor deze onzekerheid ligt in het feit dat er in Nederland nog geen sprake is van een goed werkende gasmarkt: op verschillende deelmarkten is er nog sprake van onvoldoende ontwikkelde markten (opslagmarkt, onbalansmarkt, forwardmarkt) en bestaan er onvoldoende marktreflectieve prijzen. Belangrijk voor de voorzienings- en leveringszekerheid voor kleinverbruikers is de wijze waarop gasdistributiebedrijven hun gasleveringen afdekken. Het is onzeker of deze in een voldoende leveringszekerheidsniveau kunnen voorzien: zijn de verschillende opties op momenten waarin de leveringszekerheid in het geding is wel beschikbaar? De cruciale vraag is: welke risico’s nemen marktpartijen als het gaat om het wel of niet afdekken van piekvraag op enig moment? Het publieke belang van leveringszekerheid kan hier in het geding komen. Teneinde het publieke belang van leveringszekerheid te waarborgen kan de overheid, in dit geval vertegenwoordigd door de toezichthouder, een uitgebreidere controle (laten) uitvoeren bij vergunninghouders. Hierbij kan gedacht worden aan een steekproefsgewijze controle op de leveringszekerheidspositie, of een periodiek terugkerende controle. Hiervoor zal echter eerst een beoordelingsraamwerk moeten worden ontwikkeld op basis waarvan een uitspraak kan worden gedaan ten aanzien van de toereikendheid van de leveringszekerheidspositie. De logische sanctie op het niet kunnen overleggen van een voldoende leveringszekerheidspositie is (na eventuele waarschuwing) het intrekken van de vergunning tot gaslevering.
4
In dit verband zou een voorbeeld genomen kunnen worden aan de door de Britse netwerkeigenaar, National Grid, jaarlijks op te stellen verkenning van de gasmarkt (National Grid, 2007).
ECN-E--08-049
13
1.
Inleiding
In de huidige Nederlandse gasmarkt speelt het Groninger gasreservoir een belangrijke rol bij het garanderen van voldoende leverings- en voorzieningszekerheid. Vraag en aanbod van gas moeten door het jaar heen voortdurend op elkaar worden afgestemd, doorgaans vanwege fluctuaties in de vraag naar gas als gevolg van temperatuurschommelingen, maar soms ook om interrupties in het aanbod van gas op te vangen. De flexibele productiecapaciteit van het Groninger reservoir voorziet in deze balanceringsfunctie. Door de gasproductie uit het Groningenveld te limiteren en voorrang te geven aan gasproductie uit kleinere velden, is het niet alleen mogelijk gebleken het Groninger reservoir deze functie te laten behouden, maar beschikt Nederland ook over nog een aanzienlijke gasreserve. Met het teruglopen van de gasreserves in kleine velden en die van het Groninger reservoir rijst de vraag hoe de balanceringsfunctie op termijn kan worden zeker gesteld. Met andere woorden, hoe kan er voor worden gezorgd dat de levering van gas aan de eindverbruikers in de komende jaren tot circa 2020 onder alle voorziene omstandigheden kan worden gegarandeerd. Een aantal ontwikkelingen kan aanleiding geven tot zorg.
Ontwikkelingen Een aantal ontwikkelingen zullen in de periode tot 2020 gevolgen hebben voor de voorzieningsen leveringszekerheid van de Nederlandse gasvoorziening. Dit zijn: • Een verdergaande depletie van het Groningen-reservoir; De capaciteit om de productie van dit reservoir op korte termijn (op dagbasis) aan te passen neemt af. • Een grotere rol voor de import van gas als gevolg van de naderende depletie van de gehele Nederlandse gasreserve; Een steeds groter deel van de Nederlandse gasbehoefte zal in de komende jaren worden geïmporteerd. De verschuiving van Nederlandse productie naar gasimport kan een geringere controle over de daadwerkelijke levering van gas betekenen. • Een toenemend aandeel in de totale Nederlandse gaslevering vanuit organisaties/landen gevestigd buiten de EU; Gegeven de distributie van gasreserves wereldwijd zal aanvoer van gas plaatsvinden uit verder weg gelegen landen (d.w.z. buiten de EU). In deze landen is vaak een andere marktordening van toepassing en gelden niet alleen economische belangen, maar ook geopolitieke overwegingen die op enig moment leidend kunnen zijn in operationele beslissingen ten aanzien van gaslevering. Het (gepercipieerde) risico ten aanzien van vermindering of onderbreking van gasleveringen uit het buitenland zal door marktpartijen in de EU hoger worden geschat. De vraag naar voorzieningen die nodig zijn om mogelijke reducties of interrupties in de gaslevering op te vangen neemt hierdoor toe. • Veranderingen in de vraag naar gas en de bijbehorende vraag naar capaciteit om dit gas op flexibele wijze te leveren; De totale behoefte aan flexibele capaciteit is afhankelijk van de gasvraagontwikkeling in verschillende eindverbruikerssectoren. Wanneer de elektriciteitssector een steeds grotere gasvraag gaat ontwikkelen zal ook de flexibiliteitsbehoefte flink kunnen toenemen. • Hoewel omgeven door een aantal onzekerheden is te verwachten dat in de periode tot aan 2020 de gehele Nederlandse vraag naar gas verder toeneemt. Afhankelijk van de plaats waar deze groei in vraag wordt gerealiseerd (elektriciteitssector, kleinverbruikersector, industriële sector) zal ook de behoefte aan capaciteit die flexibele gaslevering mogelijk maakt toenemen. Naar verwachting zal vooral de vraag vanuit de elektriciteitssector toenemen. Geliberaliseerde Europese gasmarkt en de rol van de overheid De leveringszekerheid van gas moet worden gewaarborgd in een marktordening gebaseerd op een geliberaliseerde markt. In tegenstelling tot de oude marktordening (van voor de liberalisering) waarin de gasmarkt in Nederland centraal was georganiseerd met een verticaal geïntegreerde structuur met een sterke ‘backing’ van de overheid, wordt de huidige geliberaliseerde marktordening gekenmerkt door decentralisatie, met een sterke rol van het prijsmechanisme als middel tot coördinatie. In een volledig geliberaliseerde markt bepalen de acties van alle markt-
14
ECN-E--08-049
partijen samen het niveau van leveringszekerheid. Met andere woorden, ‘de markt’ zal op zodanige wijze met hierboven geïdentificeerde ontwikkelingen om moeten gaan dat de leveringszekerheid en betrouwbaarheid van de gasvoorziening ook in de toekomst gewaarborgd blijven. Hoewel ook de Nederlandse gasmarkt kan worden gekenschetst als een geliberaliseerde markt speelt de overheid in verschillende opzichten nog een belangrijke rol. De Nederlandse overheid: • Beïnvloedt de werking van de gasmarkt middels de Gaswet en Ministeriele Regelingen, waarin onder meer de leveringszekerheid voor kleinverbruikers en de optimale accommodatie van gas gewonnen uit kleine velden zijn ondergebracht. • Is toezichthouder op de mededinging in de gasmarkt (via de Nederlandse Mededingingsautoriteit (NMa)) en het gebruik en beheer van gastransport- en distributienetwerken (via de Energiekamer van het NMa5). • Is eigenaar van het landelijke transportnetwerk (via Gasunie). • Is aandeelhouder in het handelsbedrijf GasTerra (10% direct en 40% via Energie Beheer Nederland (EBN)). Binnen deze invloedssferen wordt de Nederlandse overheid geacht de publieke belangen te waarborgen. Deze omvatten onder meer een betaalbare gasvoorziening, een voldoende waarborging van voorzieningszekerheid, en een duurzame energiehuishouding. In dit kader moet ook de Nederlandse ambitie ten aanzien van het ontwikkelen van Nederland als centraal knooppunt (gasrotonde) in de Europese gasmarkt worden genoemd.
1.1
Doelstelling, aanpak en afbakening
1.1.1 Doelstelling In dit verkennende onderzoek wordt gekeken naar de leveringszekerheidssituatie op de Nederlandse gasmarkt in de periode tot 2020. Doelstelling hierbij is antwoord te geven op de volgende vraagstelling: “Leiden, op middellange termijn (tot medio 2020), de veranderende omstandigheden tot een toename van het risico dat op korte termijn onvoldoende gas beschikbaar is of niet kan worden geleverd in tijden van piekvraag of interrupties in het gasaanbod? Indien het risico inderdaad toeneemt, wat zijn de mogelijkheden om de leveringszekerheid te verbeteren?” In het adresseren van de onderzoeksvraag kunnen de volgende twee aspecten worden onderscheiden: 1. Voldoende capaciteit? In de eerste plaats is de vraag of, uitgaande van bestaand kader van wet- en regelgeving, de benodigde capaciteit van het Nederlandse gassysteem om adequaat te reageren op interrupties in de levering van gas in de periode tot 2020 gewaarborgd is. Het verlies aan capaciteit van het Groningenveld om gas te leveren in tijden van piekvraag zal op systeemniveau moeten worden gecompenseerd door andere bronnen van pieklevering. Is de markt, zoals deze op dit moment is geordend en gereguleerd, in staat om deze compensatie in capaciteit te realiseren? 2. Voldoende gas? In de tweede plaats is het de vraag of, indien de benodigde capaciteit inderdaad voorhanden is, deze een voldoende aanbod van gas tijdens momenten van piekvraag kan garanderen. Een grootschalige uitbreiding van import capaciteit (pijplijn of LNG) garandeert nog niet dat er op het moment dat de nood het hoogst is daadwerkelijk gas aan de 5
De Nederlandse Mededingingsautoriteit (NMa) heeft besloten om per 1 juni 2008 de naam Directie Toezicht Energie (DTe) te veranderen in Energiekamer. De Energiekamer is een directie van de Nederlandse Mededingingsautoriteit (NMa) en is belast met de uitvoering en het toezicht op de naleving van de Elektriciteitswet 1998 en de Gaswet. In deze studie wordt een aantal malen gerefereerd naar de publicaties / onderzoek van DTe.
ECN-E--08-049
15
markt beschikbaar wordt gesteld. Zoals gezegd is in de Nederlandse gasmarkt een geliberaliseerde markt waar de allocatie van de commodity is gebaseerd op het prijsmechanisme. De geldende prijs op de groothandels- en onbalansmarkt dient marktactoren te prikkelen om juist díe actie te ondernemen, die op dat moment van belang is bij het in evenwicht brengen van vraag en aanbod. Hieruit resulteren twee deelvragen: Leidt dit uiteindelijk tot voldoende leveringszekerheid bij de eindafnemers? En: Hoe hebben leveringspartijen of grote eindverbruikers dit zeker gesteld?
1.1.2 Onderzoeksaanpak Het verkennende onderzoek is uitgevoerd door een analyse te maken van informatie die in literatuur en andere openbare gegevensbronnen beschikbaar is. Hierbij is ook gebruik gemaakt van beschikbare kwantitatieve gegevens. De analyseresultaten zijn vervolgens getoetst aan de praktijk door middel van consultaties van enkele marktpartijen. Hierbij is zoveel mogelijk getracht recente ontwikkelingen mee te nemen, waaronder enkele beleidsvoornemens van de overheid.
1.1.3 Afbakening Het onderzoek is op de volgende punten afgebakend: • De analyse is gericht op Nederland, niet op andere Europese landen of op de Europese Unie in het algemeen. • Het onderzoek doet geen uitspraken over de huidige situatie aangaande leverings- en voorzieningszekerheid op de Nederlandse gasmarkt. Het onderzoek richt zich specifiek op de situatie in de periode tot 2020: de periode dat de rol van Groningen op de korte-termijn flexibiliteitsmarkt grotendeels uitgespeeld zou kunnen zijn en Nederland voor een belangrijk deel afhankelijk is geworden van gasimporten. • Alternatieve brandstoffen als olie en kolen blijven buiten beschouwing. • Het onderzoek beperkt zich tot aardgas. Hoewel er nu grote aandacht is voor energiebesparing en hernieuwbare energiebronnen, blijven onderwerpen als reductie van de vraag naar gas, ‘nieuwe’ gassen (zoals groen gas, waterstof e.d.) en milieuaspecten hier eveneens buiten beschouwing.
1.2
Leeswijzer
In Hoofdstuk 2 wordt eerst ingegaan op de begrippen voorzieningszekerheid en leveringszekerheid. In literatuur en door beleidsmakers worden deze begrippen nogal eens met verschillende ideeën geassocieerd. Teneinde verwarring te voorkomen presenteren wij in Hoofdstuk 2 een karakterisering van de verschillende dimensies van voorzieningszekerheid. Hieruit volgt onder meer een heldere afbakening van het probleem dat dit onderzoek beoogt te adresseren, namelijk de leveringszekerheid. In Hoofdstuk 3 wordt een kwantitatieve analyse gepresenteerd van de ontwikkeling van de Nederlandse behoefte aan gas tijdens momenten van schaarste enerzijds, en de verschillende mogelijkheden waarin in die behoefte kan worden voorzien anderzijds, in de periode tot 2020. Centraal hierbij is de vraag of er voldoende in deze behoefte kan worden voorzien. Uit de kwantitatieve analyse moet blijken hoe de leveringszekerheid verandert, dat wil zeggen of de mogelijkheden om te reageren op (extreme) vraagpieken of plotselinge onderbrekingen in het aanbod in 2020 adequaat is. In Hoofdstuk 4 gaan we vervolgens in op de verschillende opties die marktactoren ter hand kunnen nemen wanneer de korte-termijn leveringszekerheid in het geding is en er behoefte is aan flexibiliteit. Hier bespreken we de beschikbaarheid van deze opties en de belemmeringen die aanwezig kunnen zijn in het aanspreken c.q. aanwenden van de opties.
16
ECN-E--08-049
In Hoofdstuk 5 worden een aantal aanbevelingen gedaan voor een bevordering van de voorzienings- en leveringszekerheid in Nederland.
ECN-E--08-049
17
2.
Definiëring van voorzienings- en leveringzekerheid
2.1
Introductie
“Security of gas supplies is frequently discussed on the basis of intuitive and non-systematic arguments” (Luciani, 2004). Om deze reden en teneinde helder te maken welk deel van voorzieningszekerheid in deze studie wordt geanalyseerd wordt in dit hoofdstuk uitgewijd over het begrip voorzieningszekerheid. De termen voorzieningszekerheid en leveringszekerheid worden in het spraakgebruik door elkaar gebruikt. In Engelstalige literatuur wordt geen terminologisch onderscheid gemaakt binnen de term voorzieningszekerheid, maar wordt zekerheid wel gesteld tegenover adequacy (voldoende beschikbaarheid). Ook wordt binnen de term voorzieningszekerheid onderscheid gemaakt naar de duur van de beschikbaarheid van gas en de operationele aanvoer op de korte of de lange termijn. Velen hebben zich gebogen over het definiëren van voorzieningszekerheid. Voorbeelden zijn: • In het spraakgebruik wordt voorzieningszekerheid meestal omschreven als het garanderen van een stabiele levering van energie tegen acceptabele prijzen, ongeacht de omstandigheden. • In Scheepers et al. (2006) wordt voorzieningszekerheid gerelateerd aan een relatief tekort, een te gering aanbod ten opzichte van de vraag, of een gehele of gedeeltelijke onderbreking van de toevoer van energie. • De Engelse Department for Business, Enterprise and Regulatory Reform (BERR), voorheen de Department of Trade and Industry (DTI), ziet het definiëren van voorzieningszekerheid als een multi-dimensionaal vraagstuk, dat tot nu toe onvoldoende is afgeperkt. Volgens DTI (2007) moet het elementen omvatten als: − “sufficient fuel and infrastructure capacity made available to avoid socially unacceptable levels of interruption to physical supply and excessive costs to the economy from unexpectedly high or volatile prices − sufficient, diverse and reliable supplies of energy to meet the customers’ demand − sufficient capacity on the import, transmission and distribution networks to deliver supplies to customers” Steeds wordt gerefereerd aan voldoende gas en voldoende transportcapaciteit als basisvoorwaarden. Teneinde grip te krijgen op de materie presenteren wij in de volgende paragraaf de verschillende aspecten van voorzieningszekerheid in een kader. Op basis hiervan geven wij aan welke aspecten binnen het bereik van deze studie vallen, en welke daar buiten.
2.2
Categorisering van voorzienings- en leveringszekerheidsaspecten
Tabel 2.1 schetst een beeld van de verschillende aspecten en problemen rond de begrippen voorzieningszekerheid en leveringszekerheid. In deze tabel worden voorbeelden van problemen en calamiteiten vermeld om de verschillende onderdelen van voorzieningszekerheid te illustreren. Deze tabel dient dus ter illustratie van het brede scala aan voorzienings- en leveringszekerheidsaspecten en dient zeker niet gezien te worden als uitputtende opsomming van mogelijke voorzienings- en leveringszekerheidsproblemen c.q. -aspecten.
18
ECN-E--08-049
Tabel 2.1 Categorisering van voorzieningszekerheid en leveringszekerheidsaspecten geïllustreerd met enkele voorbeelden Dimensie Capaciteit Commodity 1. Technisch
Korte termijn
Lange termijn
Korte termijn
Lange termijn
(Leveringszekerheid)
(Voorzieningszekerheid)
(Leveringszekerheid)
(Voorzieningszekerheid)
- Malfunctionerende assets (b.v. compressoren, verdeelstations)
2. Economisch/ - Beschikbaarheid van institutioneel capaciteit (contracten: use-it-or-sell-it, useit-or-lose-it bepalingen) 3. (Geo) politiek
-Verschil in gaskwaliteit
- Te weinig investeringen (prikkels)
- Investeringen in infrastructuur als politiek instrument
- Depletie van gasreserves - Beschikbaar komen van nieuwe reserves door exploratie - Prijspieken a.g.v - Te weinig slecht functionerende investeringen markt (b.v. door (prikkels) marktdominantie) - Faillissement van gasleverancier - Gastoevoer als - Productiepolitiek instrument beperkingen (bv. (GASPEC6) Contractonderhandelin gen Gazprom met buurlanden) - Productiebeperkingen (o.a. winningsbeleid)
De bovenstaande tabel is opgebouwd uit de volgende onderdelen: 1) capaciteit vs. commodity, 2) korte vs. lange termijn, en 3) de technische/economisch-institutionele/geopolitieke dimensie. In de eerste plaats wordt een onderscheid gemaakt naar de beschikbaarheid van capaciteit enerzijds, en de beschikbaarheid van de commodity (de moleculen) anderzijds. Het beschikken over voldoende aanvoercapaciteit geeft geen garantie dat er ook daadwerkelijk voldoende gas beschikbaar komt via deze infrastructuur. Andersom geeft een voldoende hoeveelheid gas in ontdekte gasreserves geen garantie dat het gas kan worden geleverd aan een bepaalde markt: de capaciteit hiervoor mag niet ontbreken. In de tweede plaats wordt een onderscheid gemaakt naar de termijn waarop een beschikbaarheidsprobleem zich kan voordoen: op korte of lange termijn. Hierbij definiëren wij problemen met betrekking tot de beschikbaarheid van capaciteit en/of gas op de korte termijn als leveringszekerheidsproblemen en de beschikbaarheid van capaciteit en/of gas op de lange termijn als voorzieningszekerheidsproblemen. Voorzieningszekerheid heeft betrekking op de mate waarin de toekomstige leveringszekerheid is gegarandeerd. Door veranderingen in de (gepercipieerde) risico’s op tekorten en onderbrekingen kunnen huidige maatregelen waarmee de leveringszekerheid wordt garandeert in de toekomst onvoldoende blijken. In de derde plaats kan een onderscheid worden gemaakt naar de aard van het probleem. Deze kan technisch (fysiek), economisch, of (geo)politiek van aard zijn. De technische, economische en politieke aspecten komen samen in de betrouwbaarheid van gasvoorziening en levering. Het gas kan in principe beschikbaar zijn, evenals de benodigde capaciteit om deze van A naar B te brengen, en de levering kan contractueel vastgelegd zijn. Toch kunnen calamiteiten - onvolkomenheden in techniek en logistiek, in het marktmechanisme of in politieke verhoudingen - een
6
In de afgelopen jaren hebben verschillende grote gasproducerende landen (van buiten de EU) bijeenkomsten belegd om te spreken over gasmarktontwikkelingen. Er bestaat de angst dat deze bijeenkomsten op termijn kunnen leiden tot de opstanding van een kartel op de gasmarkt. Er wordt in dit verband de term GASPEC gebruikt, naar analogie met het bestaande oliemarktkartel OPEC.
ECN-E--08-049
19
voorziening of levering van gas in de weg staan. Hieronder wordt kort ingegaan op deze drie dimensies.
2.2.1 Dimensie 1: Voorzienings- en leveringszekerheid en technische aspecten De technische dimensie betreft kortstondige fysieke onderbrekingen van de levering ten gevolge van calamiteiten in infrastructuur of opslag, of langdurige ‘onderbreking’ ten gevolge van depletie van individuele bronnen. Weersinvloeden vormen hierbij een aparte categorie. De kortetermijn vraag naar gas correleert in hoge mate met het weer. Lange-termijn trends en klimaatverandering hebben hun eigen invloed op de mate van voorzieningszekerheid. Voorbereiding op onvoorziene gebeurtenissen en omstandigheden als slecht weer, technische defecten of terrorisme is vereist. Naar deze voorbereiding wordt meestal verwezen als crisis management. Zulke gebeurtenissen mogen een lage waarschijnlijkheid hebben, hun impact op de markt kan groot zijn. Stern (2002) onderscheidt voorts storingen op drie niveaus binnen de bedrijfskolom van gas. Onderbrekingen kunnen plaatsvinden bij de productie van het gas, bij het transport tussen bron en gebruiker en op het niveau van de facilities (zoals opslagfaciliteiten, mengstations, afleverstations, etc.). Op natuurrampen gebaseerde onderbrekingen komen met enige regelmaat voor. Wij wijzen hierbij op aardbevingen, hevige storm of overstromingen. De 2005 Katrina-gebeurtenissen in New Orleans (USA) zijn voldoende voorbeeld en herinneren ons aan de gevoeligheid van menselijke systemen voor natuurlijke gebeurtenissen. De risico’s op dit soort gebeurtenissen zijn afhankelijk van de geografische plaats. Het risico op zware aardbevingen in Nederland is vrijwel nihil, maar overstromingen hebben een zekere mate van waarschijnlijkheid. Naast het inschatten van deze risico’s is het belangrijk welke maatregelen kunnen worden genomen als een dergelijk gebeurtenis het gassysteem treft (Scheepers et al., 2006). Nu de globale gasmarkt zich ontwikkelt tot een volwassen markt wordt vaak gesuggereerd, dat ‘running out of gas’ nog slechts een kwestie van enkele decennia is. Dat mag realistisch zijn voor de traditionele Europese gasproducenten in het Verenigd Koninkrijk en Nederland, maar voor overige landen gelden andere, nieuwe omstandigheden. Nieuwe gasproductie is beschikbaar gekomen voor de EU markten vanuit landen op afstand van de consumptiegebieden.
2.2.2 Dimensie 2: Voorzienings- en leveringszekerheid en economisch/institutionele aspecten De economische/institutionele dimensie is gerelateerd aan de werking van de geliberaliseerde markt (de werking van het prijsmechanisme als coördinatie-instrument voor de allocatie van gas en investeringsmiddelen) en de instituties (zoals lange-termijn capaciteits- en leveringscontracten) die marktpartijen creëren. In economische zin dient de prijs de betalingsbereidheid te reflecteren van marktpartijen (willingness to pay en willingness to accept). Alleen dan komen theoretisch gezien marktoptimale uitkomsten tot stand. Belemmeringen voor deze optimale uitkomsten liggen op het vlak van marktdominantie, onvoldoende markttransparantie en toetredingsbarrières. Deze belemmeringen kunnen op korte termijn leiden tot onnodige hoge marktprijzen (bijvoorbeeld in de piek) en op de lange termijn een verkeerd signaal geven aan investeerders in gas assets, met als uiteindelijk gevolg het risico van onderinvesteringen. Bij een vermoeden van niet-marktreflectieve prijzen zullen de risico’s van nieuwe investeringen al snel als te hoog worden gepercipieerd.
20
ECN-E--08-049
2.2.3 Dimensie 3: Voorzieningszekerheid en (geo)politieke aspecten De betrouwbaarheid van de gasvoorziening en levering kan worden beïnvloed op grond van politieke motieven. Deze (geo)politieke dimensie is zeker niet de minst belangrijke dimensie geworden, sterker gezegd, de uitdrukking “energie is politiek geworden” wordt steeds vaker gehoord. Met de internationalisering van de gasmarkt, de wereldwijd lopende discussies betreffende marktwerking en de afnemende reserveposities van de huidige, nabijgelegen gasproducenten, spelen geopolitieke factoren in toenemende mate een rol van betekenis. Op nationale basis hebben overheden en regulatoren invloed op de efficiënte allocatie van schaarse middelen, prijsbewegingen en prijsniveaus. Op supra- en internationale basis hebben geopolitieke aspecten een steeds sterker wordende invloed. Zij bestaan al sinds de vroege dagen van de internationale oliehandel, maar zijn vooral de laatste decennia prominent geworden in de probleemstelling rondom afhankelijkheid van bepaalde regio’s (importafhankelijkheid). Het kan verleidelijk zijn voor buitenlandse gasleveranciers om de gasstroom te manipuleren. Afstand en veelvuldig passeren van nationale grenzen door het gas op weg naar de eindverbruiker verhoogt het geopolitieke risico van een interruptie in gasleveringen. Stern stelde nog in 2002: “An overview of gas security incidents over the past two decades worldwide suggests that there is some empirical evidence that imported supplies of gas may be unreliable, but there is little evidence that exporters (‘nasty foreigners’) have attempted to deliberately withhold supplies for political reasons.” Deze visie wordt sinds de Oekraïne crisis (die wel politiek gedreven was) niet meer zo direct doorgetrokken naar de toekomst. Het moet echter worden benadrukt, dat exporterende en doorvoerlanden een (groot) belang hebben bij de inkomsten uit gas, en daarom het politieke drukmiddel slechts met mate kunnen inzetten. In 2000 verzorgde de export van aardgas 16% van de Russische en 33% van de Algerijnse staatsinkomsten. Deze percentages zijn sindsdien alleen maar toegenomen. Daarbij komt, dat de omvang van hun reserves en de relatief nabij gelegen consumentenmarkt van de EU een aantrekkelijke combinatie vormen.
2.3
Voorzienings- en leveringszekerheid in deze studie
In deze verkennende studie wordt gekeken naar problemen ten aanzien van de capaciteitsontwikkeling op de lange termijn enerzijds, en de korte-termijn beschikbaarheid van capaciteit en commodity anderzijds. Hierbij kunnen we refereren aan de kolommen 2 t/m 4 van Tabel 2.1. Hierin werden de lange-termijn capaciteitsaspecten aangeduid als zijnde voorzieningszekerheidsaspecten, terwijl de korte-termijn commodity- en capaciteitsaspecten worden aangeduid als leveringszekerheidsaspecten. ‘Capaciteit’ heeft hier betrekking op de mogelijkheid om op korte termijn (dagbasis) te kunnen voorzien in de totale gasvraag. Juist in omstandigheden van extreem hoge gasvraag of ten tijde van interrupties in gasaanbod. Tot deze capaciteit behoren onder meer gasproductiecapaciteit, gastransportcapaciteit en gasopslagcapaciteit. Deze terminologie kan worden geïllustreerd aan de hand van Figuur 2.1. Deze figuur laat de hypothetische duurlastkromme zien van de Nederlandse gasvoorziening.
ECN-E--08-049
21
Productie/consumptie (mln m3 per dag)
Piekopslag
Piekproductie Groningen
Seizoensopslag
Seizoensproductie Groningen
Duurlastkromme
Baseload productie Groningen Baseload productie kleine velden Importen 0
Dagen
365
Figuur 2.1 Hypothetische duurlastkromme voor Nederlandse gasmarktsituatie Een duurlastkromme laat de totale gasvraag (ook wel ‘belasting’) door een jaar heen zien, met daarin tevens aangegeven vanuit welke bron in deze vraag wordt voorzien. Zo zal op een dag in het jaar met een zeer lage gasvraag alleen baseload productie uit kleine velden worden gebruikt om in de gasvraag te voorzien. Bij een zeer koude winterdag, met zeer hoge gasvraag, moeten echter alle mogelijke beschikbare bronnen worden aangewend om in de volledige gasvraag te voorzien (inclusief piekopslagfaciliteiten). Bij gebrek aan werkelijke cijfers die nodig zijn om deze duurlastkromme samen te stellen wordt hier slechts een geabstraheerde impressie gegeven. Deze is voldoende om de scope van onze studie aan te geven. Wanneer wij spreken van de totale capaciteit die nodig is om in tijden van schaarste of bij calamiteiten (interrupties in gasaanvoer) in de totale gasvraag te voorzien, dan spreken wij over het totaal aan capaciteit dat beschikbaar moet zijn op de dag met de hoogste gasvraag. Dit komt overeen met het totaal aan opties die zich links in Figuur 2.1 direct tegen de verticale as manifesteert. Wanneer in de navolgende hoofdstukken wordt gesproken over de ontwikkeling van deze ‘piekcapaciteit’ dan spreken we dus over de ontwikkeling van deze ‘smalle kolom’ door de tijd (tot 2020) heen. In Hoofdstuk 3 wordt op kwantitatieve wijze geïnventariseerd hoe deze piekcapaciteit zich gaat ontwikkelen. Kortom: is er voldoende capaciteit om in de behoefte aan gas te voorzien in momenten van fysieke schaarste? Voorzieningszekerheid ten aanzien van de commodity wordt hier dus niet meegenomen. Dit betekent dat lange-termijn geopolitieke kwesties en marktmacht- en misbruikaspecten niet zullen worden meegenomen in deze studie. In Hoofdstuk 4 worden de verschillende instrumenten en opties besproken die kunnen bijdragen aan de korte-termijn beschikbaarheid van de verschillende onderdelen in de piekcapaciteit (zoals productie en opslag).
22
ECN-E--08-049
3.
Ontwikkeling piekcapaciteit in Nederland
3.1
Introductie
Dit hoofdstuk laat zien hoe de Nederlandse gasvoorziening op dit moment voorziet in die piekvraag en kan reageren op een onverwachte interruptie in het aanbod, en hoe deze capaciteit zich lijkt te ontwikkelen, op basis van (te verwachten) ontwikkelingen, in de periode tot 2020. Het gaat hierbij dus om voorzieningszekerheid op capaciteitsvlak. In het volgende hoofdstuk wordt vervolgens ingegaan op de vraag in hoeverre de gerealiseerde piekcapaciteit op moment van fysieke schaarste kan zorgen voor een daadwerkelijke levering van gas; de leveringszekerheid op commodity vlak. In dit hoofdstuk wordt eerst ingegaan op de mogelijke ontwikkeling in de vraag naar piekcapaciteit voor gaslevering (Paragraaf 3.2), en daarna op de ontwikkeling van de volgende technisch/fysieke opties om in piekcapaciteit te voorzien: 1) Productiecapaciteit (Paragraaf 3.3) 2) Importcapaciteit (Paragraaf 3.4) 3) Gasopslagcapaciteit (Paragraaf 3.5). Vervolgens worden gegevens van vraag- en capaciteitsontwikkeling besproken in een integraal overzicht (Paragraaf 3.6). Daarna wordt ingegaan op de rol van verschillende gaskwaliteiten in het Nederlandse gassysteem (Paragraaf 3.7). Vervolgens wordt het hoofdstuk afgesloten met een reflectie op de materie vanuit de geconsulteerde marktpartijen (Paragraaf 3.8) en algemene slotconclusies (Paragraaf 3.9). De gegevens gebruikt voor de hiernavolgende analyse kennen verschillende bronnen. Zo is er gebruik gemaakt van data van het CBS, GTS (2007a, 2007b), en IEA. De uitgevoerde analyse is in benadering vergelijkbaar met de toekomstverkenning die door de Britse TSO National Grid wordt uitgevoerd in the ‘Ten Year Statement’ (National Grid, 2007). Hierin worden uitvoerig verschillende vraag- en aanbodscenario’s voor het Britse gassysteem besproken, op basis van zowel jaarvolumes als piekvraag en -aanbod. Voor Nederland is het Kwaliteits- en Capaciteitsdocument (KCD) van GTS (GTS, 2007) een vergelijkbaar product. Hierin worden projecties voor de benodigde transportcapaciteit opgesteld waarbij mogelijke achterliggende gasvraag -en gasaanbodscenario’s, evenals de verschillende bronnen waarlangs gasaanbod de Nederlandse markt kan bereiken, niet worden geëxpliciteerd. Zo wordt bijvoorbeeld in de KCD alleen een raming gegeven van de totale benodigde capaciteit op binnenlandse entrypunten (GTS, 2007, p. 21), terwijl geen inzicht wordt verschaft in de achterliggende ontwikkelingen (onder meer: daling piekcapaciteit Groningen, ontwikkeling nieuwe opslagcapaciteit, productie van kleine velden gas). Strikt genomen draagt GTS slechts zorg ten aanzien van een voldoende ontwikkeling van transportcapaciteit zoals gevraagd door de markt op basis van marktsignalen. Op dit onderdeel heeft GTS een rapportageplicht die vastgelegd is in de Gaswet. Aan deze rapportageplicht wordt voldaan middels de genoemde KCD. Er bestaat echter reeds de mogelijkheid voor de minister om indien gewenst additionele informatie op te vragen aan GTS. Verder biedt de bestaande Gaswet een aantal aanknopingspunten voor een verdere formele uitbreiding van de rapportageplicht. Gegeven de centrale rol van de beheerder van het landelijk transportnetwerk in de gehele gasvoorziening zou deze actor bij uitstek geschikt zijn om een grotere rol te spelen in de informatievoorziening rond de Nederlandse gasvoorziening en dan specifiek het niveau van voorzienings- en leveringszekerheid.
ECN-E--08-049
23
3.2
Ontwikkeling van piekvraag naar gas
Achtereenvolgens wordt de vraag naar piekgas in Nederland (Paragraaf 3.2.1) en de vraag naar piekgas in het buitenland (Paragraaf 3.2.2) besproken.
3.2.1 Binnenlandse piekvraag De consumptie van gas kan grofweg worden onderverdeeld in drie categorieën: de kleinverbruikers, de energiesector (gas als brandstof voor elektriciteitsopwekking of voor olie- en gaswinning e.d.) en de industriële sector. Figuur 3.1 laat de historische ontwikkeling van de gasconsumptie in Nederland zien voor elk van deze consumentengroepen. 60
50
Miljard m3 per jaar
40
30
20
10
0 1960
1965
1970
1975
1980
Energiesector
Industriesector
1985
1990
1995
2000
2005
Kleinverbruikerssector
Figuur 3.1 Consumptie van aardgas in Nederland 1960-2005 Bron: IEA.
De gasconsumptie van de kleinverbruikersector omvatte in 2005 circa 40% van de totale gasconsumptie, terwijl de energiesector en de industrie een aandeel kenden van respectievelijk 37 en 24%. Uit de bovenstaande figuur is op te maken dat vooral de consumptie van gas in de energiesector de laatste tien jaar toeneemt, van circa 14 miljard m3 per jaar in 1995 tot circa 18 miljard m3 per jaar in 2005. Het gasverbruik in de overige sectoren is de laatste jaren licht naar beneden gegaan. Figuur 3.2 laat de historische ontwikkeling zien van de gemiddelde dagelijkse gasvraag en de theoretische dagelijkse piekvraag. De theoretische piekvraag is geconstrueerd door een vermenigvuldiging van de gemiddelde dagelijkse gasvraag met de gemiddelde geobserveerde maandelijkse swingfactor7 in de vraag over de gehele periode. De dagelijkse gasvraag is hier onzes inziens de relevante indicator aangezien de uurlijkse variatie in gasvraag door linepack (opslag in het transportnetwerk) kan worden geaccommodeerd.
7
De swingfactor geeft de mate van variatie in productie of consumptie weer op een bepaalde tijdsbasis. Bijvoorbeeld: een maandelijkse swingfactor van 1,4 geeft aan dat de maximale maandelijkse productie of consumptie 40% boven de gemiddelde maandelijkse productie of consumptie ligt.
24
ECN-E--08-049
400
350
Miljoen m3 per dag
300
250
200
150
100
50
0 jan-95
jan-96
jan-97
jan-98
jan-99
Kleinverbruikerssector (gemiddeld) Kleinverbruikerssector (max)
jan-00
jan-01
jan-02
Industriesector (gemiddeld) Industriesector (max)
jan-03
jan-04
jan-05
jan-06
jan-07
Energiesector (gemiddeld) Energiesector (max)
Figuur 3.2 Historische ontwikkeling van de gemiddelde dagelijkse gasvraag en de theoretische piekvraag naar gas Bron: eigen berekeningen gebaseerd op CBS-data (maandbasis).
Idealiter zou men de beschikking moeten hebben over de historische dagelijkse gasvraag maar deze is helaas niet voorhanden. Door ons te baseren op maandelijkse statistieken moet rekening worden gehouden met een onderschatting van de werkelijke piekvraag, aangezien pieken in maandelijkse data worden uitgevlakt.8 Niettemin geeft de bovenstaande figuur belangrijke informatie over de behoefte aan piekvraag. Op basis van deze maandelijkse data kan de swingfactor voor de verschillende gasverbruikers worden berekend. Zo is de swingfactor (oftewel de behoefte aan flexibiliteit in de gasvraag) het grootst is bij de kleinverbruikers met een geobserveerde swingfactor van ca. 2,41. De behoefte aan flexibiliteit in de industriële sector en de energiesector zijn lager met respectievelijke waarden van 1,27 en 1,35. Deze swingfactoren zijn, samen met een projectie voor de vraagontwikkeling in deze sectoren gebruikt om de waarschijnlijke piekvraag in de periode tot 2020 te construeren. Voor Nederland zijn er slechts een beperkt aantal projecties voor het toekomstig binnenlands gasverbruik beschikbaar, daarbij nog aangetekend dat niet alle projecties op sectoraal niveau een projectie geven. Internationale instituten (zoals het IEA) presenteren doorgaans regionale projecties, bijvoorbeeld op EU-niveau. Studies die wel een projectie van de Nederlandse gasvraag geven zijn EC (2003, 2006) en WLO (Farla et al., 2006). Figuur 3.3 laat de gasvraagprojecties zien van deze studies, waarbij gerapporteerde jaarcijfers zijn omgezet in gemiddelde dagelijkse gasvraag in miljoenen m3 per dag. Tabel 3.1 geeft de cijfers voor de jaren 2010 en 2020. Uit de WLO-studie (Farla et al., 2006) zijn vijf verschillende scenario’s overgenomen. Dit zijn Regional Communities (RC), Transatlantic Markets (TM), Strong Europe (SE), Global Economy (GE), en Global Economy met hoge olieprijzen (GEH). Voor een beschrijving van deze scenario’s verwijzen wij naar Farla et al. (2006).
8
Voor deze mogelijke onderschatting zou kunnen worden gecorrigeerd als men over de verhouding kent tussen de variatie in dagelijkse gasvraagdata en de maandelijkse gasvraagdata.
ECN-E--08-049
25
160
140
120
Mln m3 per dag
100
80
60
40
20
0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 WLO (2006) RC
WLO (2006) SE
EC (2006) Totaal
WLO (2006) GE
WLO (2006) TM
WLO (2006) GEH
EC (2003)
Realisatie (CBS)
Figuur 3.3 Projecties voor de gemiddelde dagelijkse gasvraag in Nederland in periode tot 2020 Bron: eigen berekeningen gebaseerd op Farla et al. (2006), EC (2003, 2006) en CBS.
Tabel 3.1 Projecties voor de gemiddelde dagelijkse gasvraag in Nederland in periode tot 2020 Gemiddelde dagelijkse gasvraag [mln m3 per dag] 2006 2010 2020 Realisatie (CBS) 123 WLO (2006) - RC 121 112 - TM 126 123 - SE 130 132 - GE 130 132 - GEH 129 129 - EC (2003) 125 152 - EC (2006) 121 152 De toekomstige ontwikkeling van de gasvraag in Nederland heeft met een aantal onzekerheden te maken. Het betreft dan vooral de gasvraag in de elektriciteitssector. Terwijl de gasvraag in de industrie en kleinverbruikerssector min of meer gelijk blijven of iets dalen, zou een grote toename in de gasvraag in de elektriciteitssector tot de mogelijkheden kunnen behoren. Het gaat daarbij om grootschalige gasgestookte elektriciteitscentrales en om WKK-eenheden. De onzekerheid is met name te vinden in de ontwikkeling van gas- en, elektriciteitsprijzen en de prijs voor CO2-emissierechten. Een indicatie van de benodigde flexibiliteit om in pieken in de gasvraag te voldoen kan worden gegeven door de projecties te combineren met de op basis van historische cijfers berekende swingfactoren. Deze zijn reeds eerder gegeven. Door gebruik te maken van de trendmatige ontwikkeling in de aandelen van de verschillende verbruikerscategorieën kan een theoretische piekvraag naar gas worden geconstrueerd.
26
ECN-E--08-049
Figuur 3.4 geeft de hypothetische piekvraag voor één van de WLO-scenario’s uit 2006, namelijk het Global Economy (GE), hoge olieprijs scenario. Dit is een scenario waarin relatief hoge economische groei wordt verondersteld in combinatie met relatief hoge olieprijzen. Uitgaande van dit scenario kan de maximale piekvraag in dagelijks gasverbruik in Nederland in 2020 circa 400 miljoen m3 per dag bedragen. Hoewel een vergelijking van projecties op sectoraal niveau niet mogelijk is, is het niet onwaarschijnlijk dat de grootste onzekerheid in de ontwikkeling van het gasverbruik in de komende jaren ligt in het gasverbruik in de elektriciteitssector. Daar bepalen de prijsontwikkelingen op de kolen-, gas- en CO2-markt grotendeels de aantrekkelijkheid van gasgestookt vermogen en dus ook de onzekere gasvraag vanuit deze sector. 500 450 400
Mln m3 per dag
350 300 250 200 150 100 50 0 2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Overige directe leveringen Levering aan elektriciteitsbedrijven Levering aan gasdistributiebedrijven (kleinverbruikers)
Figuur 3.4 Projecties voor de theoretische piek in gasvraag in Nederland in periode tot 2020 Bron: eigen berekeningen gebaseerd WLO (2006).
Hoewel het WLO-GE scenario een stijgende totale gasvraag laat zien, valt uit bovenstaande figuur af te lezen dat de theoretische piekvraag naar gas in de periode tot 2020 afneemt. Dit heeft te maken met de trendmatige daling van het belang van de gasvraag door kleinverbruikers in de totale vraag. Omdat deze verbruikercategorie de hoogste swingfactor kent betekent een lager aandeel van kleinverbruikers ook een minder hoge maximale piekconsumptie. Zoals eerder gezegd is de gasvraagontwikkeling in vooral de elektriciteitssector groot. Wanneer deze toeneemt mag eerder een stijging van de totale behoefte aan flexibiliteit worden verwacht.
3.2.2 Piekvraag in het buitenland Nederland speelt in Europa een belangrijke rol als gasleverancier en exporteert jaarlijks naar onder meer België, Frankrijk, Duitsland, Italië en het Verenigd Koninkrijk. Figuur 3.5 geeft de gasexport van Nederland weer zoals gerapporteerd door het IEA en het CBS.
ECN-E--08-049
27
250
Miljoen m3 per dag
200
150
100
50
0 jan-99
jul-99
jan-00
jul-00
jan-01
jul-01
jan-02
jul-02
jan-03 IEA
jul-03
jan-04
jul-04
jan-05
jul-05
jan-06
jul-06
CBS
Figuur 3.5 Historische ontwikkeling van Nederlandse gasexport Bron: eigen berekeningen gebaseerd op data van IEA en CBS.
Figuur 3.5 laat zien dat er enigszins verschillen waarneembaar zijn tussen de datareeksen van de IEA en het CBS. Niettemin is duidelijk dat er een substantiële swingfactor in de maandelijkse Nederlandse exportcijfers zit. Kortom: gasconsumenten in het buitenland laten ook een grote behoefte aan flexibele gaslevering zien. De swingfactor voor de Nederlandse export bedraagt historisch gezien ongeveer 1,60. De ontwikkeling van de totale export capaciteit vormt de bovengrens voor de ontwikkeling van de piekvraag uit het buitenland. In Figuur 3.6 is de ontwikkeling van het gemiddelde exportvolume en het piek exportvolume geconfronteerd met de capaciteitsprojectie zoals gepubliceerd door Gasunie in het kwaliteit- en capaciteitsdocument (Gasunie, 2007). Hieruit blijkt dat de toekomstige piekvraag uit het buitenland in de toekomst op een substantieel hoger niveau kan komen te liggen dan het huidige export niveau. De stijging in potentiële exportstromen is deels te verklaren door een verwachte toename van transitstromen: de geëxporteerde hoeveelheid gas is niet altijd Nederlands van herkomst. Zo kan de export bestaan uit de transit van gas uit Rusland naar het Verenigd Koninkrijk, of uit de transit van gas geïmporteerd via LNG naar Duitsland.
28
ECN-E--08-049
400
350
Miljoen m3 per dag
300
250
200
150
100
50
0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Export (gemiddeld)
Export (maximum)
Capaciteit basis
Capaciteit hoog
Capaciteit laag
Figuur 3.6 Realisatie en projectie van gasexport uit Nederland in periode tot 2020 Bron: IEA en Gasunie.
3.3
Capaciteitsontwikkeling Nederlandse gasproductie
De Nederlandse gasproductie kan (deels) voorzien in de behoefte aan flexibele gaslevering. Hieronder worden afzonderlijk de productie uit het Groningenveld (Paragraaf 3.3.1) en de kleine velden (Paragraaf 3.3.2) besproken.
3.3.1 Groningen Binnen de huidige Nederlandse gasvoorziening vormt de flexibele productie uit het Groningenveld de ‘ruggengraat’ van het gasaanbod in tijden van hoge vraag. Wanneer echter wordt gekeken naar de ontwikkeling van de capaciteit om in de piekvraag te voorzien in de komende decennia is een relevante vraag: hoe ontwikkelt zich de piekcapaciteit van het Groningenveld veld in de periode tot 2020? Bij voortgaande extractie van gas uit het Groningenreservoir neemt de druk in dit reservoir af, waardoor de maximale productie (gemeten op dagbasis) afneemt. Op dit moment heeft het Groningenveld de unieke karakteristiek dat het de productie van uur tot uur en dag tot dag in grote mate kan variëren. Dit gegeven wordt geïllustreerd in Figuur 3.7 waarin een productieprofiel van het Groningenveld is weergegeven. Op basis van deze figuur is op te maken dat de zogenaamde (dagelijkse) swingfactor zeer hoog is. Voor Groningen bedraagt deze circa 2 tot 2,3 wanneer wij ons baseren op maandelijkse productiecijfers (TNO, 2006; 2007). Dit wil zeggen dat de maximale geobserveerde piekproductie uit het Groningenveld 200 tot 230% bedraagt van de gemiddelde maandelijkse productie.
ECN-E--08-049
29
Figuur 3.7 Productieprofiel van Groningen Bron: IEA (2002).
Het geven van een projectie voor de ontwikkeling van de door het Groningenveld geleverde piekcapaciteit is lastig aangezien data over een veronderstelde daling van de swingcapaciteit als gevolg van afnemende reservoirdruk niet voorhanden zijn. Daarnaast moet worden opgemerkt dat de reservoirdruk verder kunstmatig kan worden verhoogd door het installeren van compressoren. De afgelopen jaren is dan ook voor het Groningenveld geïnvesteerd in compressoren. Hierdoor is het Groningenveld langer in staat om een hoger niveau aan piekcapaciteit te leveren. In Figuur 3.8 zijn een aantal mogelijke scenario’s afgebeeld voor de ontwikkeling van de piekcapaciteit van het Groningenveld. Bij constructie van deze scenario’s is gebruik gemaakt van de volgende gegevens. De huidige druk in het veld bedraagt circa 180 bar, terwijl de oorspronkelijke druk voor gaswinning ongeveer 360 bar bedroeg. De druk in het transportnetwerk is circa 80 bar. Er wordt verondersteld dat de druk in het Groningerreservoir ongeveer de 80 bar zal bereiken wanneer er nog ‘slechts’ 400 miljard m3 gas zich in het reservoir bevindt. Per 1 januari 2007 werd de totale resterende gasreserve in het Groningenveld geschat op 1104 miljard m3 (TNO, 2007). Onzekere factor is de impact van de in recente jaren geïnstalleerde additionele compressorcapaciteit.
30
ECN-E--08-049
350
300
Miljoen m3 per dag
250
200
150
100
50
0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Maximum
Basis
Minimum
Figuur 3.8 Projecties voor de ontwikkeling van de piekcapaciteit van het Groningergasveld Bron: eigen berekeningen.
Afgaand op de geconstrueerde scenario’s voor de piekcapaciteit van het Groningenveld kan worden geconcludeerd dat de piekproductie in 2020 ongeveer 110 tot 160 miljoen m3 per dag lager zou kunnen liggen dan in 2007. Om de totale piekcapaciteit van de gehele Nederlandse gasvoorziening, onder veronderstelling van een gelijke piek in de gasvraag, op peil te houden dient dus tenminste een even zo groot volume aan piekcapaciteit te worden gerealiseerd middels de andere bronnen voor pieklevering (zoals gasopslag en LNG-aanlanding).9 Eerder werd ingegaan op het feit dat de totale gasvraag en de bijbehorende piekvraag niet noodzakelijkerwijs op een gelijk niveau zullen blijven. Wanneer de gasvraag bij kleinverbruikers afneemt zal bijvoorbeeld de totale piekbehoefte ook kunnen afnemen.
3.3.2 Kleine velden Eerder werd gerefereerd aan de unieke eigenschap van het Groningerreservoir als het gaat om de flexibele productie. Doorgaans is de flexibiliteit in de productie van aardgas zeer beperkt; productie vindt plaats tegen een nagenoeg constante basislast. Deze beperking is niet technisch van aard maar veeleer economisch. Bij kleine velden zijn de investeringskosten relatief hoog waardoor maximaal produceren (en snel terugverdienen) economisch gezien het aantrekkelijkst is. Om deze reden kent gasproductie uit kleine gasvelden op het Nederlands continentaal plat een lage flexibiliteit van uur tot uur en dag tot dag. De geobserveerde gemiddelde maandelijkse swingfactor voor gasproductie uit de kleine velden was circa 1,7-1,8 in de jaren 2005 en 2006. Hoewel dit een acceptabele swingfactor is in vergelijking met het Groningenveld, moet hierbij worden aangetekend dat de variatie in maandelijkse productie veel minder sterk correleert met de variatie in de vraag naar gas dan het geval is voor productie uit het Groningenveld. Zo bedroeg de correlatie tussen de maandelijkse gasproductie uit Groningen met de maandelijkse vraag in de jaren 2005 en 2006 ongeveer 98%, terwijl de correlatie voor de kleine velden productie slechts 32% bedroeg. Kortom: de variatie in de productie van de kleine velden kan slechts in beperkte mate worden verklaard door variatie in de vraag naar gas. Het grootste deel van de variatie in kleine velden productie kan waarschijnlijk worden verklaard door techni9
Het op peil houden van piekcapaciteit is niet strikt noodzakelijk wanneer er in de uitgangssituatie enige reserve marge (‘overcapaciteit’) in het systeem aanwezig was.
ECN-E--08-049
31
sche/geologische beperkingen. Bovenstaande observatie is belangrijk omdat de productie uit kleine velden een groot aandeel heeft in de totale Nederlandse gasproductie. In 2006 kwam ca. 50% van de totale gasproductie uit kleine velden (TNO, 2007). Bovenstaand gegeven heeft gevolgen voor de projectie van de rol van kleine velden gas tijdens momenten van piekvraag. Het is namelijk niet realistisch te veronderstellen dat het totaal aan kleine velden productie in staat is om een piek in de gasvraag te accommoderen. Het is waarschijnlijk dat op dagen waarop de vraag naar gas onverwacht piekt dat de productie van afzonderlijke kleine velden niet in staat is om haar maximum productie te realiseren. Om deze reden is de rol van kleine velden productie in tijden van piekvraag, zoals afgebeeld in Figuur 3.9 mogelijk een overschatting. Figuur 3.9 laat een projectie zien van de gemiddelde dagelijkse gasproductie uit kleine velden in de periode 2003 tot 2020. De cijfers zijn gebaseerd op TNO (2007), waarbij een extrapolatie is toegepast voor de jaren 2017 tot 2020. Ook afgebeeld in deze figuur is een theoretische maximale productie die gebaseerd is op de historische maandelijkse swingfactor voor de kleine velden. 160
140
Miljoen m3 per dag
120
100
80
60
40
20
0 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Kleine velden (gemiddeld)
Kleine velden (maximum)
Figuur 3.9 Projectie voor gemiddelde en maximale dagelijkse gasproductie uit kleine velden tot 2020 Bron: gebaseerd op cijfers uit TNO (2007).
De productie van gas uit kleine velden is in handen van verschillende producenten. Actief zijn onder meer de NAM, Gaz de France, Wintershall, Total, BP en Unocal. De productie uit kleine velden zal in de nabije toekomst naar verwachting weinig flexibiliteit kunnen laten zien ten aanzien van fluctuaties in de vraag op dagbasis, waarbij de gemiddelde dagelijkse productie gelijk beweegt met de dalende productie uit kleine velden op jaarbasis. Tegen 2020 zal daarom zowel de jaarlijkse productie uit kleine velden gering zijn, alsook de maximale productie op dagbasis. Op basis van projecties van de totale jaarlijkse gasproductie uit kleine velden zoals gepubliceerd door TNO nemen wij daarom aan dat de kleine velden ook op momenten van piekvraag niet meer kunnen bijdragen dan een gemiddelde dagproductie. In vergelijking met de huidige gemiddelde dagproductie van 120-150 miljoen m3 zal, volgens de thans beschikbare informatie, in 2020 nog slechts een dagproductie van ca. 20 miljoen m3 per
32
ECN-E--08-049
dag kunnen worden gerealiseerd. Bij een gelijkblijvende vraag naar gas in absolute piekuren zal dus circa 100 tot 130 miljoen m3 aan additionele effectieve dagelijkse productiecapaciteit moeten worden gerealiseerd om de huidige piekvraag en piekcapaciteit in evenwicht te houden.
3.4
Capaciteitsontwikkeling import
Historisch bezien is de rol van importen in de totale gaslevering in Nederland tot midden jaren ’90 relatief gering geweest. De afgelopen 15 jaar is de omvang van jaarlijkse gasimporten echter toegenomen. Dit wordt enerzijds veroorzaakt door een afnemende nationale gasproductie, door een toenemende import van buitenlands gas voor de Nederlandse markt, maar ook door een groei van transitgas door Nederland. In deze paragraaf ligt de focus of de rol van importen ten tijde van een piek in de vraag naar gas. Bij het bespreken van de capaciteitsontwikkeling aangaande gasimporten maken wij een onderscheid tussen de import via pijpleidingen enerzijds (Paragraaf 3.4.1) en de import via LNG-terminals anderzijds (Paragraaf 3.4.2).
3.4.1 Import via pijpleidingen Figuur 3.10 laat de historische ontwikkeling zien van de gemiddelde import van gas op dagbasis. Hierbij is onderscheid gemaakt naar het geobserveerde gemiddelde en de, op basis van de geobserveerde maandelijkse swingfactor van importen in dezelfde periode berekende, theoretische maximale import per dag. De trendlijnen voor deze data bevestigen de trend van een stijgende hoeveelheid gasimporten. 100 90 80
Miljoen m3 per dag
70 60 50 40 30 20 10 0 jan-99
jul-99
jan-00
jul-00
jan-01
jul-01
jan-02
jul-02
jan-03
Import (gemiddeld)
jul-03
jan-04
jul-04
jan-05
jul-05
jan-06
jul-06
Import (maximum)
Figuur 3.10 Gemiddelde dagelijkse import van gas in de periode 1999-2006 Bron: IEA.
In Figuur 3.11 zijn de cijfers uit Figuur 3.10 gereproduceerd op jaarbasis. Daarnaast zijn verschillende projecties opgenomen voor de ontwikkeling van importcapaciteit voor de periode 2008 tot 2014.
ECN-E--08-049
33
200 180 160
Miljoen m3 per dag
140 120 100 80 60 40 20 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Import (gemiddeld)
Import (theoretisch maximum)
Capaciteit basis
Capaciteit hoog
Capaciteit laag
Figuur 3.11 Gemiddelde en maximale dagelijkse gasimport in de periode 1999 tot 2006 en de verwachte importcapaciteit tot 2014 Bron: IEA, GTS (2005, 2007). De totale importcapaciteit neemt naar verwachting toe in de komende jaren, onder meer als gevolg van een toename van internationale gasstromen door Nederland. De naar elkaar toe convergerende trendlijnen in Figuur 3.11 voor respectievelijk de gemiddelde en theoretisch maximale dagelijkse gasimporten lijken een in de tijd afnemende swingfactor te suggereren. De swing in importen bedroeg in 1999 nog 1,35 terwijl deze in 2006 nog slechts 1,12 was. Op basis van deze datareeks alleen is deze trend echter niet definitief vast te stellen. Een eventuele verklaring voor de observatie is de toename van transitostromen door het Nederlandse netwerk; stromen die zijn terug te vinden in zowel de import als de exportstatistieken. Transitostromen kennen een lage swingfactor omdat het economisch zinvol is om onder een zo hoog mogelijke load factor (belasting van het netwerk) gas over lange afstanden te transporteren.
3.4.2 Import via LNG Tot op heden heeft Nederland voor het transporteren van gas uit en naar het buitenland altijd gebruik gemaakt van pijpleidingen. Dit heeft onder meer te maken met het feit dat op kortere afstanden het transport via pijpleiding kostenefficiënter is dan transport via LNG-tanker. Aangezien er altijd voldoende gas aanwezig was in en rondom Nederland (Verenigd Koninkrijk, Noorwegen) lag een ontwikkeling van infrastructuur gebaseerd op pijpleidingen voor de hand. Daarnaast worden ook de gasimporten uit verder weg gelegen Russische gasvelden per pijp betrokken vanwege economische, voornamelijk op schaalvoordelen gebaseerde, overwegingen. Twee trends hebben het laatste decennium echter gezorgd voor een stimulans voor meer activiteiten in het transporteren van vloeibaar gas (LNG). Enerzijds zorgden technische verbeteringen ervoor dat de kosten van LNG-transporten danig verminderden. Anderzijds is in de uitputting van inheemse gasreserves in Noordwest Europa in het geheel en de daarmee gepaard gaande toenemende afhankelijkheid van Russische gasleveringen een reden gevonden voor verdere diversificatie van gasbronnen.
34
ECN-E--08-049
In Nederland zijn verschillende initiatieven opgezet die streven naar de realisatie van LNGimportcapaciteit. Tabel 3.2 geeft hiervan een overzicht. Tabel 3.2 Overzicht van initiatieven in Nederland ten aanzien van de ontwikkeling van LNGaanlanding Initiatief
Lokatie
Gate terminal LionGas terminal Terminal Eemshaven Terminal Taqa
Maasvlakte Maasvlakte Eemshaven Voor de kust bij Rotterdam
Ingebruik- Importcapaciteit Gemiddelde importname capaciteit per dag [mld m3 per jaar] [mln m3 per dag] 2011 9 ca. 25 2010 9 ca. 25 2014 12 ca. 33 2010? Nog niet bekend nog niet bekend
Piek ‘send-out’ capaciteit per dag [mln m3 per dag] ca. 38 ca. 29 ca. 38 nog niet bekend
Bron: websites van initiatiefnemers en diverse nieuwsberichten.
Ontwikkeling van LNG-aanlandingscapaciteit betekent een directe vergroting van de theoretisch beschikbare hoeveelheid gas uit importen. Indien alle plannen zouden doorgaan (wat niet heel waarschijnlijk is) betekent de realisatie van de nu bekende initiatieven een uitbreiding van de totale Nederlandse importcapaciteit van circa 30 miljard m3 per jaar, ofwel een dagelijkse gemiddelde importcapaciteit van ongeveer 83 miljoen m3. Technisch gezien kan de maximale send out capaciteit voor kortere tijd op een hoger niveau liggen dan het gemiddelde van 83 miljoen m3 per dag. De totale maximale send out capaciteit van de voorgestelde LNG-projecten ligt om en nabij de 30-40 miljoen m3 per dag.
3.5
Capaciteitsontwikkeling gasopslag
Nederland beschikt in vergelijking met andere Europese landen over relatief weinig gasopslagcapaciteit. De verklaring hiervoor is al eerder in dit rapport aan bod gekomen: de uitzonderlijke rol van de flexibele productie uit het Groningen veld. Op dit moment beschikt Nederland over vier opslagfaciliteiten. Tabel 3.3 presenteert de belangrijkste karakteristieken van de bestaande gasopslagfaciliteiten die zijn aangesloten op het Nederlandse gastransportnetwerk. Ook een drietal Duitse opslagfaciliteiten zijn aangesloten op het Nederlandse netwerk. Tabel 3.3 Karakteristieken van gasopslagfaciliteiten aangesloten op het Nederlandse gastransportnetwerk
Alkmaar Grijpskerk Norg LNGMaasvlakte Epe (Dui) (Essent) Epe (Dui) (Nuon) Kalle (Dui)
Werkvolume Productiecapaciteit Bedrijfstijd productie [miljard m3] [miljoen m3/dag] [dagen/jaar] 0,5 36 14 1,5 55 30 3 55 70
Injectiecapaciteit [miljoen m3/dag] 4,5 12 24
Bedrijfstijd Kussengas injectie [dagen/jaar] [miljard m3] 111 3,1 125 11,6 125 25
0,075
30
2
0,2
365
0
0.350
ca. 5
-
-
-
-
0,140 0,215
ca. 11 ca. 9
-
-
-
-
Bron: www.energie.nl, websites eigenaren, diverse nieuwsberichten.
De opslagfaciliteiten zijn divers in omvang en variëren van 75 miljoen m3 tot 3 miljard m3 in omvang. Daarnaast kennen de faciliteiten een verschil in productie- en injectiecapaciteit, oftewel de snelheid waarmee het aanwezige gas uit de opslagfaciliteit kan worden gehaald, respectievelijk in de opslagfaciliteit kan worden gestopt. Dit maakt dat elke opslagfaciliteit geschikt is
ECN-E--08-049
35
voor een specifieke vorm van flexibel gasaanbod. Zo wordt de LNG-tank op de Maasvlakte gebruikt voor een extreme piek in gasvraag. De reserve in deze faciliteit wordt uitsluitend aangesproken bij zeer hoge nood. Het duurt ook bijna een jaar om deze faciliteit weer te vullen wanneer deze is leeg getrokken. Aan de andere kant is opslagfaciliteit Norg bijvoorbeeld veel geschikter om de seizoensfluctuatie in gasvraag te accommoderen. De hier uitgevoerde analyse kijkt slechts naar de piekcapaciteit op dagbasis, ondanks het feit dat sommige opslagfaciliteiten niet voor deze zeer korte termijn zijn ontwikkeld (maar bijvoorbeeld voor seizoenspieken). Naast de bestaande gasopslagfaciliteiten zijn er op dit moment een aantal nieuwe projecten onderweg en mogelijke nieuwe initiatieven gelanceerd. Gasunie, het holdingbedrijf achter de landelijke netbeheerder van het gasnetwerk is samen met Nuon een opslagfaciliteit met een werkcapaciteit van 0,5 miljard m3 in Zuidwending aan het realiseren. Daarnaast heeft Essent een 20% aandeel genomen in de gasproductie uit de gasvelden bij Waalwijk, met de intentie om deze na depletie om te bouwen tot een gasopslagfaciliteit. Daarnaast maken Nederlandse partijen gebruik van gasopslagfaciliteiten net over de grens in Duitsland. Essent bezit bijvoorbeeld een gasopslagfaciliteit met een capaciteit van 250 miljoen m3 in het Duitse Epe en is, in samenwerking met Rhein Energie, bezig met ontwikkeling van nieuwe opslageenheden met een totale capaciteit van circa 200 miljoen m3 (verwachte realisatie in 2010).
3.6
Gasvraag en -aanbod in de piek
Miljoen m3 per dag
In deze sectie wordt het totale maximale piekaanbod afgezet tegen de maximale piekvraag naar gas, wederom voor de gehele periode tot 2020. Integratie van boven gepresenteerde gegevens levert Figuur 3.12. 800
800
700
700
600
600
500
500
400
400
300
300
200
200
100
100
0 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Productie Groningen
Figuur 3.12
Productie kleine velden
Import (pijp)
Import (LNG)
Opslag
Vraag NL + Export
Overzicht van de ontwikkeling van maximale piekcapaciteit in Nederland geconfronteerd met (theoretische) piekvraag
Uiteraard is bovenstaande figuur gebaseerd op een aantal veronderstellingen die samen een mogelijk toekomstbeeld schetsen. Hieronder wordt hierop ingegaan.
36
ECN-E--08-049
In de eerste plaats wordt verondersteld dat de ontwikkeling van piekproductiecapaciteit van het Groningenveld het meest gunstige verloop vertoont: de bovenste projectie in Figuur 3.8. Of dit een realistische aanname is, is afhankelijk van de impact van additionele investeringen in compressoren voor het Groningenveld. In de tweede plaats is verondersteld dat zowel opslag-, als importcapaciteit volledig benut worden. Met andere woorden: de opslagfaciliteiten en de beschikbare LNG-terminals zijn volledig met gas gevuld op het moment dat er dringende behoefte is aan gas. In de derde plaats wordt verondersteld dat werkelijk alle geplande investeringen in capaciteit (opslag, LNG, pijpleidingen) daadwerkelijk worden gerealiseerd. Dit lijkt optimistisch voor met name de ontwikkeling van LNG-aanlandingscapaciteit. In de vierde plaats wordt verondersteld dat er op het moment suprême naast piekvraag van binnenlandse afnemers ook piekvraag bestaat in het buitenland. Kortom: een deel van de beschikbare capaciteit komt ten goede aan het buitenland. Toch kan op basis van de verzamelde data en het gepresenteerde overzicht een aantal observaties worden gedaan. Ten eerste lijkt de afnemende piekcapaciteit van het Groningenveld uiteindelijk afdoende te worden gecompenseerd door additionele capaciteit elders, mits alle meegenomen geplande projecten inderdaad van de grond komen. Zoals gezegd is dit nog maar de vraag. Ten tweede is de invloed van gasimporten, gasexporten en gastransit op de voorzieningszekerheidssituatie groot. Hoewel een toename van transit door Nederland theoretisch gezien meer gas naar Nederland brengt (door het gehele jaar heen) maakt de onzekerheid omtrent de ‘herexport’ van gas in tijden van piekvraag dat het vele malen lastiger wordt om in te schatten of daadwerkelijk voldoende gas beschikbaar is voor Nederlandse eindverbruikers. Ten derde moet worden vastgesteld dat de aanname van volledige inzetbaarheid van geplande capaciteit (gevulde gasopslagfaciliteiten, LNG-terminals etc.) een cruciale is. Dit is onder andere afhankelijk van de contracten die zijn afgesloten met betrekking tot deze capaciteit. Een analyse van het marktgedrag van partijen die betrokken zijn bij de allocatie van capaciteit, de mogelijke reallocatie van capaciteit, de handel in gas (via spotmarkten of bilateraal in lange-termijn contracten) is daarom belangrijk. De resultaten van de kwantitatieve analyse naar de ontwikkeling van piekcapaciteit kunnen geen definitief uitsluitsel geven op de vraag of de capaciteit benodigd voor een voldoende leveringszekerheidsniveau in de periode tot 2020 gewaarborgd is. Dit is in de eerste plaats niet mogelijk omdat de resultaten onder bepaalde veronderstellingen tot stand zijn gekomen (onder meer ten aanzien van de beschikbaarheid van LNG- en importcapaciteit). In de tweede plaats zijn onzekerheden ten aanzien van bepaalde variabelen slechts in beperkte mate meegenomen. Zo is wel gekeken naar verschillende vraagscenario’s, maar slechts beperkt gekeken naar de verschillende mogelijke ontwikkelingen in de gasvraag van verschillende types eindverbruikers. Een voorbeeld hiervan is de onzekerheid in de hoeveelheid te realiseren gasgestookte elektriciteitscentrales in de periode tot 2020. Een verdere penetratie van gas in de elektriciteitsvoorziening in Nederland of omringende landen heeft een belangrijke impact op de (piek)vraag naar gas. Ten derde is voor deze analyse zoveel mogelijk gebruik gemaakt van publiek beschikbare data. Bij een grootschaliger onderzoek en analyse zou meer, en meer gedetailleerdere informatie worden vergaard. Opgemerkt dient te worden dat het bestaan van verschillende gaskwaliteiten in gasproductie en gasconsumptie de analyse van het voorzieningszekerheidsprobleem in werkelijkheid nog verder compliceert. Hieronder wordt hierop ingegaan.
3.7
Gaskwaliteit en conversiecapaciteit
Er bestaan vele verschillende gaskwaliteiten maar in Nederland hebben gasmarktactoren als het gaat om de handel in gas te maken met vier verschillende gaskwaliteiten: hoogcalorisch gas afkomstig uit kleine velden en het buitenland (H-gas), laag calorisch gas uit het Groningenveld (G-gas), verrijkt Groningengas voor kleinverbruikers (G+ gas, en gas met een calorische waarde
ECN-E--08-049
37
liggend tussen laag calorisch en hoog calorisch gas (L-gas). Figuur 3.13 geeft de verschillende aanwezige gaskwaliteiten in het Nederlandse systeem.
Figuur 3.13 Overzicht van verschillende soorten gas in het Nederlandse gas transport netwerk Bron: DTe, 2004.
Slechts in beperkte mate kan een bepaalde gassoort omgezet worden naar een andere. Zo kan door menging van H-gas met G-gas, gas met een tussenliggende waarde worden geproduceerd (G+ of L). Daarnaast kan door middel van toevoegen van stikstof aan H-gas gas van een lagere calorische waarde worden geproduceerd. De in Nederland aanwezige capaciteit om in conversie van gaskwaliteiten te voorzien is echter beperkt en bovendien op slechts enkele locaties beschikbaar. Bij een ernstige calamiteit op één van beide grote gasconversie-installaties (Wieringermeer, Ommen) is vermoedelijk onvoldoende levering van G-gas mogelijk. Het bestaan van diverse gaskwaliteiten binnen Nederland heeft een grote invloed op onze analyse van de voorzieningszekerheidssituatie in Nederland in 2020. Dit is het geval omdat alle eerder benoemde ontwikkelingen in het Nederlandse gassysteem (van productie tot opslag) veelal betrekking hebben op gas van bepaalde kwaliteit. • De productie van G-gas uit het Groningerreservoir neemt af. • Een toename in de hoeveelheid te importeren gas betreft hoofdzakelijk H-gas. • De variatie in de gasvraag door het jaar geldt vooral de kleinverbruikers aangesloten op het G-gasnetwerk. Teneinde de pieken in de G-gasvraag te accommoderen is extra opslag nodig. • De export van (verrijkt) G-gas zal op middellange termijn teruglopen als gevolg van het feit dat G-gas importerende landen zullen gaan anticiperen op een gasvoorziening gebaseerd op alleen H-gas. De laatste ontwikkeling zou kunnen betekenen dat er op den duur relatief weer meer conversiecapaciteit beschikbaar komt voor de Nederlandse G-gasconsumenten. Het beschikbaar stellen van voldoende capaciteit om H-gas om te zetten in G-gas is een publieke taak van de landelijke netbeheerder. Conversiecapaciteit wordt op deze wijze gelijk behandeld als transportcapaciteit. Uit het onderzoek van DTe naar de ontwikkeling van de groothandelsmarkt voor gas in Nederland (DTe, 2007) blijkt dat er geen fysieke schaarste is van conversiecapaciteit, maar van contractuele schaarste.10 Voor GTS zijn de in het transportnetwerk geïnjecteerde en onttrokken gas10
Fysieke schaarste van conversiecapaciteit kan ook ontstaan als een cruciale input voor conversie, namelijk stikstof, beperkt beschikbaar is. De werkelijke behoefte aan stikstof is afhankelijk van de gaskwaliteit die moet worden omgezet en varieert daarom nog al. Naar verluidt heeft een tekort aan stikstof zich in de laatste jaren ook op enige moment laten voelen.
38
ECN-E--08-049
volumes in principe een gegeven, waarbij GTS de totale beschikbare conversiecapaciteit aanwendt om de vraag en aanbodbalans in stand te houden. Hierbij geldt echter dat de vraag en aanbod van conversiecapaciteit wordt gedomineerd door GasTerra. Immers, een hogere productie uit Groningen verlaagt de vraag naar conversiecapaciteit, terwijl een lagere productie de vraag naar conversiecapaciteit juist verhoogt. In de tijd dat GTS en GasTerra nog één onderneming vormde werd deze balans intern geoptimaliseerd, maar nu splitsing van gastransport en gashandel is doorgevoerd is het productieniveau van GasTerra een externe, onzekere, factor geworden voor GTS. Gegeven het feit dat kwaliteitsconversiecapaciteit kan worden geboekt op basis van first-come first-served is er veelvuldig sprake van contractuele capaciteitsschaarste. Op onder meer advies van DTe heeft de Minister van Economische Zaken in een brief aan de kamer (Tweede Kamer, 2008) inmiddels laten weten dat het bestaande boekingssysteem zal worden afgeschaft. Daarvoor in de plaats wordt GTS de verplichting opgelegd om voldoende conversiecapaciteit aan te bieden, waarbij deze expliciet wordt verzocht om een contractueel arrangement aan te gaan met GasTerra waarin de vraag- en aanbod van conversiecapaciteit als gevolg van GasTerra’s productiemix expliciet wordt opgenomen. Andere ‘klanten’ dan GasTerra geldt dit niet. Invoering van het nieuwe systeem moet resulteren in een efficiëntere benutting van de beschikbare conversiecapaciteit. Op de langere termijn kan door verdergaande depletie van het Groningenveld de huidige conversiecapaciteit onvoldoende blijken. Geïmporteerd gas heeft een hogere kwaliteit dan kleine velden gas, waardoor er ook meer stikstof nodig is per geproduceerde eenheid G-gas. Of hier te zijner tijd op moet worden geanticipeerd door middel van investeringen in additionele capaciteit is afhankelijk van de vraag of het verstandiger is om in alle gasvraag bij kleinverbruikers te voorzien middels kwaliteitsconversie of door grootschalige overstap naar H-gas.11 Dezelfde vraag zullen ook de landen waarnaar op dit moment G-gas wordt geëxporteerd (België, Duitsland en Frankrijk) zich in de komende jaren stellen. Beslissingen die op dit punt genomen worden zijn ook van belang voor het conversiecapaciteitsvraagstuk in Nederland.
3.8
Reflectie op basis van consultatie marktpartijen
Ook in de consultatieronde is de al dan niet voldoende ontwikkeling van piekcapaciteit aan de orde gekomen. Als gevolg van de marktliberalisering en de regulering van de transport- en distributienetwerken zijn de reserves in de gasnetinfrastructuur verdwenen. Dit lijkt deels het gevolg van de statische benadering van netwerkregulering, welke is gericht op verhoogde kortetermijn efficiëntie. De geconsulteerde marktpartijen hebben twijfels over de mate waarin het investeringsklimaat voldoende zekerheid biedt voor terugverdienen van investeringen in nieuwe capaciteit. In dit verband worden verschillende factoren c.q. oorzaken genoemd. Zo wordt de onzekerheid omtrent de toekomst van het Groningenveld als factor genoemd, en de rol van de door de overheid op dit moment ingestelde plafond op productie uit het Groningenveld. Het ontbreken van informatie over het al dan niet continueren van een limiet en de hoogte hiervan betekent een marktrisico voor partijen die investeren in flexibele productiecapaciteit. Verder speelt ook de dominante marktpositie van GasTerra op de Nederlandse markt en belangrijke rol. In de laatste plaats wordt tevens gewezen op de onzekerheid ten aanzien van toekomstige prijsontwikkeling. Hier speelt het voortbestaan van twee ‘prijssystemen’ een rol (gas-to-gas beprijzing op TTF en geïndexeerde prijzen in lange-termijn contracten) en de nog beperkte omvang van de handel op TTF. Door de beperkte liquiditeit op de markt kan er bijvoorbeeld slechts in beperkte mate inzicht worden verkregen in de toekomstige gasprijs: de geldende gasprijs in forwardcontracten is niet per sé marktreflectief. Daarnaast geldt specifiek voor investering in gasopslag dat de kosten van zogenaamd kussengas als gevolg van huidige prijssystematiek en daarmee gepaard gaande 11
Hier is door Gasunie Research en Gastec in de jaren 80 al uitgebreid naar gekeken. Technisch is omschakeling wellicht mogelijk, maar gelet op het groot aantal gasverbruikinstallaties in Nederland is aanpassing van het gas economisch gezien aantrekkelijker.
ECN-E--08-049
39
onzekerheden zorgen voor grote kostenrisico’s. Dit geldt nog meer voor gasopslagfaciliteiten gericht op seizoensflexibiliteit dan gasopslagfaciliteiten gericht op dagflexibiliteit. Marktpartijen lijken er over eens te zijn dat het investeringsprobleem relatief meer aanwezig is in de markt voor seizoensopslag dan in de markt voor piekopslag (op dagbasis). Een reden hiervoor is dat zeer flexibele opslagfaciliteiten ook inkomsten genereren uit handelsacties (van dag tot dag). Er wordt verwacht dat projecten zoals het opslagproject Bergermeer in de toekomst onder huidige marktomstandigheden lastig van de grond zullen komen. Een exemption van strenge toegangsen tariefsregulering lijkt voor dergelijke projecten een vereiste. Het verstrekken van exempties ten aanzien van de toegang tot opslagcapaciteit voor derden moet dan ook gezien worden als een belangrijk instrument om meer investeringen in gasopslagfaciliteiten van de grond te laten komen. Een relatieve uitzondering wat betreft investeringsbereidheid onder huidige marktcondities lijkt Essent. Essent slaagt er in de huidige marktomgeving in om voor belangrijk deel in flexibiliteitsbehoefte te voorzien middels eigen investeringen (opslag en LNG-aanlanding).12 Geconsulteerde marktpartijen geven ook aan te verwachten dat het huidige aantal aan bekende LNG-terminal projecten niet volledig gerealiseerd zullen worden: er wordt de verwachting uitgesproken dat er in eerste instantie slechts twee van de vier gerealiseerd zal worden.
3.9
Conclusies
De kwantitatieve analyse in dit hoofdstuk bevestigt grotendeels de eerder in de inleiding beschreven ontwikkelingen in de Nederlandse gasvoorziening. • Als gevolg van de afnemende eigen gasproductie uit kleine velden en het Groningenveld zal ook de capaciteit van de Nederlandse gasvoorziening om op korte termijn te reageren op een onevenwichtigheid in vraag- en aanbodverhoudingen afnemen. Het voorzieningszekerheidsniveau dat kan worden gewaarborgd door eigen productie neemt in de periode tot 2020 substantieel af. • Nederland wordt voor haar gaslevering in steeds toenemende mate afhankelijk van het buitenland. Als het gaat om de capaciteit om op korte termijn (b.v. dagbasis) te reageren op een onbalans in de markt zal daarom ook steeds meer worden gevraagd van de flexibiliteit die leveringscapaciteit in de vorm LNG-terminals en importcapaciteit via pijpleidingen kan bieden. • De ontwikkeling van de Nederlandse gasvraag lijkt, op basis van aangehaalde scenariostudies, onzeker. Terwijl de kleinverbruikers- en industriesector een relatief geringe groei kennen, en eerstgenoemde wellicht zelfs een daling, kan vooral de gasbehoefte in de elektriciteitssector flink toenemen. Dit is afhankelijk van de ontwikkeling van gasprijs, elektriciteitsprijs en de prijs van CO2-emissierechten. De lagere vraag in de kleinverbruikerssector zou een daling van de flexibiliteitsbehoefte betekenen, terwijl de groei in de elektriciteitssector deze weer teniet zou kunnen doen. • Tegelijkertijd lijkt de vraag naar gas in het buitenland toe te nemen. Het verschil met de ontwikkeling in Nederland kan worden verklaard door de in Nederland reeds hoge penetratie van gas in de energiehuishouding in vergelijking met andere landen in Noordwest Europa. Dit betekent dat er rekening moet worden gehouden met het feit dat het buitenland zich meer en vaker naar Nederland zou kunnen richten als er zich een behoefte aan flexibele capaciteit voordoet. • Per saldo geldt dat door de afnemende flexibele capaciteit van eigen gasproductie Nederland meer afhankelijk wordt van flexibele capaciteit geleverd door gasopslagfaciliteiten. Op momenten van een onbalans in vraag en aanbod zal gasopslag in toenemende mate een spilfunctie gaan vervullen in de pieklevering van gas. De kwantitatieve analyse levert, naast een bevestiging van een aantal ontwikkelingen, onzes inziens daarnaast nog een aantal nuttige en belangrijke inzichten op.
12
Voor een deel vinden deze investeringen echter in Duitsland plaats i.p.v. in Nederland.
40
ECN-E--08-049
• Het aandeel van het Groningenveld in de voorziening van piekcapaciteit op de Nederlandse gasmarkt is op dit moment erg groot, terwijl er slechts beperkte informatie beschikbaar is ten aanzien van de ontwikkeling van deze capaciteit in de komende 10 tot 15 jaar. Dit is een probleem in de zin dat het marktpartijen die potentieel geïnteresseerd zijn in de ontwikkeling van alternatieven (zoals opslagcapaciteit) een incompleet beeld geeft van de toekomstige piekleveringssituatie in Nederland, en de waarde van hun investering hierin. • Een toename in importstromen, transitstromen en export zorgt ervoor dat de werkelijke leveringszekerheidssituatie zich lastig laat schatten. Een toename in de import van gas uit Rusland is bijvoorbeeld ook afhankelijk van uitbreidingsinvesteringen in het Duitse gastransportnetwerk. De toenemende integratie in de Noordwest Europese gasmarkt wordt beschouwd als een goede zaak als het gaat om de robuustheid van het transportnetwerk om problemen in de levering van gas te accommoderen, maar het brengt ook extra onzekerheid: wat is de werkelijke flexibiliteit van import-, transit- en exportstromen op de momenten dat de gasmarkt om flexibiliteit verlegen zit? Hier is weinig over bekend. Over het algemeen wordt slechts aangenomen dat het aantrekken van meer (transit)stromen een gunstig effect heeft op de voorzieningszekerheid van een (transit)land. Of dit werkelijk het geval is echter niet bekend. • De ontwikkeling van één of meerdere LNG-aanlandingsterminals geeft theoretisch gezien een flinke impuls aan de totale piekleveringscapaciteit aanwezig in de Nederlandse markt, maar de maximale inzet is afhankelijk van de hoeveelheid gas aanwezig in de terminal op het moment dat een piek in de vraag of een interruptie in het aanbod zich voordoet. Het is daarom maar de vraag in hoeverre LNG-piekcapaciteit écht tot de hoeveelheid piekcapaciteit mag worden gerekend.
ECN-E--08-049
41
4.
Beschikbaarheid van leveringszekerheidsopties
Teneinde de leveringszekerheid van gas te garanderen kunnen partijen op de gasmarkt verschillende instrumenten ter hand nemen. Het kan hier gaan om het ontwikkelen of contracteren van fysieke opties, zoals de in het vorige hoofdstuk beschreven opties als LNG-aanlanding en gasopslag, of het inzetten van commerciële/strategische opties, zoals portfolio diversificatie en ‘overdimensionering’ van gasleveringscontracten. Verder kan hierbij het onderscheid worden gemaakt tussen een marktpartij en de overheid (of overheidinstanties). Een instrument dat typisch door een overheid kan worden toegepast, of dat door de overheid aan marktpartijen kan worden opgelegd, is het aanhouden van een strategische reserve of het instellen van een supplier of last resort. Tabel 4.1 presenteert de verschillende opties en geeft een korte karakterisering. Bij deze opties moet in ogenschouw worden genomen dat de focus ligt op de flexibiliteitsopties die op de korte termijn (dagbasis) kunnen worden ingezet. Tabel 4.1 Opties voor leveringszekerheid Instrument/optie Karakterisering Gasproductie (flexibel) Gasproducerende velden kunnen beperkt (dagelijkse) productie variëren. Gasimport (flexibel) Gasimporten en onderliggende importcontracten kennen zekere flexibiliteitsclausules. Gasopslag Onttrekking van gas uit gasopslagfaciliteiten. Afschakelbare contracten Overeenkomsten tussen gasleverancier en gasverbruiker over tijdelijk reduceren of volledig stopzetten van levering (tegen vergoeding). Conversiecapaciteit Beperkte opslagcapaciteit bij gasconversie op de hele korte termijn (op uurbasis en binnen een dag ) Linepack Beperkte opslagcapaciteit aanwezig in het (transport)netwerk. Handelsplatforms Mogelijkheid om op korte termijn (day-ahead) gas te sourcen op diverse handelsplatforms Diversificatie Langere-termijn strategie: middels spreiding in gaslevering de kans op economische/fysieke schade reduceren. Substitutie van brandstof Verbruikers hebben in aantal gevallen mogelijkheid om van brandstof te switchen en zodoende korte-termijn vraag naar gas te reduceren. Overdimensionering Overdimensionering van transportnetwerken maakt het gehele transportcapaciteit gassysteem robuuster voor interrupties. Overdimensionering contracten Verbruikers en gasleveranciers verlagen kwetsbaarheid van gaslevering door extra peak te contracteren (evt. in plaats van baseload) Force majeure clausule Clausules ten aanzien van niet-leveren van gas in geval van gespecificeerde calamiteiten. Hierbij worden bepaalde leveringszekerheidsrisico’s feitelijk doorgegeven aan eindverbruikers. Strategische reserve Het aanleggen van reserves voor inzet in specifieke (nood)omstandigheden. Vergelijkbaar met bestaande strategische oliereserves. Supplier of last resort De risico’s gerelateerd aan niet-levering voor bepaalde consumentengroepen, in specifieke omstandigheden neerleggen bij één daartoe aangewezen partij. Om uiteenlopende redenen worden de volgende instrumenten/opties niet verder in dit hoofdstuk besproken. • Conversiecapaciteit: In Hoofdstuk 3 is reeds kort gesproken over de rol van gaskwaliteiten en het belang van voldoende beschikbaarheid van conversiecapaciteit. Conversiecapaciteit biedt bovendien zeer weinig flexibiliteit op dagbasis. 42
ECN-E--08-049
• Linepack: Deze flexibiliteitsoptie is relevant voor de leveringszekerheid op de zeer korte termijn (binnen een dag) en is slechts zeer beperkt beschikbaar. • Diversificatie: Diversificatie van gasbronnen is een verstandige langere-termijn strategie om de leveringszekerheidsrisico’s te beperken/af te dekken. • Overdimensionering transportcapaciteit: Sinds de introductie van marktwerking wordt ten aanzien van netwerken meer en meer gestreefd naar netwerkbedrijven die steeds efficiënter met beschikbare middelen omgaan (via omzet- of prijsregulering). De optie van overdimensionering van het transportnetwerk lijkt niet goed in overeenstemming te brengen met het huidige beleid en netwerkregulering dat gericht is op het verhogen van efficiëntie, en wordt hier daarom niet nader bekeken. De overige instrumenten en opties komen in het vervolg van dit hoofdstuk aan bod. Op dit punt wordt gememoreerd dat geen uitvoerige studie per optie is uitgevoerd maar dat slechts een verkenning is uitgevoerd. Per optie wordt geanalyseerd in hoeverre de optie de leveringszekerheidssituatie kan verbeteren en waar, voor de Nederlandse situatie, verbeteringen kunnen worden voorgesteld. Hierbij zijn de inzichten opgedaan in de consultatieronde meegenomen. Per optie wordt indien nuttig besproken wat de huidige stand van zaken is ten aanzien van beleid en regelgeving en worden, indien aan de orde, nieuwe initiatieven kort bediscussieerd.
4.1
Beschikbaarheid van Nederlandse gasproductie
Zoals de cijfers in Hoofdstuk 3 lieten zijn moet de flexibiliteit in de productie van gas uit Nederlandse velden voornamelijk komen van het Groningenveld. De theoretisch maximale productie van het Groningergasveld wordt daarbij bepaald door geologische karakteristieken in combinatie met technische middelen (bv. compressoren). Het daadwerkelijk leveren van de maximale hoeveelheid te produceren gas is echter in essentie een bedrijfseconomische beslissing. De eigenaar van het uit Groningen geproduceerde gas is de NAM. En ook de technische operatie van het veld ligt bij de NAM. GasTerra is echter de partij die operationele productiebeslissingen voor haar rekening neemt. GasTerra is een internationaal opererend gashandelsbedrijf met als aandeelhouders Shell (25%), ExxonMobil (25%), Energie Beheer Nederland (EBN) (40%) en de Nederlandse Staat (10%). De aandelen van Shell en ExxonMobil zijn ondergebracht in de Nederlandse Aardolie Maatschappij (NAM). De Nederlandse Staat is tevens de enige aandeelhouder van EBN. Het in de tijd langer in stand willen houden van de flexibele gasproductie uit het Groningenveld kan gezien worden als een tweede ratio achter het door de overheid ingestelde productieplafond voor het Groningenveld (op basis van Artikel 55 uit de Gaswet). De primaire ratio lag in het langer beschikbaar houden van Groningergas ten behoeve van het zo goed mogelijk op de markt zetten van kleine velden gas. In de periode 2006-2015 mag in totaal maximaal 425 miljard m3 (Groningengas-equivalent) aan aardgas worden onttrokken aan de Groningse gasreserve. De vraag is in hoeverre dit plafond in jaarproductie een effect sorteert op de korte-termijn beslissingen ten aanzien van het inzetten van de maximale dagproductie. Waarschijnlijk zorgen hoge marktprijzen in tijden van schaarste automatisch tot een optimale inzet van Groningen. Hierdoor heeft de producent nog voldoende speelruimte door het jaar heen, waardoor het jaarplafond geen restricties oplegt aan dagelijkse piekproductie die gevraagd wordt bij hoge marktprijzen. De maximale productiecapaciteit van het Groningenveld en de afname van deze capaciteit als gevolg van voortgaande depletie van dit veld kan worden verhoogd c.q. gecompenseerd door additionele compressoren op het veld te instaleren. In het verleden hebben inmiddels al grote investeringen in dergelijke compressoren plaatsgevonden en ook op dit moment wordt door GasTerra gekeken naar mogelijke nieuwe investeringen in extra compressie. Hierbij dient te worden opgemerkt dat het niet GasTerra is die de uiteindelijke investeringsbeslissing neemt. GasTerra doet deze ‘bestelling’ bij de NAM. Op haar beurt kan de NAM, als daar bedrijfseconomische redenen voor zijn, deze bestelling niet honoreren.
ECN-E--08-049
43
Feit blijft echter wel dat neergang van flexibele leveringscapaciteit op de langere termijn onontkoombaar is naarmate depletie van het veld dichterbij komt. Vanaf een bepaald moment zal het ook niet meer economisch interessant zijn om middels grootschalige investeringen in compressoren de piekcapaciteit te verhogen. Op dit moment lijken marktpartijen (buiten NAM/GasTerra) niet goed in te kunnen schatten hoe de maximale piekcapaciteit van het Groningenveld zich naar alle waarschijnlijkheid zal ontwikkelen in de komende 10 tot 20 jaar. Van belang hierbij is ook de vaststelling door de overheid van een eventueel nieuw productieplafond voor het Groningenveld. De onzekerheid kan als zodanig hinderlijk zijn voor de leveringszekerheidssituatie op middellange termijn daar concurrerende aanbieders van flexibiliteitsdiensten slecht in kunnen schatten wat de werkelijke waarde van eigen investeringen in piek- en opslagfaciliteiten zijn. Dit kan resulteren in een onvoldoende niveau aan investeringen in nieuwe flexibiliteitsopties en werkt een verdere concentratie van de dominante partij op deze markt in de hand. Laatstgenoemde beschikt immers wél over de genoemde inzichten ten aanzien van toekomstige piekcapaciteitontwikkelingen van het Groningenveld, maar hoeft deze kennis, in een geliberaliseerde markt, niet te delen met andere partijen.
4.2
Beschikbaarheid van importen
4.2.1 Beschikbaarheid import via pijpleidingen De te verwachtte ontwikkeling van de technisch beschikbare importcapaciteit geeft geen indicatie over de werkelijke importstroom. De benuttingsgraad van gasimportcapaciteit kan, afhankelijk van marktomstandigheden, lager liggen. Zo was de technische bezettingsgraad van de entry capaciteit op het grenspunt Emden/Oude Statenzijl in 2006 bijvoorbeeld ongeveer 78% (DTe, 2007). De te verwachtte importcapaciteit geeft echter wel het plafond aan van de importstroom (op dagbasis) in tijden van piekvraag. In hoeverre de maximale capaciteit in de praktijk wordt benut is afhankelijk van verschillende factoren. Belangrijk hierbij zijn de rol van lange-termijn contracten die onder gasstromen schuil gaan en de prijsverhoudingen op internationale gasmarkten. Hierbij moet tevens worden aangetekend dat niet al het door Nederland geïmporteerde gas ook daadwerkelijk zal worden geleverd aan een Nederlandse eindverbruiker. Vanwege de gunstige geografische ligging en de aanwezige infrastructuur is Nederland een ‘natuurlijk’ doorvoerland voor gas uit Noorwegen (via Duitsland) en Rusland naar Zuid- en Centraal Europa en het Verenigd Koninkrijk. Een andere belangrijke determinant voor de hoeveelheid gasimport op dagbasis is niet alleen de fysiek, maar ook de contractueel beschikbare importcapaciteit. De eigenaar van het landelijk transportnetwerk, Gas Transport Services (GTS) verkoopt op first come first served basis eerst firm capaciteit aan de markt, om vervolgens bij meer capaciteitsaanvragen dan technisch beschikbaar over te gaan op het aanbieden van zogenaamde interruptible contracten. Deze geven minder dan 100% zekerheid over het daadwerkelijk beschikbaar zijn van capaciteit wanneer het moment daar is. Voor deze onzekerheid ontvangen de marktpartijen een korting op de prijs voor het contract. Zo bestaan er verschillende ‘tranches’ met daaraan gekoppeld diverse prijzen. Omdat marktpartijen doorgaans op een bepaald piekniveau capaciteit inkopen ontstaat er vaak de situatie dat er wel contractuele congestie in het netwerk plaats heeft, maar geen fysieke congestie: oftewel, ook de interruptible capaciteit blijkt dan toch fysiek beschikbaar. Bij momenten van schaarste zullen de eigenaars van interruptible contracten de eerste zijn die hun verzoek tot gastransport niet ingewilligd zullen zien. Shippers die capaciteit hebben geboekt dienen één dag van te voren aan te geven hoeveel capaciteit zij zullen gaan benutten (het zogenaamde ‘nomineren’). Deze aanvraag kunnen zij tot op de dag zelf, twee uur van te voren zonder enige consequentie veranderen (‘hernomineren’). Capaciteit die wel contractueel was ingekocht maar tot twee uur van te voren niet is genomineerd komt terug bij de eigenaar van het transportnetwerk. Op dat moment kan, theoretisch gezien, deze capaciteit weer aan andere marktpartijen worden aangeboden, ware het niet dat het in de praktijk vaak niet haalbaar blijkt vanwege de zeer korte
44
ECN-E--08-049
termijn. Een mogelijk gunstige ontwikkeling op dit punt is de introductie door APX van grensoverschrijdende handel in ‘tweedehands’ capaciteitsrechten (APX, 2008). Eerder was handel in capaciteitsrechten mogelijk op bilaterale basis, nu komt er dus een marktplatform beschikbaar. Deze introductie komt onder meer voort uit de door ERGEG opgezette Gas Regional Initiative North-West Europe. Op een aantal interconnectorpunten, zoals bijvoorbeeld het entry- en exit punt Emden/Oude Statenzijl, kan zowel gas worden geïmporteerd als geëxporteerd. Wanneer afzonderlijk naar de benuttingsgraad van het entry punt wordt gekeken zien we een gemiddelde gebruikte capaciteit van bijna 100% van de technische capaciteit (NMa/DTe, 2007). De bezetting is zodanig dat regelmatig interruptible capaciteit aan marktpartijen moet worden aangeboden. Echter, wanneer de entry en exit stroom tegen elkaar zouden kunnen worden weggestreept zou de bezettingsgraad veel lager liggen. Het zou de facto betekenen dat meer partijen in staat kunnen worden gesteld om firm capaciteit te boeken. In de praktijk is dit vaak lastig te realiseren omdat pas in een heel laat stadium duidelijk is hoeveel capaciteitsoverschot er daadwerkelijk is.
4.2.2 Beschikbaarheid LNG-terminals Eigenaren van nieuw te bouwen LNG-aanlandingsfaciliteiten kunnen in aanmerking komen voor een ontheffing (exemption) van de verplichting om toegang te verschaffen tot capaciteit aan derden. In hoeverre is dit het geval voor Nederlandse LNG-alternatieven? M.a.w. hoeveel capaciteit kan worden verkocht onder lange-termijn contracten? In hoeverre wordt ongebruikte capaciteit teruggegeven aan de markt (ook in noodsituaties)? De bezettingsgraad van een LNG-terminal door het jaar heen ligt veel lager dan 100%. Juist LNG-transporten zijn bij uitstek geschikt om op korte termijn te re-routen naar andere bestemmingen als marktomstandigheden (prijsdifferentialen) daartoe aanleiding geven. Daarnaast bestaat er in de huidige markt (op basis van projectvoorstellen en projecten in ontwikkeling) het risico dat de ontwikkeling van liquefactie-capaciteit van gasexporterende landen achterblijft bij de ontwikkeling van regasificatiecapaciteit in gasimporterende landen. Zo zijn er in Noord West Europa (het Verenigd Koninkrijk, Nederland, België en Duitsland) alleen al een groot aantal projecten in ontwikkeling. Kortom: de korte-termijn concurrentie om LNG is erg groot, wat de waarschijnlijkheid van hoge bezettingsgraad nog geringer maakt. Frontier Economics, in een studie voor de DTe naar de flexibiliteitsmarkt voor gas, gaat voor LNG-terminals uit van een werkelijke bezettingsgraad van ongeveer 50% (Frontier Economics, 2008). Dit is gebaseerd op ervaringen in landen waar LNG-terminals reeds langer een normaal verschijnsel zijn. Ook Drewry (2007) presenteert vergelijkbare utilisatiecijfers voor LNG-terminals en ook GTS lijkt uit te gaan van een gemiddelde bezettingsgraad van ca. 50%.13 Door naar de LNG-terminal ‘klanten’ te kijken zou een inschatting kunnen worden verkregen van de werkelijke hoeveelheid gas dat via LNG-terminals het Nederlandse transportnetwerk binnenkomt. Oftewel, in hoeverre ligt het aanbod van gas via de LNG-aanlandingsfaciliteiten in de toekomst vast in lange-termijn contracten, en hoe zouden de houders van deze contracten met deze contractuele rechten omgaan in de hypothetische situatie van een onverwachte interruptie in de levering van gas. Tabel 4.2 presenteert gegevens ten aanzien van eigendom en capaciteitsrechten van de verschillende LNG-initiatieven in Nederland.
13
Bron: een presentatie van D. Zelhorst (GTS) over ‘The Bigger European Picture’ op de bijeenkomst ‘Transporting Britain’s Energy 2007’, Juli 2007.
ECN-E--08-049
45
Tabel 4.2 Overzicht van initiatieven in Nederland ten aanzien van de ontwikkeling van LNGaanlanding Initiatief Eigenaar Gebruiker (via lange-termijn contracten) Gate terminal Gasunie Dong Energy (3 mld m3 per jaar) Vopak EconGas (3 mld m3 per jaar) Essent (3 mld m3 per jaar) Essent (5%) Dong Energy (5%) OMV Gas (5%) LionGas terminal
4gas
Liongas
Terminal Eemshaven
Essent (50%) Gasunie (25%) Vopak (25%)
Essent (50%) 25% door Gasunie te vermarkten 25% door Vopak te vermarkten
Terminal Taqa (Abu Dhabi National Energy Company PJSC)
Terminal Taqa (Abu Dhabi National Energy Company PJSC)
Momenteel wordt open season14 gehouden.
Gate terminal heeft als belangrijkste eigenaren Gasunie en Vopak. Gasunie is de holding company van de eigenaar van het Nederlandse gastransportnetwerk, Gas Transport Services (GTS). Het beheer van het nationale pijpleidingennetwerk is een gereguleerd monopolie, waarbij de toezichthouder de vrije allocatie van capaciteit (vrije toegang voor derden) en het efficiënt gebruik en inrichting van het netwerk (middels op prestatie gebaseerde tariefregulering) controleert. In principe geldt een zelfde reguleringsmethodiek voor investeringen in LNG-capaciteit, maar omwille van het in stand houden van voldoende investeringsprikkels laat de Europese gasrichtlijn op dit punt ruimte voor uitzonderingsposities (ontheffingen). In Nederland kan op grond van Artikel 18h van de Gaswet een ontheffing worden verleend aan grote nieuwe infrastructuur. Gate terminal heeft zo’n ontheffing gekregen. Dit betekent dat de eigenaren van de terminal zelfstandig beslissen wie middels lange-termijn contracten toegang krijgt tot de terminal. Bij de definitieve investeringsbeslissing eind december 2007 werd bekend gemaakt dat drie partijen een lange-termijn contract zijn aangegaan. Dit zijn Dong Energy, EconGas (een dochteronderneming van het in Oostenrijk gebaseerde OMV Gas) en Essent. Dong Energy is een leverancier van gas aan groot- en kleinverbruikers in Nederland. In Nederland levert Dong tevens elektriciteit maar beschikt het niet over (gasgestookt) elektriciteitsvermogen. Essent is een leverancier van gas en elektriciteit en beschikt ook over gasgestookt elektriciteitsvermogen in Nederland. Econgas is niet actief in de Nederlandse markt maar hoofdzakelijk op de centraal Europese markten. Het verkrijgen van capaciteitsrechten in Gate kan er op duiden dat zij in de nabije toekomst ook actief willen worden op de Nederlandse c.q. Noordwest Europese markt. Overigens, het houden van capaciteitsrechten garandeert niet per definitie de levering van commodity gas. Hiervoor zullen de genoemde partijen lange-termijn overeenkomsten moeten sluiten met gasaanbieders in het buitenland. 4Gas, het bedrijf achter de LionGas terminal in Rotterdam, is een bedrijf dat verschillende LNG-terminals beheert en ontwikkelt in de wereld. In Europa is de LionGas één van de drie terminals die momenteel worden ontwikkeld (naast de Dragon terminal in Milford Haven in het Verenigd Koninkrijk, en de Pegaz terminal bij het Franse Bordeaux). Wat betreft de LionGas terminal is nog niet duidelijk welke partijen een lange-termijn contract voor te realiseren capaciteit aan zullen gaan. Aangezien ook deze terminal een ontheffing heeft ontvangen voor de regu-
14
Periode waarin de projectontwikkelaar/initiatiefnemer interesse in de markt peilt voor capaciteit.
46
ECN-E--08-049
lering ten aanzien van de toegang voor derden zullen deze contracten waarschijnlijk ook getekend gaan worden. De voorgestelde terminal in de Eemshaven, met Essent als grootste aandeelhouder, heeft ook een ontheffing gekregen. Essent is naast aandeelhouder ook de grootste klant van de terminal met een lange-termijn contract voor 50% van de totale terminal capaciteit. Aangezien Essent een grote partij op de retailmarkt voor gas is, en daarnaast zelf gas inzet voor de opwekking van elektriciteit, lijkt het aannemelijk om te veronderstellen dat het gas dat middels deze capaciteit op de Nederlandse markt aanlandt ook daadwerkelijk in Nederland zal worden geleverd. Maar de nabije ligging van de Duitse markt en de groeiende activiteiten van Essent in die markt kunnen andere stromen doen ontstaan. De overige capaciteit in de terminal zal nog door Gasunie en Vopak worden vermarkt. Het is vooralsnog niet duidelijk of dit ook zal gebeuren via langetermijn contracten of dat deze capaciteit op korte termijn zal worden gealloceerd. Een allocatie op basis van lange-termijn contracten lijkt het meest voor de hand liggend. Zoals al eerder geconstateerd hoeft een lange-termijn contractering van LNG-capaciteit niet noodzakelijkerwijs te betekenen dat dit ook een fysieke gasstroom zal opleveren. Het is bijvoorbeeld onzeker of de capaciteitsgerechtigden te allen tijde deze capaciteit zullen aanwenden. Het is daarom belangrijk om te bezien of er in het gehanteerde reguleringsregime ten aanzien van capaciteitsallocatie clausules zijn opgenomen ten aanzien van use-it or lose-it (UIOLI) / lose-it or sell-it en dat deze ook effectief zijn in de praktijk. Het uitvoeren van het UIOLI principe, evenals het faciliteren van een secundaire markt voor capaciteit behoren in Nederland tot de standaardcondities waaronder een ontheffing voor derden toegang kan worden verleend. Zoals uit eerdere overzichten aangaande LNG-activiteiten/plannen in Nederland is gebleken, is Essent één van de meest actieve partijen. Zij zien de ontplooiing van LNG-activiteiten als een goede diversificatiemogelijkheid van gasaanvoer. Het wordt echter niet gezien als een belangrijke bron voor korte-termijn flexibiliteit. Voor de in ontwikkeling zijnde plannen voor LNGterminals is de feitelijke sourcing nog niet volledig rond.
4.3
Beschikbaarheid van gasopslag
Van de bestaande Nederlandse gasopslagfaciliteiten is slechts een beperkt deel toegankelijk voor derde partijen. Om precies te zijn: slechts 4% van de totale Nederlandse opslagcapaciteit is beschikbaar gesteld aan derden. Het merendeel van de opslagcapaciteit wordt beschouwd als ‘additionele productiecapaciteit (beheerd door de NAM) om het Groningenveld optimaal te kunnen inzetten’. In de praktijk blijkt het gebruik van deze capaciteit echter zeer laag te zijn. In 2006 werd bijvoorbeeld gemiddeld slechts 10% van de totale capaciteit werkelijk gebruikt (NMa/DTe, 2007). Hier moet echter bij worden aangetekend dat 2006 een relatief warme winter kende, waardoor het beroep op opslagfaciliteiten lager lag dan normaal. De ongebruikte capaciteit kan niet alsnog worden verkocht op de markt omdat pas in een zeer laat stadium duidelijk is of de gereserveerde capaciteit moet worden aangewend of niet. Het argument van het aanhouden van ‘interne’ opslagcapaciteit t.b.v. optimale Groningen-exploitatie neemt in de tijd af door de naderende depletie van het veld. Op enig moment zal het ontheffingsregime voor de genoemde opslagfaciliteiten dan ook moeten worden heroverwogen. De baten voor het Nederlandse gassysteem van het kunnen coördineren van Groningenproductie en gasopslagfaciliteiten wegen dan niet meer op tegen de kosten die de marktdominantie van de NAM met zich meebrengen. Evenals voor de te realiseren LNG-aanlandingscapaciteit geldt, zij het in mindere mate, dat gerealiseerde gasopslagcapaciteit geen garantie is voor fysieke beschikbaarheid van gas. Dit hangt onder meer af van de door marktpartijen afgesloten capaciteitscontracten. In principe zijn ook opslagfaciliteiten onderhevig aan regulering die stelt dat derden toegang moeten kunnen krijgen tot de beschikbare capaciteit. Echter, ook ten aanzien van toegang voor derden tot opslagcapaci-
ECN-E--08-049
47
teit kan een ontheffing worden afgegeven. Tabel 4.3 geeft de informatie ten aanzien van het eigendom en de toegang tot de opslagfaciliteiten. Tabel 4.3 Eigendomsverhoudingen van bestaande gasopslag faciliteiten en nieuwe gasopslaginitiatieven Eigenaar Toegang Realisatie Alkmaar Taqa Energy 94% van capaciteit via Operationeel lange-termijn contracten onder controle van GasTerra, overige 6% vrij beschikbaar Grijpskerk NAM 84% van capaciteit via Operationeel lange-termijn contracten onder controle van GasTerra, overige 16% vrij beschikbaar Norg NAM 100% via lange-termijn Operationeel contracten onder controle van GasTerra LNG-Maasvlakte Gasunie 100% voor Gasunie Operationeel Epe (Dui) Essent Niet bekend Operationeel Kalle (Dui) RWE Niet bekend Operationeel Epe (Dui) Nuon Niet bekend Begin 2008 2009 / 2010 Zuidwending Gasunie / Nuon Gasunie (1 mln m3/uur)15 Nuon (0,6 mln m3/uur Gasopslag Bergermeer Taqa Energy / Dyas BV Nog niet bepaald 2013 / Petro-Canada Nederland / Energie Beheer Nederland (EBN) Epe (Dui) Essent Duitsland (51%)/ Nog niet bepaald 2010 Rhein Energie (49%) Waalwijk Essent Nog niet bepaald ? Uit de tabel kan worden opgemaakt dat slechts een beperkt deel vrij beschikbaar is voor de markt en dat een groot deel van de mogelijke pieklevering van gas uit gasopslagfaciliteiten vast ligt in lange-termijn contracten met GasTerra. Op de Nederlandse markt wordt door het aanbieden van deze opslagcapaciteit net over de grens ook wel gesproken over virtuele Nederlandse opslagcapaciteit: in combinatie met capaciteitscontracten voor de grensverbindingen is er sprake van additionele Nederlandse opslagcapaciteit. In hoeverre Duitse opslagcapaciteit middels lange-termijn contracten daadwerkelijk ter beschikking wordt gesteld voor Nederlandse partijen is vooralsnog niet in te schatten. De relatief kleinere gasopslagfaciliteiten beheerd of gepland door o.a. Essent en Nuon zijn bedoeld om de leveringszekerheidspositie van de klanten van deze bedrijven te verbeteren en worden gebruikt voor korte-termijn optimalisaties van het systeem. Het gecombineerd beheren van gasopslag en gasgestookte elektriciteitscentrales biedt de mogelijkheid om te arbitreren tussen de gas- en de elektriciteitsmarkt. Essent zet eigen opslagcapaciteit niet alleen in voor ‘eigen gebruik’ maar biedt deze ook aan derden aan. Samen met het Duitse D-gas wordt ook virtuele opslagcapaciteit aangeboden, onder meer op handelsplatform TTF.
15
Gasunie heeft deze capaciteit verkocht onder lange-termijn contracten. Immers, Gasunie mag volgens de Gaswet niet handelen in gas.
48
ECN-E--08-049
4.4
Handelsplatforms
Een belangrijke optie om op korte-termijn fluctuaties in de gasvraag en/of aanbod op te vangen is het sourcen van flexibiliteit op een handelsplatform zoals de TTF. Hierbij is het echter belangrijk dat de prijs ook daadwerkelijk de waarde van gas en de waarde van flexibele gaslevering, reflecteert. Dit is het geval wanneer het platform voldoende liquiditeit kent en wanneer er geen dominante partij is die de werking van de markt kan manipuleren. Men dient zich te realiseren dat een handelsplatform geen fysieke bijdrage kan leveren aan leveringszekerheid. Het is slechts een plaats waar partijen met te veel of te weinig gas elkaar ontmoeten en met elkaar handelen tegen marktconforme prijzen. In Nederland, met handelsplatform TTF, hebben we te maken met een nog in ontwikkeling zijnde markt. Dit kan bijvoorbeeld worden afgelezen aan het aandeel van het op TTF verhandelde gasvolume in het totale in Nederland verhandelde volume. Op dit moment is dat nog slechts 7% (NMa/DTe, 2007). Hoewel het handelsvolume de afgelopen jaar is toegenomen is het relatief gezien slechts een kleine markt. Om deze reden kan de TTF op dit moment ook niet worden gezien als een belangrijke bron van flexibiliteit. Marktpartijen bevestigen dat enkel voor flexibiliteitbehoefte van beperkte omvang het sourcen op TTF een optie is. Voor grotere volumes zijn er te hoge risico’s dat de prijs die dan tot stand komt niet marktreflectief is. De NMa/DTe heeft eind 2007 een advies opgesteld ten aanzien van de verdere ontwikkeling van de groothandelsmarkt voor gas. Vooral het zeer gering deel van de totale handel in laagcalorisch gas dat via de TTF loopt (ca. 1%) wordt als zorgpunt geuit. GasTerra, de dominante partij als het gaat om de levering van laag-calorisch gas, levert dit gas veelal gecombineerd met flexibiliteit af op de zogenaamde gasontvangststations (GOS). Dit zijn de koppelpunten tussen het landelijke en regionale gas transportnetwerk. Dit gas passeert zo in het geheel de TTF, wat het handelsvolume beperkt, evenals de beschikbaarheid van flexibiliteit. Om dit probleem aan te pakken geeft NMa/DTe de aanbeveling om levering op GOS in de toekomst niet langer mogelijk te laten zijn. Deze aanbeveling is overgenomen door de Minister van EZ in een recente brief aan de kamer (TK, 2008). In de brief wordt aangegeven dat in de toekomst gas alleen nog van eigenaar kan veranderen op de TTF of bij de eindafnemer (‘aan de voordeur’). Of de bovenstaande maatregel substantieel kan bijdragen aan verdere ontwikkeling van de TTF is afhankelijk van de keuze die de afnemer of retail leverancier maakt als het gaat om de gaslevering: kiest deze voor levering op TTF dan wordt het handelsvolume vergroot, kiest deze voor levering aan de voordeur dan passeert gas én flexibiliteit nog steeds het TTF. Het succes van deze maatregel om het TTF handelsvolume voor laag calorisch gas te verhogen is mede afhankelijk van de bereidheid van GasTerra om flexibiliteitsproducten aan te gaan bieden op het TTF. Op dit moment wordt er nauwelijks flexibiliteit aangeboden, en op het moment dat GasTerra dit wel zal gaan doen is het weer de vraag in welke hoeveelheden en tegen welke condities. Gezien de dominante positie van GasTerra is misbruik van marktmacht een reëel risico. Het NMa/DTe advies maakt hier ook melding van en geeft aan dat een constructie gebaseerd op geschilbeslechting een oplossing kan zijn voor marktmacht kwesties. De Kamerbrief gaat hier ook op in. Er wordt gewag gemaakt van een in voorbereiding zijnde wijzing van de Gaswet en de regeling betreffende tariefstructuren en voorwaarden gas. Deze wijziging zou moeten leiden tot een verruiming van de mogelijkheden om de beperkte liquiditeit op TTF aan te pakken. Een aantal marktpartijen verwachten dat zonder deze verdere verruiming van mogelijkheden het aannemelijk is dat de bovenstaande maatregel betreffende de afschaffing van gaslevering op het GOS geen, of slechts beperkt effect zal sorteren.
4.5
Gascontracten: overdimensionering en force majeure
De gashandel wordt gekenmerkt door kortere en langere termijn contracten, waarin partijen de overeengekomen voorwaarden hebben vastgelegd. Zonder in te gaan op de details en verfijnin-
ECN-E--08-049
49
gen van dergelijke contracten kunnen de kenmerkende data in het hierna volgende, vereenvoudigde schema worden neergelegd (Figuur 4.1). Daily contracted quantity Daily delivery rate
Force majeure
Swing Active days Annual contracted quantity
Take or pay
Minimum off-take
Maximum off-take
Contracted tolerances
Figuur 4.1 Vereenvoudigde weergave van elementen in gasleveringscontract De dagelijkse swing van het contract geeft de maximale afname ten opzichte van het gemiddelde verbruik. Uiteindelijk vertalen alle grootheden binnen een gascontract zich naar take-or-pay hoeveelheden, respectievelijk geldbedragen. De afnemer vergoedt aan de leverancier een geldsom als ware een bepaalde hoeveelheid gas afgenomen. Binnen het gascontract speelt, in het kader van de voorzieningszekerheid, het onderdeel force majeure een belangrijke rol. Gascontracten kennen bepalingen betreffende onvoorziene effectieve interrupties in de gaslevering die het gevolg zijn van uitzonderlijke omstandigheden. Het eventuele beroep op deze bepalingen kan per omstandigheid verschillen. Binnen het kader van deze studie is het van belang enkele van de onderscheidene kenmerken te beoordelen op hun gevoeligheid voor onderbrekingen, respectievelijk onverwachte wijzigingen. Zo is de swing, hoewel deze een door de jaren heen tamelijk standaard dag, week en jaarverloop vertoont, vooral onderhevig aan weersinvloeden. Hier kan een onvoorzien hoge vraag ontstaan. In de jaren voor de liberalisatie zorgden de geïntegreerde gasbedrijven voor een gegarandeerde leverantie op basis van ‘50-in-1-winters’ (Centrica) of ‘minus 17 graden C’ (Gasunie). Thans zorgen de transportbedrijven nog voor soortgelijke garanties wat betreft transportcapaciteit, maar shippers geven via hun gecontracteerde gasportefeuilles een eigen invulling aan de leveringszekerheid. Van zowel de netwerkbeheerder als de commercieel opererende partijen mag geen overdimensionering worden verwacht en tekorten ten gevolge van weersinvloeden kunnen derhalve ontstaan. Force majeure clausules zijn een standaard element in lange-termijn gascontracten, maar de mate waarin op force majeure kan worden aangesproken kan verschillen afhankelijk van het type contracten. Informatie aangaande het aantal maal dat er in de praktijk een beroep wordt gedaan op force majeure is vertrouwelijk waardoor over de precieze rol van deze optie als het gaat om de leveringszekerheidssituatie geen goed beeld kan worden geschetst.
4.6
Vraagrespons: afschakelbare contracten en substitutie
Bij een fysieke schaarste van gas als gevolg van bijvoorbeeld technische of geopolitieke calamiteiten kan de beperkte beschikbaarheid van gas (re-allocatie) of hoge gasprijzen op de kortetermijn markt kan theoretisch gezien aanleiding geven tot een marktrespons aan de verbruikerskant. Deze marktrespons kan twee karakteristieken hebben. Het betreft het stopzetten van gasafname, als gevolg van een in een eerder stadium overeengekomen afschakelbaar contract, of het verlagen van de effectieve gasvraag door te switchen naar een andere brandstof (substitutie). Beide opties kunnen dus in theorie op korte termijn verlichting bieden aan een overspannen gasmarkt.
50
ECN-E--08-049
Bij het verkennen van de potentiële bijdrage van deze optie in de Nederlandse leveringszekerheidssituatie blijkt direct een zorgpunt. Concrete cijfers aangaande deze opties zijn nauwelijks voorhanden. Frontier Economics (2008), in een studie voor DTe naar de werking van de flexibiliteitsmarkt voor gas, spreekt van “only a minor share of the total exports is likely top bee interruptible in a way that it can be used as source of flexibility”. In IEA (2002) werd geschat dat ongeveer 38% van de totale gasconsumptie in de energiesector tijdens de piek kon worden gestopt in tijden van zeer grote schaarste. De reductie in gaslevering zou dan worden opgevangen door overschakelen op andere brandstoffen. Dezelfde studie gaf aan dat er geen afschakelbaar potentieel aanwezig was in de industriële sector. Frontier Economics veronderstelt verder dat circa 25% van gaslevering aan elektriciteitscentrales kan worden afgeschakeld in tijden van fysieke schaarste. De onderbouwing van dit percentage is echter niet beschikbaar. Het is dus onduidelijk of er in de huidige Nederlandse gasmarkt een potentiële afschakeling en/of vervanging plaats vindt wanneer de nood aan de man is. Laat staan dat er enige kennis beschikbaar is over hoe de omvang van deze optie moeten worden ingeschat. Een verbruikersgroep die bij uitstek lijkt in te kunnen spelen op de behoefte aan flexibiliteit in het systeem zijn tuinders die de beschikking hebben over WKK-installaties. Deze groep afnemers is doorgaans goed in staat om hun warmte- en elektriciteitsvraag optimaal aan te passen aan marktomstandigheden. Derhalve zijn deze actoren dan ook goed in staat om te arbitreren tussen de gas- en elektriciteitsmarkt. De werkelijke vraagrespons van WKK-eenheden is dus geen vast gegeven maar ook zeker afhankelijk van de omstandigheden op de elektriciteitsmarkt. Een reden voor een gebrek aan transparante gegevens omtrent de mogelijkheden van vraagrespons kan de ‘luxe positie’ in het verleden zijn geweest: de aanwezigheid van het Groningenveld als bron van een grote hoeveelheid flexibele capaciteit. De noodzaak om de mogelijkheden van deze optie te verkennen lijkt er niet te zijn geweest. In het Verenigd Koninkrijk, dat ook te kampen heeft met de effecten van een dalende eigen productie en een daardoor verslechterd voorzienings- en leveringszekerheidsperspectief, is een studie betreffende afschakeling inmiddels uitgevoerd. Ook voor (marktpartijen in) Nederland zou een dergelijke studie, bijvoorbeeld als onderdeel van een voorzieningszekerheidsmonitor, een duidelijk signaal geven naar marktpartijen ten aanzien van de noodzaak en waarde van te realiseren piekcapaciteit.
4.7
Strategische reserve
De aanleg of verplichting tot aanhouden van strategische reserves is een bekend fenomeen op de wereldoliemarkt.16 Voor gas is een dergelijk initiatief bijvoorbeeld toegepast in Italië waar gasleveranciers verplicht zijn om een gasvoorraad aan te houden die ten minste een omvang heeft van een X aantal dagen aan gemiddelde dagelijkse gasconsumptie. Ook in Brussel worden ideeen in deze richting bestudeerd. Maar wat zijn nut en noodzaak van een dergelijke strategische voorziening? Allereerst moet worden opgemerkt dat een strategische reserve in het bijzonder bedoeld is voor inzet in geval van calamiteiten met een laag risico en hoge impact. Kortom: typisch voor gevallen waarvan marktpartijen lastig een inschatting kunnen maken van de economische waarde van het ‘verzekeren’ tegen deze calamiteiten. Voor overige typen onderbrekingen worden marktpartijen geacht in staat te zijn om voldoende maatregelen te nemen, mede op basis van transparante marktreflectieve gasmarktprijzen.17 Voor een goede werking van de gasmarkt in het algemeen, en de markt voor de flexibiliteit in het bijzonder moet bij de realisatie van strategische gasvoorraden uitermate scherp worden afgesproken in welke situaties de strategische reserve zal worden aangesproken en welke partij(en) verantwoordelijk worden gesteld voor de inzet van deze reserve. 16 17
Mulder et al. (2007) bespreekt de kosten en baten van de huidige regeling ten aanzien van strategische gasvoorwaarden. Zoals op andere punten in het rapport besproken zijn ook ten aanzien van dit type voorzienings- en leveringszekerheidsinvesteringen een aantal belangrijke zorgpunten te identificeren.
ECN-E--08-049
51
Wanneer dit niet gebeurt en strategische reserves ook worden ingezet op andere momenten (waar de nood dus niet zodanig hoog is) zal dit ten koste gaan van prikkels voor marktpartijen om zelf flexibiliteitsopties te ontwikkelen. Dit betekent tegelijkertijd dat de kosten van een strategische gasopslag zeer hoog kunnen zijn. Men heeft te maken met én hoge initiële investeringskosten (de ‘aankoop’ van kussengas dat permanent in de opslagfaciliteit aanwezig moet zijn) én een naar verwachting zeer gering aantal momenten in de tijd waarop de reserve haar nut moet bewijzen. De vraag of een strategische reservering nodig is voor Nederland hangt nauw samen met de toekomstige ontwikkeling van Groningencapaciteit: de facto fungeert Groningen nu als strategische gasvoorraad. Maar in de toekomst zal Groningen deze rol verliezen en zou het aanleggen van een strategische voorraad ook voor Nederland een issue kunnen zijn. Of een dergelijke voorziening nuttig en noodzakelijk is zal voor een groot deel afhangen van de werkelijke vormgeving ervan. Grofweg zijn twee benaderingen mogelijk: (1) gasleveranciers krijgen een opslagverplichting opgelegd, of (2) een centrale partij (bv. de TSO) verzorgt een competitieve tender waarin marktpartijen kunnen bieden op het voorzien in een strategische gasvoorraad. De omvang van de reserveverplichting of de totale uit te besteden strategische voorraad zal nader onderzocht moeten worden. De urgentie om direct de mogelijkheden te onderzoeken ontbreekt in het geval van Nederland. Wel is het raadzaam om goed inzicht te verschaffen in de tijdspanne waarin dit wel het geval zijn. Een monitoring van de leveringszekerheidssituatie in Nederland in de komende jaren en de werkelijke rol van het Groningenveld daarbij is daarom nuttig. Op Europees niveau wordt op dit moment overigens door de EC verder onderzoek gedaan naar nut en noodzaak van strategische gasopslag, en de wijze waarop aan deze oplossing invulling kan worden gegeven. Binnen de Europese markt is het vooral belangrijk dat landen niet ieder een eigen beleid gaan ontwikkelen omdat dit op Europese schaal ineffectief en inefficiënt kan zijn.
4.8
Supplier of last resort
In Nederland is met het Besluit leveringszekerheid Gaswet een zogenaamde public service obligation (PSO) opgelegd aan de nationale beheerder van het landelijke gastransportnetwerk, Gastransportservices (GTS), ten aanzien van de leveringszekerheid voor kleinverbruikers. Deze kan worden beschouwd als een ‘supplier of last resort’ regeling voor een specifieke verbruikersgroep. GTS is hierbij aangewezen als partij die bij zeer koude winterdagen waarbij een effectieve gemiddelde temperatuur geldt van kouder dan -9 graden Celsius zorgt dat de gaslevering niet onderbroken wordt, dit tot een temperatuur van -17 graden Celsius (een zeer koude winterdag zoals die statistisch gezien slechts eens in de 50 jaar voorkomt). Tot deze grens ligt de verantwoordelijkheid voor gaslevering bij de vergunninghouders, de leveranciers van gas aan kleinverbruikers. Concreet heeft de landelijke netbeheerder de volgende taak opgelegd gekregen: “De netbeheerder van het landelijk gastransportnet krijgt de verantwoordelijkheid om het volume en de capaciteit te reserveren voor de extra vraag van kleinverbruikers als de effectieve etmaaltemperatuur (gecorrigeerd voor de windsnelheid) lager dan min 9 graden Celsius wordt. Volume en capaciteit beperkt zich tot de uren waar het uurverbruik van de kleinverbruiker boven het maximale uurverbruik ligt van een «-9 gradendag»”. (Bron: Staatscourant (2004)) De vergunninghouder wordt geacht het additionele volume aan gas en de bijbehorende capaciteit te betrekken via de beheerder van het nationale transportnetwerk. Tot de genoemde grens van min 9 graden Celsius is de vergunninghouder dus verplicht om zelf voorzieningen te contracteren die nodig zijn om gaslevering aan kleinverbruikers te garanderen. Ten aanzien van de verplichte voorziening die de eigenaar van het landelijke transportnetwerk dient aan te houden
52
ECN-E--08-049
wordt gesteld dat deze de kosten hiervoor middels marktconforme tarieven mag doorberekenen aan de vergunninghouders. Deze zullen vervolgens de kosten van deze voorziening doorberekenen aan de kleinverbruikers. De eis van het hanteren van marktconforme tarieven in de doorberekening betekent tevens dat de eigenaar van het transportnetwerk wordt gestimuleerd om de voorziening zo kostenefficiënt mogelijk te betrekken. Het voorzien in het volume additioneel gas bij temperaturen tussen -9 en -17 graden Celsius betekent dat de eigenaar van het landelijke transportnetwerk 0-2% van de totale gasbehoefte van kleinverbruikers moet inkopen. Voor dit deel van de markt is dit een de facto uitschakeling van de vrije marktwerking. Aangezien het enkel de kleinverbruikersmarkt betreft gaat het hier alleen om G-gas. Grootverbruikers en distributiebedrijven van gas zijn niet gedekt in de hierboven beschreven regeling voor leveringszekerheid. De gedachte hierachter is dat grootverbruikers, zowel industriële afnemers als elektriciteitsproducenten, goed in staat zijn om zelf de risico’s van een onderbreking in de gaslevering in te schatten en daaropvolgend voorzieningen te treffen. In een geliberaliseerde markt zijn marktpartijen vrij om naar behoefte contractuele arrangementen aan te gaan met gasleveranciers. Dit kan bijvoorbeeld betekenen dat grootverbruikers lange-termijn contracten aangaan voor baseload consumptie en korte-termijn producten (day of week ahead) producten voor dekking van eventuele pieken in gasconsumptie. Een andere mogelijkheid is het contracteren van een groter volume aan baseload contracten op het niveau van piekvraag en het vermarkten van ‘overbodig’ gas op de korte-termijn markt. De inkoopstrategie is daarbij afhankelijk van de wijze waarop de verbruiker een eventuele onderbreking in de levering van gas waardeert. Slechts een beperkte groep energie-intensieve bedrijven nemen energie op in hun strategische overwegingen. Uit onder andere de marktconsultatie komt naar voren dat grootverbruikers - terecht of ten onrechte - ook in de huidige geliberaliseerde markt nog vertrouwt op het oude kader van voor de liberalisering: men weet niet wat men precies moet regelen op voorzienings- en leveringszekerheidsgebied en percipieert GasTerra nog steeds als supplier of last resort (SOLR). GasTerra kan dan terecht verwijzen naar het feit dat deze verantwoordelijkheid niet bij GasTerra ligt in de huidige markt. Deze situatie zou kunnen voortduren tot het moment dat er echt iets aan de hand is en partijen elkaar met de beschuldigende vinger aanwijzen. In dit verband kan worden gewezen op de constatering van de Europese Commissie (EC) dat geen private partij op eigen initiatief de rol van SOLR zal vervullen, en dat enige vorm van coördinatie van bovenaf noodzakelijk is om vraag en aanbod in balans te houden. De noodzakelijke coordinatie en daarvoor benodigde informatievoorziening ten aanzien van de leveringszekerheidssituatie lijken in Nederland onvoldoende gewaarborgd. Op korte termijn zal dit niet direct tot leveringszekerheidsproblemen leiden (vanwege de aanwezigheid van Groningen) maar op de middellange en lange termijn ligt hier wel een mogelijk probleem. Naast de positie van grootverbruikers kan ook de positie van gasdistributiebedrijven worden genoemd. Voor deze actoren geldt dat het lastig is om in te schatten op welke wijze zij hun leveringszekerheidspositie afdekken, en of deze voldoende is ten tijden van piekvraag of interrupties in gasaanbod.
4.9
Rol van onbalansmarkt
Een onbalansmarkt geeft idealiter de behoefte aan flexibiliteit op de korte termijn aan middels marktreflectieve prijssignalen. Daarop kunnen marktpartijen vervolgens reageren door gebruik te maken van verschillende flexibiliteitsopties. Om hun gasportfolio in balans te brengen (en houden) kunnen shippers gebruik maken van drie verschillende instrumenten. In de eerste plaats kan op korte termijn via handelsmarktproducten een onbalans worden weggehandeld. In de tweede plaats kunnen flexibiliteitsproducten worden ingekocht, zoals gasopslag of combiflex (bij GTS). In de derde plaats is er de optie om grote afnemers te verzoeken, in het kader van een eerder overeengekomen contract, het niveau van de vraag aan te passen (demand side response).
ECN-E--08-049
53
Om tot een efficiënte korte-termijn balancering te komen middels bovengenoemde instrumenten is een eerste vereiste dat shippers exact weten wat hun onbalanspositie op enig moment is. In de praktijk blijkt dat shippers nog onvoldoende zogenaamde sturingsinformatie hebben aangaande hun balanspositie. Mogelijkerwijs kan verdergaande samenwerking tussen GTS en de regionale netbeheerders in de toekomst voor deze benodigde sturingsinformatie zorgen. In de jaarlijkse gasmonitor van de groothandelsmarkt die wordt opgesteld door DTe (NMa/DTe, 2007) wordt geadviseerd om GTS een nieuwe balanceringsregimes te laten implementeren dat in vergelijking met het huidige systeem shippers meer controle geeft over de kosten volgend uit een onbalanspositie en shippers actief laat bijdragen aan effectieve balancering van het Nederlandse gasnetwerk. In een brief aan de Kamer (Tweede Kamer, 2008) presenteert de Minister van Economische zaken een concrete maatregel die volgt uit de aanbevelingen van DTe. Teneinde shippers actief te laten bijdragen aan systeembalancering moet het huidige systeem van boetes in geval van onbalans worden gewijzigd in een duaal systeem waar shippers die met hun onbalanspositie een positieve bijdrage leveren aan systeembalancering worden beloond in plaats van beboet. Daarnaast moeten shippers door GTS tijdig worden voorzien van informatie ten aanzien van onbalansposities. Op dit moment wordt door GTS gewerkt aan een uitwerking van een nieuw balanceringsregime. Volgens de Kamerbrief moet het nieuwe regime aan de volgende voorwaarden voldoen: • Stuurinformatie voor netgebruikers komt voldoende snel beschikbaar. • De manier van verrekenen van onbalans is inzichtelijk en stimuleert netgebruikers om te helpen het transportnet op de juiste druk te houden. • Het stimuleert en faciliteert nieuwe toetreders om zaken te doen op of via het Nederlandse transportnet. • Het is in lijn met de systemen in de ons omringende landen. • De landelijke netbeheerder heeft de mogelijkheid om in te grijpen in het gebruik van het transportnet teneinde de systeemintegriteit te handhaven. Vooruitlopend op de werkelijke ontwerp van het nieuwe balanceringsregime lijkt op voorhand te kunnen worden geconcludeerd dat deze middels betere, en sneller beschikbare, informatie, en meer marktgebaseerde prikkels gericht op balanshandhaving voor shippers een positieve uitwerking zal hebben op de korte-termijn leveringszekerheid. De toenemende transparante en marktreflectieve onbalansprijzen leveren een positieve bijdrage aan de efficiëntie van de gasvoorziening op elk moment van het jaar, en te meer in tijden van piekvraag of wegvallende aanbod.
4.10
Samenvatting
In dit hoofdstuk zijn we ingegaan op een aantal opties die kunnen voorzien in de benodigde korte-termijn flexibiliteit in de Nederlandse gasvoorziening. Per optie hebben wij besproken hoe deze kan bijdragen aan de leveringszekerheid, wat de eventuele belemmeringen in de beschikbaarheid of effectiviteit van deze opties zijn, en wat de rol van de overheid is, of kan zijn, in het verbeteren van de beschikbaarheid en/of effectiviteit van deze flexibiliteitsopties. Maatregelen van overheidswege die reeds op stapel staan zijn hierbij ook meegenomen. Ten aanzien van de optie om flexibiliteit te leveren via gasproductie uit het Groningenveld hebben wij geconstateerd dat onzekerheid omtrent de werkelijke capaciteit om flexibel te leveren, en toekomstige onzekerheid omtrent de ontwikkeling van deze capaciteit in de tijd de realisatie van een goed functionerende, competitieve flexibiliteitsmarkt in de nabije toekomst in de weg kan komen staan. Deze onzekerheid zorgt namelijk voor investeringsrisico’s voor (potentiële) investeerders in alternatieve assets. De onzekerheid omtrent een eventuele continuering van het Nederlandse beleid om productie uit het Groningenveld te beperken draagt verder bij aan deze problematiek. Een meer transparante informatievoorziening gericht op het wegwerken van de
54
ECN-E--08-049
aanwezige informatieasymmetrie ten aanzien van capaciteit(ontwikkeling) zou hier voor een verbeterde leveringszekerheidssituatie kunnen zorgen. Ten aanzien van de rol van gasimport via LNG is het voornaamste zorgpunt dat LNGaanlandingscapaciteit niet automatisch zal leiden tot beschikbaarheid van gas. Hoewel de aanwezigheid van LNG-capaciteit in principe de voorzieningszekerheid van Nederland vergroot door een grotere diversiteit in aanvoerroutes is de rol van LNG in het voorzien in flexibiliteit veel geringer. Voornamelijk omdat LNG-terminals een groot deel van de tijd waarschijnlijk niet gevuld zullen zijn. Daarnaast lijken de eigenaren van capaciteitsrechten voor LNG-terminals in een aantal gevallen het aangelande gas naar buurlanden te willen transporteren. Of dit gas in tweede instantie, in tijden van piekvraag of andersoortige marktverstoring alsnog op de Nederlandse markt beschikbaar komt is mede afhankelijk van de werking van de Nederlandse spotmarkt voor gas. Teneinde maximale benutting van LNG-aanlandingscapaciteit te bewerkstelligen is een facilitering van een tweedehands capaciteitsmarkt en effectieve use-it-or-lose-it regelgeving noodzakelijk. Of dit het geval is kan pas beoordeeld worden bij realisatie van één of meerdere LNG-aanlandingsterminals in Nederland. In ieder geval heeft de NMa/DTe de mogelijkheid om middels de condities die worden verbonden aan exemptieverlening één en ander af te dwingen. Wat betreft de optie om middels gasopslag te voorzien in de Nederlandse flexibiliteitsbehoefte op momenten dat de leveringszekerheid in het geding is, moet worden geconcludeerd dat GTS nog immer een dominante positie bezit. Slechts een zeer gering deel van de in Nederland aanwezige opslagcapaciteit is toegankelijk. De ratio achter het alleenrecht van GTS op het gebruik van de grootste opslagfaciliteiten zou opnieuw kritisch moeten worden bekeken. Is dit werkelijk noodzakelijk en levert dit meer belemmeringen (voor vrije markt met concurrentie) dan dat het voordelen biedt voor Nederland? Ten aanzien van het gebruik van aanwezigheid en gebruikmaking van flexibiliteitsclausules in leveringscontracten en de mogelijkheden en condities van afschakeling/vraag respons is weinig concrete informatie bekend. Het lijkt alsof in ieder geval de flexibiliteitsclausules voor een redelijk niveau aan korte-termijn leveringszekerheid kunnen zorgen. Voor de toekomst lijkt het de vraag in hoeverre (nieuwe) producten op handelsplatforms de levering van gas en de daarbij behorende flexibiliteit zouden kunnen vervangen. Wanneer dergelijke producten zouden kunnen worden ontwikkeld (gestandaardiseerd) zou dit een stimulans kunnen betekenen voor de ontwikkeling van de groothandelsmarkt. Het is onbekend hoe groot het potentieel aan vraagresponse is op dit moment, en hoe dit zich zou kunnen ontwikkelen in de (nabije) toekomst. Feit is dat er afschakelbare contracten worden afgesloten door leveranciers en grootverbruikers. Een eerste stap naar een voldoende marktgebaseerde waardering van deze optie in het leveringszekerheidsvraagstuk is de ontwikkeling van een voldoende aantal flexibiliteitsproducten op het handelsplatform. Over de nut en noodzaak van het instellen van een (inter)nationale strategische gasreserve á la de strategische olievoorraden kan geen definitief antwoord worden gegeven. Er is geen bestaande literatuur die een goede kwantitatieve onderbouwing geeft voor de wenselijkheid van een dergelijke voorraad en een kwalitatieve evaluatie van de optie levert vooralsnog een aantal vraagtekens op. Een studie die op dit moment wordt uitgevoerd in opdracht van de EC kan verder inzicht geven in de toekomst van een strategische gasvoorziening. Een voorziening die op nationaal niveau kan worden getroffen voor de zekerstelling van de leveringszekerheid is het instellen van een supplier of last resort (SOLR). Voor Nederland is GTS aangewezen als SOLR voor het kleinverbruikerssegment. Grootverbuikers kennen echter niet zo’n dergelijke voorziening. Uit contacten met grootverbruikers blijkt echter dat zij veelal veronderstellen dat, zoals in vroegere tijden, GasTerra deze rol nog heeft. Het besef dat men zelf verantwoordelijk is voor de zekerstelling van gasverbruik onder extreme omstandigheden lijkt nog niet goed doorgedrongen. Dit besef zou kunnen worden gecreëerd door te voorzien in een
ECN-E--08-049
55
centrale informatievoorziening omtrent de leveringszekerheidssituatie in tijden van piekvraag of interrupties in het aanbod en de mogelijke rol van vraagrespons van de zijde van de grootverbruiker. Daarnaast kan een marktgebaseerde waardering van flexibiliteit op centrale handelsplatforms bijdragen aan het ontwikkelen van een ‘leveringszekerheidsstrategie’ van de kant van de grootverbruikers. Ook ten aanzien van de leveringszekerheidspositie van gasdistributiebedrijven kunnen vraagtekens worden geplaatst: hoe vullen zij hun leveringszekerheidsverplichting in en welk niveau aan leveringszekerheid kunnen zij waarborgen? Een volledige evaluatie van de positie van deze partijen ligt buiten het bereik van deze studie, maar een onderzoek hiernaar op de korte termijn dient aanbeveling. Centraal element in het garanderen van de leveringszekerheid in de Nederlandse gasvoorziening is de waarde en tijdigheid van sturingsinformatie ten aanzien van onbalanssituaties. Idealiter geeft een onbalansmarkt een marktreflectief signaal voor de inzet van flexibiliteitsopties door de verschillende marktactoren. Een nieuw, marktgebaseerd, onbalanssysteem dat voorziet in deze criteria wordt op dit moment uitgewerkt door GTS.
56
ECN-E--08-049
5.
Enkele aanbevelingen ter bevordering van voorzienings- en leveringszekerheid
Op basis van de in deze verkennende studie uitgevoerde analyse kunnen verschillende aanbevelingen worden gedaan ten aanzien van een verbetering van de huidige Nederlandse voorzienings- en leveringszekerheidssituatie. Deze behelzen: • Een verbetering van het functioneren van de markt (Paragraaf 5.1). • De rol van het Groningenplafond in de leveringszekerheidssituatie (Paragraaf 5.2). • Een integrale rapportage over de voorzieningszekerheid in Nederland (Paragraaf 5.3). • Een monitoring van de leverings- en voorzieningszekerheidspositie van vergunninghouders (Paragraaf 5.4).
5.1
Verbeterd functioneren van de markt
In de eerste plaats is de Nederlandse voorzienings- en leveringszekerheidssituatie gebaat bij een (snelle) ontwikkeling naar een volwassen geliberaliseerde markt waarbij de huidige transitieperiode vanuit het oude gecentraliseerde systeem achter ons wordt gelaten. Dit betekent dat alle marktactoren in staat worden gesteld om onder volledige informatiesymmetrie actief te zijn op de verschillende deelmarkten (groothandelsmarkt, onbalansmarkt, flexibiliteitsmarkt) met marktreflectieve prijssignalen en zonder geconfronteerd te worden met marktdominantie. In dit licht moeten aangekondigde maatregelen ten aanzien van onder meer het instellen van een marktgebaseerde onbalansmarkt en het afschaffen van gasleveringen op GOS teneinde TTF ontwikkeling te bevorderen positief verwelkomd worden. Op een aantal andere punten zou verder actie moeten worden ondernomen: • Het opnieuw evalueren van het huidige regime waarin GasTerra via lange-termijn contracten de welhaast exclusieve gebruiker is van de door de NAM beheerde Nederlandse gasopslagfaciliteiten. Deze positie werkt tevens als een belemmering voor de ontwikkeling van een concurrerende markt voor de opslag van gas. • Het actief stimuleren van verdere deelname van GasTerra op het TTF. De voorgenomen afschaffing van gaslevering op het GOS zal mogelijk niet automatisch leiden tot een substantieel hoger gasvolume verhandeld via TTF. Naast het bewerkstelligen van marktreflectieve prijssignalen op de boven aangehaalde markten zou het investeringsklimaat voor investeringen in piek- en flexibiliteitsfaciliteiten verder moeten worden verbeterd door het verminderen van onzekerheden. Op dit punt zijn de onzekerheid omtrent de toekomstige rol van het Groningenveld in de pieklevering, en een verbeterde geïntegreerde informatievoorziening ten aanzien van de voorzienings- en leveringszekerheidssituatie van belang. Op deze twee punten wordt hieronder uitgebreider ingegaan.
5.2
Groningenplafond en leveringszekerheid
De capaciteit van het Nederlandse gassysteem om op korte termijn (dagbasis) adequaat te reageren op situaties van piekvraag of aanbod interrupties is op dit moment, en in de komende jaren nog zeer afhankelijk van de piekcapaciteit van het Groningenveld. Deze piekcapaciteit is afhankelijk van de in het reservoir aanwezige druk. Naarmate er over de jaren heen meer en meer gas uit het reservoir wordt geproduceerd zal de druk in het reservoir afnemen, en daarmee ook de piekcapaciteit van het veld. Echter, door middel van grootschalige investeringen in compressoren aangesloten op het reservoir kan de daar aanwezige gasdruk kunstmatig worden verhoogd, waardoor de piekcapaciteit in stand kan worden gehouden of zelfs kan worden vergroot. Het
ECN-E--08-049
57
huidige productieplafond op het Groningenveld limiteert de jaarlijkse productie, vertraagt de depletie van het reservoir, en zorgt zodoende voor een langere instandhouding c.q. minder snelle neergang van de capaciteit van het veld om piekproductie te leveren. Voor de leveringszekerheid van de Nederlandse gasvoorziening kan het economisch interessant zijn om de levensduur te verlengen door of continuering van het productieplafond, of verdere investeringen in reservoircompressie, of een combinatie van beide. Het is hierbij belangrijk om op te merken dat de beslissing om te investeren in compressie ligt bij de beheerders/exploitanten van het Groningenveld, en de overheid de regie heeft als het gaat om het productieplafond. De beslissing tot investeren wordt gemaakt op basis van intertemporele winstmaximalisatie, terwijl een beslissing rond het plafond gebaseerd is op maximalisatie van intertemporele maatschappelijke welvaart. In het verleden zijn er reeds verschillende extra compressoren geïnstalleerd op het Groningenreservoir en ook op dit moment wordt door GasTerra gekeken naar de validiteit van additionele compressorinvesteringen. Het einde van de door de overheid ingestelde periode waarvoor het productieplafond geldt komt naderbij. Het is in het kader van deze studie interessant om in te gaan op de wijze waarop eventueel tot een nieuwe plafond kan worden besloten. Kortom: hoe kan de nut en noodzaak van een plafond van bepaalde hoogte worden bepaald?18 De eerste stap in het bepalen van een voor de maatschappij optimaal productieplafond is het bepalen van het referentiekader: welke situatie ontstaat wanneer er géén plafond wordt ingesteld, en ook geen additionele investeringen in compressie worden ondernomen? In dat geval zal depletie niet worden vertraagd en zal de piekcapaciteit afnemen. Voor de leveringszekerheidssituatie in Nederland betekent dit dat in toenemende mate alternatieve capaciteit voor de pieklevering van gas moeten worden ontwikkeld (zoals gasopslagfaciliteiten). Hieraan zijn investeringsen operationele kosten verbonden. Uitgangspunt in deze analyse is een zekere behoefte aan leveringszekerheid, bijvoorbeeld in termen van een bepaald piekcapaciteitsniveau. Vervolgens moet worden bezien welke kosten gepaard gaan met alternatieve scenario’s: scenario’s waarin of in compressiecapaciteit wordt geïnvesteerd, of een gasplafond wordt ingesteld, of een combinatie van de twee. In deze scenario-analyse zijn de cruciale variabelen de volgende: het aantal te installeren compressoren, de hoogte van het plafond, en de ontwikkeling van het plafond in de tijd. De laatste variabele maakt het overigens noodzakelijk dat een dynamische analyse wordt uitgevoerd, een maatschappelijke kosten-baten analyse over een langere periode bezien, en geen statische analyse waar een momentopname wordt geanalyseerd. Eerder werd opgemerkt dat de beslissing tot investeren in compressie en de beslissing ten aanzien van hoogte en dynamiek van een gasproductieplafond bij verschillende partijen ligt, bij de markt en de overheid respectievelijk. Wanneer de uitkomst van de hierboven beschreven analyse zodanig is dat een combinatie van beide alternatieven optimaal is zal de marktpartij moeten worden gestimuleerd om de investering ook te plegen. Echter, de investering kan vanuit privaat investeerdersperspectief wellicht onrendabel zijn waardoor het private belang niet in lijn ligt met het maatschappelijk belang. Dit betekent dat de overheid een instrument zal moeten aanwenden om de private partij tot (maatschappelijk) optimaal investeren aan te zetten. De analyse zou kunnen uitwijzen dat overheidsingrijpen niet welvaartsverhogend werkt als het gaat om het verlengen van de levensduur van het Groningenveld en de bijbehorende capaciteit om in tijden van piekvraag of aanbodinterrupties te leveren. In dat geval zal de aandacht wat betreft voorzieningszekerheid (in de zin van voldoende beschikbare capaciteit) onder meer gevestigd blijven op het door de overheid scheppen van de optimale randvoorwaarden voor nieuwe investeringen.
18
In het vervolg wordt uitgegaan van de waarde van een continuering van een plafond op basis van voorzienings-, en leveringszekerheidsargumenten. Uiteraard speelt de inpassing van kleine velden gas hierbij ook een rol, maar dit aspect is niet de focus van deze studie.
58
ECN-E--08-049
5.3
Integrale rapportage leverings- en voorzieningszekerheid
Voor de korte-termijn leveringszekerheid is het van belang dat op de lange termijn voldoende wordt geïnvesteerd in capaciteit - variërend van piekcapaciteit in productie (compressoren op het Groningenreservoir) tot gasopslagcapaciteit en LNG-aanlandingscapaciteit. Voor een voldoende omvang van investeringen is het van belang dat stabiele en voorspelbare randvoorwaarden worden gecreëerd en in stand gehouden. Een belangrijk onderdeel hierin is markttransparantie: marktpartijen die verantwoordelijk zijn voor verschillende capaciteitsinvesteringen moeten alle daarvoor relevante marktinformatie beschikbaar weten. Op dit punt is er ruimte voor verbetering. Op dit moment zijn er twee publicaties die van belang zijn voor de bepaling van de voorzieningszekerheidspositie op de Nederlandse gasmarkt. In de eerste plaats publiceert de beheerder van het landelijk transportnetwerk, GasTransportServices (GTS), in overeenstemming met de eisen die worden gesteld in de Ministeriele Regeling Kwaliteitsaspecten netbeheer elektriciteit en gas, tweejaarlijkse het Kwaliteits- en Capaciteitsdocument (KCD). In de tweede plaats stelt het Ministerie van Economische Zaken, conform de verplichting voortvloeiend uit de Europese gasrichtlijn, jaarlijkse een monitoringsrapportage over de leveringszekerheid19 van gas in Nederland. In het KCD wordt door GTS een inschatting gemaakt van de waarschijnlijke behoefte aan entry en exit capaciteit in het Nederlandse transportnetwerk voor een periode van zes jaar vooruit. De KCD 2007 (GTS, 2007) bekijkt bijvoorbeeld de planningsperiode 2008-2014. Door de ingeschatte behoefte aan exit capaciteit tegenover de ingeschatte ontwikkeling van entry te plaatsen kan GTS een signaal geven over een mogelijke onbalans in de gasvraag- en aanbodverhoudingen. In KCD 2007 wordt bijvoorbeeld gesignaleerd dat tegen het einde van de planningsperiode (2012-2014) de exitpunten niet meer volledig beleverd kunnen worden door entrypunten. Hierbij wordt opgemerkt dat nieuwe projecten die kunnen leiden tot een vergroting van de behoefte aan entrycapaciteit zoals beschikbaar gesteld door GTS op stapel staan, maar nog met enige onzekerheid worden omgeven. Het gasdeel van de leveringszekerheidsrapportage van EZ (EZ, 2007) is te splitsen in ruwweg de volgende onderdelen: de nationale vraag-aanbodverhouding (op jaarbasis), een bespreking van bestaande en geplande investeringsinitiatieven, en een kwantitatief verslag van onvoorziene onderbrekingen in de levering van gas in de verschillende netwerken (nationaal en regionaal). De twee documenten samen geven belangrijke informatie over de stand van zaken wat betreft de Nederlandse voorzienings- en leveringszekerheidssituatie, maar laten ook een aantal aspecten onbesproken. GTS geeft aan hoe zij op basis van ingeschatte capaciteitsaanvragen kan voldoen aan de totale capaciteitseisen, maar geeft daarbij geen kwantitatieve analyse van de ontwikkelingen aangaande piekcapaciteit: oftewel, de behoefte aan korte-termijn opslagcapaciteit, flexibele importcontracten, LNG-terminals, etc. Daarnaast gaat ook de EZ rapportage niet in op de behoefte aan nieuwe flexibele piekcapaciteit. De vraag is nu: zijn marktpartijen die zouden moeten zorgen voor additionele flexibele leveringscapaciteit in staat om zelf de relevante informatie uit de markt te destilleren en op basis daarvan een investeringsbeslissing te nemen? Ligt hier een taak voor de overheid? Zo ja, wat kan deze doen? Een reden waarom een optimale informatievoorziening ten aanzien van de voorzienings- en leveringszekerheidssituatie niet vanzelf gestalte krijgt in de huidige Nederlandse gasmarkt is het feit dat de deze informatie decentraal beschikbaar is (bij verschillende actoren) en er geen inherente prikkel in de markt bestaat die er voor zorg draagt dat deze informatie op een voor de 19
In deze jaarlijkse EZ-rapportage is zowel aandacht voor leveringszekerheidsaspecten (b.v. aantal onvoorziene onderbrekingen) als voorzieningszekerheidsaspecten (Nederlandse vraag- aanbodbalans op jaarbasis).
ECN-E--08-049
59
markt optimale wijze beschikbaar wordt gesteld in bijvoorbeeld een monitoring rapportage. Dit geldt bijvoorbeeld ook voor GasTerra, de partij die de piekproductie uit het dominante Groningenveld controleert. Hoewel redelijkerwijs een grove inschatting kan worden gemaakt van de mogelijke ontwikkeling van de piekcapaciteit van het Groningenveld (nu en in de toekomst), blijft het een onzekere factor voor partijen die geïnteresseerd zouden zijn in de ontwikkeling van alternatieven als het gaat om het voorzien in dagflexibiliteit of seizoensflexibiliteit. Teneinde de informatiebeschikbaarheid te verbeteren kan gedacht worden aan een effectieve integratie van de leveringszekerheidsrapportage zoals opgesteld door EZ en de KCD van GTS, aangevuld met meer specifieke, kwantitatieve analyses gericht op de voorzienings- en leveringszekerheid zoals (1) het construeren van de ontwikkeling van duurlastkromme en leveringsopties, en (2) ontwikkeling van de verschillende opties voor het leveren van piekcapaciteit voor de komende periode. In dit verband zou een voorbeeld genomen kunnen worden aan het door de Britse netwerkeigenaar, National Grid, jaarlijks op te stellen verkenning van de gasmarkt (National Grid, 2007). In het jaarlijkse ‘Gas transportation ten year statement’ National Grid “[…] shall provide a ten-year forecast of transportation system usage and likely system developments that can be used by companies, who are contemplating connecting to our system or entering into transport arrangements, to identify and evaluate opportunities.” Het is belangrijk op te merken dat deze verkenning wordt opgesteld na uitvoerige consultatie van andere actoren in de gasmarkt. Om een vergelijkbaar niveau aan informatievoorziening te creëren zou de Nederlandse overheid in gesprek kunnen gaan met GTS over de mogelijkheden om de capaciteitsrapportage met verdere specifieke voorzienings- en leveringszekerheidsonderdelen uit te breiden. Voor een aantal aspecten zou kunnen gelden dat er op dit moment al voldoende informatie aanwezig is. Zo vermeld GTS in KCD 2007 bijvoorbeeld dat er een zogenaamde winteranalyse is uitgevoerd. Hier wordt echter niet verder over gerapporteerd. Een andere mogelijkheid is het formaliseren van een breder niveau van rapportage door GTS door aanpassing c.q. verbijzondering van wet- en regelgeving (indien noodzakelijk). Voor de huidige rapportage onderneemt GTS reeds een consultatieronde langs shippers, direct aangeslotenen en producenten.
5.4
Leverings- en voorzieningszekerheidspositie vergunninghouders
Zoals eerder gememoreerd is er in Nederland nog geen sprake van een goed werkende gasmarkt: op verschillende deelmarkten hebben is nog sprake van onvoldoende ontwikkelde markten (opslagmarkt, onbalansmarkt, forwardmarkt) en bestaan er geen marktreflectieve prijzen. Het lijkt er op dat er ook in de Nederlandse, in transitie verkerende gasmarkt, nog veel onzekerheid bestaat over de werkelijke voorzienings- en leveringszekerheidssituatie, en de verantwoordelijkheden van verschillende partijen om hierin te voorzien. Zo kwam in de marktconsultatie naar voren dat grootverbruikers nog veronderstellen dat er ook een supplier of last resort voor hen aanwezig is en daarom nauwelijks tot geen leveringszekerheidsstrategie ontwerpen. Ook voor gas retail leveranciers geldt dat erg onzeker is of deze in een voldoende leveringszekerheidsniveau kunnen voorzien, en hoe zeker de opties zijn om in situaties, waarin de leveringszekerheidssituatie in het geding is, ook daadwerkelijk beschikbaar zijn. Deze studie heeft aangegeven welke mogelijkheden partijen hebben om op korte termijn de levering van gas aan eindverbruikers zeker te stellen. Informatie over de wijze waarop marktpartijen de benodigde capaciteit en gasvolumes sourcen is echter niet voorhanden. De vraag is: welke risico’s nemen marktpartijen als het gaat om het wel of niet afdekken van piekvraag op enig moment? Het publieke belang van leveringszekerheid kan hier in het geding komen. In huidige wetgeving is vastgelegd dat bij de vergunningaanvraag voor gasleveranciers door de leverancier moet worden voorgelegd hoe deze de contractuele leveringsverplichtingen denkt in te gaan vullen. Alleen bij een voldoende onderbouwing wordt daarop door de toezichthouder een vergunning verleend. Na vergunningverlening wordt geen verdere controle uitgeoefend op
60
ECN-E--08-049
de ‘leveringszekerheidspositie’ die de vergunninghouder inneemt. Eventuele risico’s die ten aanzien van de invulling van de leveringsplicht in tijden van piekvraag of interrupties in gasaanbod worden genomen blijven daarmee onbekend, totdat dit leidt tot een mogelijk leveringszekerheidsprobleem uiteraard. Teneinde het publieke belang van leveringszekerheid te waarborgen kan de overheid, in dit geval vertegenwoordigd door de toezichthouder, een keuze maken uit twee maatregelen. Enerzijds kan worden gekozen voor een periodieke monitoring van de leveringszekerheidspositie bij vergunninghouders, anderzijds kan een steekproefsgewijze controle op de leveringszekerheidspositie worden uitgevoerd. Beiden hebben voor- en nadelen. Een gemeenschappelijk element in beide opties is de noodzaak voor een beoordelingsraamwerk voor de toezichthouder: op basis van welke informatie, en welke indicatoren kan een goed oordeel worden uitgesproken over de leveringszekerheidspositie van een vergunninghouder? Een norm voor een voldoende leveringszekerheidspositie zou moeten worden overeengekomen. Voor een discussie over het gebruik van normen in energiemarkten verwijzen wij naar Scheepers et al. (2004). De optie van een algehele, en periodiek terugkerende monitoring van de leveringszekerheidspositie van vergunninghouders kent in vergelijking met de steekproefsgewijze aanpak hogere transactiekosten en administratieve lasten. Echter, het heeft ook een hogere informatiewaarde omdat elke individuele positie in een complete monitoring kan worden gespiegeld aan de leveringszekerheidspositie van de gehele markt. Dit kan bijvoorbeeld tot de conclusie leiden dat marktpartijen in totaliteit zich in situaties waar de leveringszekerheid in het geding komt te veel verlaten op het aanbod op de spotmarkt (t.o.v. lange-termijn contractering). In dit opzicht moet worden erkend dat een steekproefsgewijze nooit een compleet beeld van de werkelijke leveringszekerheidspositie kan geven. Uitgaande van de veronderstelling dat de kans op leveringszekerheidsproblemen relatief het kleinst is in de zomermaanden, en relatief hoger in de flank- en piek (winter) maanden zou een monitoring/controle in de aanloop naar de piek in de wintermaanden het meest logisch kunnen zijn. Onafhankelijk van de gekozen aanpak kan de vervolgprocedure wanneer een onevenwichtige leveringszekerheidspositie wordt geconstateerd gelijk zijn. Bij een onvoldoende score kan de toezichthouder een waarschuwing afgeven aan de betreffende vergunninghouder, met de afspraak dat binnen een bepaalde termijn de positie tot een voldoende niveau moet worden opgehaald. Wanneer de vergunninghouder bij een tweede nalevingscontrole na een bepaalde periode wederom in gebreke blijven wordt geconstateerd, kan intrekking van de leveringsvergunning volgen.
ECN-E--08-049
61
Referenties APX Group (2008): APX Launches Gas Capacity Trading on Dutch-German border as of 14 May. Persbericht APX Groep 14/04/2008. DTI (2007): Meeting the Energy Challenge: White Paper on Energy. May 2007. EC (2003): European Energy and Transport: Trends to 2030, prepared by ICCS-NTUA for the Directorate-General for Energy and Transport (DG TREN). EC (2006): European Energy and Transport: Trends to 2030, update 2005, prepared by ICCSNTUA for the Directorate-General for Energy and Transport (DG TREN). Frontier Economics (2008): Research into gas flexibility services: A report prepared for DTe. Initial findings for market consultation, January 2008. GasTransportServices (2007a): Kwaliteits- en Capaciteitsdocument 2007. GasTransportServices (2007b): Overzicht ramingen gas uit kleine velden, December 2007. IEA (2002): Flexibility in gas supply and demand. International Energy Agency, Paris. IEA (2004): Energy policies of IEA countries: The Netherlands. International Energy Agency, Paris. IEA (2005): Natural gas information 2005. International Energy Agency, Paris. IEA (2006): Natural gas information 2006. International Energy Agency, Paris. IEA (2007): Natural gas information 2007. International Energy Agency, Paris. Luciani, G., 2004. Security of Supply for Natural Gas Markets: What is it and what is it not? FEEM Working Paper No. 119.04, September 2004 Mulder, M., A. ten Cate and G. Zwart (2007): The economics of promoting security of energy supply. EIB Papers volume 12, nr 2 (2007). National Grid (2007): Ten Year Statement 2007. NMa/DTe (2007): Gasmonitor: Ontwikkelingen in de groothandelsmarkt gas in Nederland in 2006. December 2007, Den Haag. Scheepers, M.J.J., A.J. Seebregts, J. de Jong, and H. Maters (2006): European Standards for Energy Security of Supply. ECN-C--06-039/CIEP, June 2006. Staatscourant (2004): Besluit Leveringszekerheid Gaswet. Staatscourant 2004 (170). Staatscourant (2007): Regeling van de Minister van Economische Zaken van 26 oktober 2007, nummer WJZ7124519, houdende regels voor de berekeningsmethodiek van de tarieven en de voorwaarden voor toegang tot LNG-installaties. 7 November 2007, nr. 216, p.10. Stern, J.P. (2002): Sustainable Development Programme. Royal Institute of International Affairs. July 2002. www.riia.org/pdf/research/sdp/Sec of Euro Gas Jul02.pdf. TNO (2007): Olie en gas in Nederland: Jaarverslag 2006 en prognose 2007 - 2016, in opdracht van het Ministerie van Economische Zaken. Tweede Kamer (2008): Kamerstukken II 2007/2008, 29023, nr. 48, Voorzienings- en leveringszekerheid energie, brief van de Minister van Economische Zaken aan de Voorzitter van de Tweede Kamer (KST115518), 18 februari 2008. Van Dril, A.W.N., H.E. Elzenga (2005): Referentieramingen energie en emissies 2005-2020. ECN/MNP/RIVM.
62
ECN-E--08-049
