We anticiperen op de veranderingen in de omgeving door onze strategie, onderhandelingen en activiteiten hieraan aan te passen. GasTerra’s portfolio bestaat voornamelijk uit Nederlands gas dat afkomstig is uit Groningen, kleine velden en bronnen van groen gas. Daarnaast kijken wij in het bijzonder naar de Noordwest-Europese gasvraag, omdat deze relevant is voor onze handelsactiviteiten.

Aanbod Groningen

Het aanbod uit het Groningenveld neemt af. Sinds 2014 bepaalt de minister van Economische Zaken en Klimaat hoeveel gas in een gasjaar maximaal mag worden gewonnen uit dit veld. In het gasjaar 2017/2018 (1 oktober 2017 tot 1 oktober 2018) produceerde NAM in totaal 20,1 miljard kubieke meter aardgas uit het Groningenveld. Dat is 1,5 miljard kubieke meter minder dan de 21,6 miljard kubieke meter die was toegestaan.

De minister van Economische Zaken en Klimaat heeft middels een brief op 5 februari 2018 een dringend verzoek aan NAM gedaan om, binnen de voorwaarden van de voorlopige voorziening van de Raad van State (november 2017), maximaal gebruik te maken van de ruimte tot een lagere winning. Op basis van dit verzoek van de minister, hebben GasTerra en NAM een nieuw operationeel plan afgestemd. De uitvoering van dit plan heeft tot de genoemde productie uit het Groningenveld geleid.

Na de beving van 3,4 op de schaal van Richter in Zeerijp op 8 januari 2018 is de discussie over de productie en het gebruik van Groningengas in een stroomversnelling geraakt. Op 29 maart 2018 heeft de minister aangekondigd de gaswinning uit Groningen te willen beëindigen. Hiervoor is een tijdpad opgesteld voor de minimale winning die in de komende jaren nodig is bij een koud, een gemiddeld en een warm jaar. 

In dit tijdpad zijn maatregelen meegenomen die het kabinet voldoende zeker acht om de afbouw te realiseren, zoals de bouw van een nieuwe stikstofinstallatie, de afnemende vraag uit het buitenland en de ombouw van de grootste industriële verbruikers van Groningengas.

Dit heeft op 17 oktober 2018 geleid tot wijziging van de Gaswet en de Mijnbouwwet betreffende het minimaliseren van de gaswinning uit het Groningenveld. Op grond hiervan stelt de minister jaarlijks een operationele strategie voor de winning van het Groningengas door NAM vast. Dit zal voor het eerst gebeuren voor het gasjaar dat begint op 1 oktober 2019. Hiervoor wordt een transparante procedure gevolgd, waarbij lokale overheden en andere belanghebbenden worden betrokken. Het lopende gasjaar, dat is begonnen op 1 oktober 2018, geldt als overgangsjaar. De minister heeft in het definitieve instemmingsbesluit voor het gasjaar 2018/2019 zoveel mogelijk de principes gevolgd die ten grondslag liggen aan deze wetswijzigingen. Tot 27 december 2018 was het mogelijk in beroep te gaan tegen dit besluit. Deze beroepen zullen door de Raad van State in 2019 worden behandeld.

De gaswinning uit het Groningenveld is voor het lopende gasjaar vastgesteld op maximaal 19,4 miljard kubieke meter in een gemiddeld jaar qua temperatuur. Via een in het instemmingsbesluit opgenomen graaddagenformule zal het maximale winningsniveau dalen in een warmer dan gemiddeld jaar en stijgen als het kouder is dan gemiddeld. Vanaf gasjaar 2019/2020 is in de ministeriële regeling voor het percentage stikstof uitgegaan van een gemiddelde inzet van ten minste 85% van de beschikbare conversiecapaciteit.

Op 3 december jl. heeft de minister aangegeven dat de gaswinning uit Groningen wellicht nog sneller afgebouwd kan worden. Deze verwachting is gebaseerd op de aanname dat GTS additioneel stikstof kan inkopen en de mogelijkheid om de ondergrondse opslag Norg te kunnen vullen met hoogcalorisch gas vermengd met stikstof. GTS gaat op basis van de aangepaste Mijnbouwwet voor het eerst een jaarlijkse raming opstellen voor de vraag naar laagcalorisch gas en Groningengas in de komende tien jaar. Het kabinet zal deze raming voortaan als basis gebruiken voor een eventuele bijstelling van het basispad. Een en ander heeft uiteraard vergaande gevolgen voor de bedrijfsvoering van GasTerra.

Kleine velden

Naast het krimpende Groningenaanbod loopt ook de gasproductie uit Nederlandse kleine gasvelden terug. De meeste Nederlandse kleine velden bevinden zich in de eindfase van hun productiecyclus en de investeringen in bestaande en nieuwe bronnen zijn beperkt. Het maatschappelijk draagvlak voor gaswinning, in het bijzonder op land, is bovendien afgenomen.

Het kabinet heeft in mei 2018 aangegeven dat in de afbouwfase van de L-gasvraag, die vooral mogelijk is door meer hoogcalorisch gas te gebruiken, kleineveldenproductie de voorkeur heeft boven gasimport. Het kabinet wil zich daarom inspannen voor het behoud van het economisch perspectief voor de offshore gassector, onder meer met fiscale maatregelen. Zo is in het voorjaar van 2018 besloten de investeringsaftrek voor nieuwe investeringen in de opsporing en winning van gas op de Noordzee te verhogen van 25% naar 40%. Dit besluit moet nog in wetgeving worden omgezet.

Groen gas

De Nederlandse groengasproductie is in 2018 gestegen van 100 miljoen kubieke meter naar 120 miljoen kubieke meter, omdat een aantal nieuwe productielocaties in bedrijf is genomen. Een productieniveau van 120 miljoen kubieke meter is nog laag in vergelijking met het Nederlandse aardgasaanbod, maar het is wel de ambitie dat deze hoeveelheid stijgt. Groen gas wordt gezien als een cruciaal onderdeel van een klimaatneutrale energievoorziening. Het kan namelijk ook worden ingezet als grondstof voor de industrie, voor hoge-temperatuur-warmte in de industrie, als invulling van de piekvraag bij moeilijk volledig te verduurzamen woningen en in zwaar transport. Technisch lijkt circa drie miljard kubieke meter in 2030 mogelijk en tien miljard kubieke meter in 2050. In het ontwerp van het Klimaatakkoord is een volume van twee miljard kubieke meter groengasproductie per jaar in 2030 opgenomen, met name voor de gebouwde omgeving.

Europese gasvraag

De totale Europese gasvraag bedroeg in 2018 450 miljard m^{3 [1]}. Dit is een daling van 1,5% ten opzichte van 2017¹. Voor de periode tot 2025 wordt een lichte stijging van de gasvraag verwacht. Als gevolg van de uitfasering van nucleaire en kolencentrales zullen gascentrales naar verwachting meer ingezet worden om elektriciteit op te wekken. Na 2025 zwakt de vraag af^[2] onder andere door klimaatbeleid als gevolg van de afspraken die zijn gemaakt tijdens de klimaattop in Parijs in 2015.

De specifieke vraag naar L-gas in Noordwest-Europa neemt verder af door de ombouw van gasapparatuur in Duitsland, België en Frankrijk van L-gas naar H-gas. Deze ombouw was oorspronkelijk ingegeven door de al voorziene natuurlijke depletie van het Groningenveld, maar is extra urgent geworden door de versnelde afbouw van de productie in Groningen. Op verzoek van de Nederlandse overheid hebben de betrokken landen geïnventariseerd of versnelling mogelijk is. In Duitsland zijn in 2018 circa 200.000 gastoestellen omgebouwd. Het is de bedoeling om de ombouw vanaf 2020 te versnellen tot een aantal van 500.000 toestellen per jaar. In totaal moeten vijf miljoen gastoestellen geschikt worden gemaakt voor H-gas. België en Frankrijk zijn in 2018 gestart met de eerste ombouwprojecten, die als pilot worden gezien. Door de geleidelijke ombouw in de ons omringende landen zal de export van L-gas vanuit Nederland tussen 2020 en 2029 worden afgebouwd. Vanaf 2030 is geen export van L-gas meer voorzien.

^{[1] Inschatting Woodmac. Europe demand long term H1 2018 (EU 28), 27 juli 2018. Conversiefactor: 40 MJ/m3}

^{[2] Woodmac – Europe gas demand long term H1 2018, (EU 28 vraag)}

Nederlandse gasvraag

De Nederlandse gasvraag bedroeg in 2017 37 miljard m^{3 [1]}. Sinds 2015 neemt de vraag naar aardgas van gascentrales toe^[2]. Dit is een gevolg van het in toenemende mate economisch zijn van het opwekken van elektriciteit met aardgas. Het beeld van marktpartijen over de toekomstige winstgevendheid van gascentrales is niet eenduidig. ENGIE en RWE besloten in 2018 centrales buiten bedrijf te stellen^[3]. Daarentegen maakte RWE bekend dat de Clauscentrale in 2020 weer operationeel zal zijn^[4]. De toegenomen inzet van gascentrales gaat ten koste van de inzet van kolencentrales. In hoeverre deze trend in de komende jaren doorzet is onzeker. De vraag naar L-gas daalt in Nederland voornamelijk door de ombouw van L-gas naar H-gas in de industrie. Voor kleinverbruikers is geen ombouw voorzien, zodat de vraag in dit segment volgens ramingen beperkt zal teruglopen.

^{[1] Bron CBS: energieverbruik aardgas 1298,7 petajoule (35,17 MJ/m3)
https://www.cbs.nl/nl-nl/nieuws/2018/16/energieverbruik-verandert-nauwelijks-in-2017}

^{[2] https://opendata.cbs.nl/statline/#/CBS/nl/dataset/00372/table?ts=1532943177491}

^{[3] ICIS Heren 28 november 2018: Dutch gas capacity to close despite profit recovery}

^{[4] https://www.fluxenergie.nl/claus-uit-de-mottenballen/}

Energietransitie Nederland

In de toekomst zal de gasvraag in Nederland dalen door klimaatbeleid. De Nederlandse overheid stelt zichzelf tot doel om de CO₂-uitstoot in 2030 en 2050 met respectievelijk 49% en 95% terug te dringen. Uiteindelijk zullen fossiele energiebronnen plaats moeten maken voor klimaatneutrale energie oplossingen. Op dit moment is de vraag naar moleculen in verhouding tot de vraag naar elektronen hoog. In de toekomst zal dit, als gevolg van besparingen en elektrificatie, juist andersom zijn. De snelheid waarmee deze omslag plaats gaat vinden is echter onzeker. Daardoor is het ook moeilijk in te schatten hoe snel de vraag naar aardgas zal dalen. Dit hangt onder meer af van het beleid van de overheid en van technologische ontwikkelingen. Toch zullen moleculen niet geheel uit de energievoorziening verdwijnen. Met name als grondstof voor de chemische industrie en bron van hoge-temperatuur-warmte, in zwaar transport en in de piekvraag van de gebouwde omgeving zijn in de toekomst moleculen nodig.

De belangrijkste segmenten waar in Nederland aardgas wordt gebruikt zijn: de gebouwde omgeving (kleinverbruik en commercials), de industrie en in gascentrales. Per segment zijn er verschillende oplossingen om de uitstoot van CO₂ te reduceren.

Het segment gebouwde omgeving bestaat onder meer uit woningen, scholen, overheidsgebouwen en kantoorpanden. Het aandeel van de gebouwde omgeving in de totale gasconsumptie is ongeveer 50%^[1]. Omdat de gasaansluitplicht in 2018 is komen te vervallen^[2] zal er weinig nieuwe gasvraag komen uit nieuwbouwwoningen. Voor de bestaande gebouwde omgeving geldt dat besparingen als gevolg van isolerende maatregelen en daarnaast de inzet van duurzame alternatieven zorgen dat de toekomstige vraag naar aardgas daalt. Duurzame manieren om te verwarmen zijn de inzet van groen gas in cv’s en hybride warmtepompen, de inzet van duurzame elektriciteit bij (hybride) warmtepompen en de inzet van duurzame warmte (uit geothermie en biomassa) in warmtenetten. Ook waterstof zou op den duur kunnen worden ingezet om te voorzien in de warmtevraag.

Het segment industrie gebruikt aardgas voor de proceswarmte en als grondstof, bijvoorbeeld voor de productie van kunstmest. Dit segment gebruikt ongeveer 20%^[3] van de totale gasconsumptie en is relatief minder gemakkelijk te verduurzamen. Verschillende bedrijven hebben namelijk hoge temperatuurwarmte nodig in het bedrijfsproces. Om deze reden zullen moleculen ook in de toekomst nog gebruikt worden. Verduurzaming is onder meer mogelijk door gebruik van aardgas in combinatie met Carbon Capture and Storage (CCS) oftewel CO₂-afvang en -opslag (na verbranding) of door omzetting van aardgas in waterstof, waarbij de vrijgekomen CO₂ wordt opgeslagen. Daarnaast is het ook mogelijk om groen gas in te zetten. 

Het segment centrales heeft betrekking op elektriciteitsproductie en een aandeel van ongeveer 25%^[4] van de totale gasvraag. Door de toenemende hoeveelheid wind- en zonne-energie wordt steeds meer groene stroom opgewekt. Ook in dit segment kan de energieproductie worden verduurzaamd door het inzetten van aardgas in combinatie met CCS.

^{[1] Woodmac – Europe gas demand long term H1 2018}

^{[2] Er zijn uitzonderingen mogelijk, zie de ministeriële regeling ‘gebiedsaanwijzing aansluitplicht’. Deze gaat in op de bevoegdheid van het college van B&W om een gebied aan te wijzen waar de gasaansluitplicht wel geldt voor nieuwbouw. https://www.rvo.nl/sites/default/files/2018/07/Factsheet-gasaansluitplicht-vanaf-1-juli-2018-02.pdf}

^{[3] Woodmac – Europe gas demand long term H1 2018}

^{[4] Woodmac – Europe gas demand long term H1 2018}

Voorzieningszekerheid

Door de ontwikkelingen in vraag- en aanbod is Nederland inmiddels netto-importeur van aardgas geworden. Om aan de binnenlandse gasvraag te kunnen voldoen is Nederland afhankelijk van handelsplaatsen of nieuwe importcontracten. Het onderzoeksbureau IHS Markit heeft op verzoek van GasTerra onderzocht of langetermijncontracten, naast handel op de handelsplaatsen, een nuttige functie behouden om de leveringszekerheid ook in de toekomst te kunnen garanderen. Daarbij is onder meer gekeken naar hoe de ons omringende landen een en ander hebben geregeld.

Analyse van zes andere grote gasconsumerende landen in de EU laat zien dat grote energiebedrijven in die landen, in tegenstelling tot gashandelaren in Nederland, voor hun consumptie niet alleen vertrouwen op de handelsplaatsen maar daarnaast op langetermijn-importcontracten met hoge volumes. Sommige van deze ondernemingen hebben al volumes voor de verre toekomst (2030 en verder) vastgelegd. 

Dat neemt niet weg dat de groei van volume en liquiditeit van spotmarkten voor gas in Europa, vooral van de Nederlandse TTF,  een indicatie zijn dat het belang van langetermijncontracten voor het garanderen van leveringszekerheid in de Europese gasmarkt is afgenomen. De toenemende beschikbaarheid van LNG versterkt het vertrouwen in spotmarkten nog eens verder. Het betekent dat aardgas een global commodity is geworden en dat Europa voor dit type gas concurreert met de rest van de wereld in het bijzonder Azië. Nederland kan hiervan profiteren door de aanwezigheid van een uitgebreide en moderne gasinfrastructuur (de ‘gasrotonde’).  

Het IHS Markit-rapport stelt desondanks het zeer kleine aandeel van langetermijn-importcontracten in de Nederlandse energiemix ter discussie. De onderzoekers vragen zich af of het raadzaam is om volledig op de spotmarkt te vertrouwen gezien de grote veranderingen die de gasmarkt zal ondergaan in de komende jaren als gevolg van de energietransitie en veranderingen in de mondiale gasvraag. Daarnaast is het aldus IHS Markit onduidelijk hoe grote producenten zich zullen positioneren in deze veranderende gasmarkt. 

Aantal energieleveranciers in Nederland

In 2001, net voor de liberalisering van de energiemarkt, waren er slechts 12 vergunninghouders voor (alleen) elektriciteit. De consument had in die tijd geen keuze uit verschillende aanbieders. Afhankelijk van de woonplaats werden de netbeheerder en de energieleverancier bepaald. Sindsdien is het aantal vergunningshouders bijna verviervoudigd naar circa 50 verschillende leveranciers van stroom en gas. Het grootste deel hiervan levert zowel aan particuliere als aan zakelijke klanten. Consumenten kunnen zelf hun energieleverancier kiezen.

De concurrentie die na de liberalisering is ontstaan, heeft gezorgd voor kleinere marges. Daarnaast hebben klantgerichte technologieën een flinke sprong voorwaarts gemaakt. Een voorbeeld daarvan is de slimme meter.
Er zijn twee energieleveranciers die groen gas aan consumenten leveren. Het gas dat deze partijen leveren bestaat voor een deel uit biogas; het restant is CO₂-gecompenseerd gas (door bomen planten gecompenseerd). De verhouding tussen beide vormen is onbekend. Andere leveranciers bieden alleen CO₂-gecompenseerd aardgas aan.

Het aantal burgers dat samen energie opwekt, via zogenaamde energiecoöperaties, is de afgelopen jaren sterk gegroeid. Eind 2017 waren er 392 coöperaties actief in Nederland. Eind 2015 waren dit er nog 262^[1]. Hiermee is in bijna elke Nederlandse gemeente een coöperatie actief. Dankzij een professionelere aanpak, lokaal draagvlak en krachtenbundeling slagen de burgercollectieven er steeds vaker in eigen windturbines of zonnedaken en -weides te realiseren. Eind 2017 houdt 60% van de coöperaties zich bezig met de wederverkoop van groene energie, 70% met energiebesparing en 60% organiseert collectieve inkoop van energie.

Op de Nederlandse markt zijn dus steeds meer energieleveranciers actief, waardoor de concurrentie is toegenomen.

^{[1] Bronnen: Hier Opgewekt (https://www.hieropgewekt.nl/nieuws/lokale-energie-monitor-2017-samen-energie-opwekken-onverminderd-populair) en Zelf Energie Produceren (https://www.zelfenergieproduceren.nl/nieuws/aantal-energiecooperaties-nederland-blijft-groeien/).}

Regulering

GasTerra wordt geconfronteerd met regulering op nationaal en Europees niveau, die impact heeft op de bedrijfsvoering. We volgen de ontwikkelingen en waar mogelijk en zinvol proberen we beleidsvoornemens te beïnvloeden. In het geval van nieuwe regulering zorgt de onderneming dat zij tijdig aan deze verplichtingen kan voldoen. 

Op GasTerra zijn de Regulation in Energy Markets Integrity and Transparency (REMIT) en de Market Abuse Regulation (MAR) van toepassing. In deze verordeningen die respectievelijk van toepassing zijn op groothandelsenergieproducten en financiële instrumenten, is een verbod op handel met voorkennis en marktmanipulatie opgenomen. Daarnaast moeten marktpartijen in het kader van REMIT aan uitgebreide rapportageverplichtingen voldoen. GasTerra heeft hiervoor de nodige procedures geïmplementeerd.

Per 3 januari 2018 is de herziene Markets in Financial Instruments Directive (MiFID II) van toepassing op energiebedrijven die in financiële instrumenten handelen. De handel in contracten die als financiële instrumenten kwalificeren onder MIFID II is echter een nevenactiviteit van GasTerra. Om die reden maken wij gebruik van de nevenactiviteitvrijstelling, waarin MiFID II voorziet. 

Vanaf 2020 zal de Europese Netcode Tarieven (NC TAR) worden geïmplementeerd in Nederland. Een van de voorziene wijzigingen is om over te stappen op een andere verdeling van inkomsten uit entry- en exitpunten (40%/60%) en over te gaan op één postzegeltarief voor alle GTS-netwerkpunten en diensten. De korting voor transport van en naar bergingen zal worden verhoogd van 25% naar 60%. GTS blijft omzetgereguleerd en daarom zullen deze aanpassingen leiden tot een andere verdeling van alle transportkosten over de verschillende marktpartijen en niet tot een verandering van inkomsten voor GTS.

Met ingang van 1 november 2018 geldt vanuit de Netcode Capaciteit Allocatie Mechanismes (CAM) een verplichting voor TSO’s om Virtuele Interconnectie Punten in te voeren. Dat betekent dat diverse grenspunten samengevoegd zullen worden tot een nieuw virtueel punt. Vanwege onduidelijkheid over de wijze waarop de implementatie zou moeten plaatsvinden is dit door GTS uitgesteld tot het eerste kwartaal van 2020.