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

Transcriptie

1 MKBA Gasopslag

2

3 Amsterdam, november 2007 In opdracht van het ministerie van Economische Zaken MKBA Gasopslag Rob Aalbers Michiel de Nooij Joost Poort Roetersstraat WB Amsterdam - T (+31) F (+31) secretariaat@seo.nl ABN-AMRO Postbank KvK Amsterdam BTW B02

4 De wetenschap dat het goed is SEO Economisch Onderzoek doet onafhankelijk toegepast onderzoek in opdracht van overheid en bedrijfsleven. Ons onderzoek helpt onze opdrachtgevers bij het nemen van beslissingen. SEO Economisch Onderzoek is gelieerd aan de Universiteit van Amsterdam. Dat geeft ons zicht op de nieuwste wetenschappelijke methoden. We hebben geen winstoogmerk en investeren continu in het intellectueel kapitaal van de medewerkers via promotietrajecten, het uitbrengen van wetenschappelijke publicaties, kennisnetwerken en congresbezoek. SEO-rapport nr.: ISBN: Copyright 2007 SEO Economisch Onderzoek Amsterdam. Alle rechten voorbehouden. Het is geoorloofd gegevens uit dit rapport te gebruiken in artikelen en dergelijke, mits daarbij de bron duidelijk en nauwkeurig wordt vermeld.

5 Inhoudsopgave Samenvatting... i 1 Inleiding De markt voor seizoensflexibiliteit De verschillende opties De kosten van seizoensopslag in een gasveld Markt- en overheidsfalen Dreigende overheidsregulering Onvoldoende diversificatie investeringsrisico Geen betrouwbaar prijssignaal op de continentale spotmarkten, waaronder de TTF Werkvolume voor extreme winters niet altijd rendabel Invloed tarief GasTerra op rentabiliteit van opslag Inkoop capaciteit door GTS Beleidsconcurrentie vanuit omringende landen Samenvattend Maatschappelijke kosten-batenanalyse Bespreking nulalternatief: Bestaand beleid Bespreking projectalternatieven Beschrijving NATGAS Model Resultaten MKBA Gevoeligheidsanalyses Conclusies...42 Referenties...45

6

7 MKBA GASOPSLAG i Samenvatting De dalende productieflexibiliteit van gasvelden in Noordwest-Europa met name het Groningenveld gekoppeld aan de toenemende vraag naar aardgas maken het waarschijnlijk dat de vraag naar additionele seizoensflexibiliteit in de komende decennia fors zal toenemen. Het ministerie van Economische Zaken heeft SEO Economisch Onderzoek gevraagd om een maatschappelijke kosten-batenanalyse (MKBA) uit te voeren naar beleid dat de opslag van aardgas in Nederland stimuleert. Er zijn drie maatregelen doorgerekend: een subsidie op kussengas, de introductie van een termijncontract door de Staat en de introductie van een termijncontract door de Staat in combinatie met een afdracht voor het gebruik van lege gasvelden. Bij de doorrekening van de effecten is gebruik gemaakt van het NATGAS model van het CPB. De verantwoordelijkheid voor de resultaten berust volledig bij SEO Economisch Onderzoek. Potentiële bronnen van seizoensflexibiliteit Op voorhand kan additionele seizoensflexibiliteit door vier verschillende bronnen geleverd worden. Dat zijn: lange afstand productieflexibiliteit, opslag in lege gasvelden, een hogere prijselasticiteit van de vraag via de (spot)markt en LNG importterminals. De eerste twee bronnen zijn de traditionele bronnen van seizoensflexibiliteit. De laatste twee lijken in opkomst te zijn. Zo leverde de spotmarkt in het Verenigd Koninkrijk in maart 2006 na het uitvallen van de grootste gasopslag Rough flexibiliteit in de orde van grootte van 10% van de gasvraag. In de laatste jaren heeft de LNG importterminal op Isle of Grain maximaal 0,4 bcm aan seizoensflexibiliteit geleverd. De afweging tussen de verschillende bronnen van seizoensflexibiliteit wordt beïnvloed door de kosten en beschikbaarheid van de verschillende opties. Legitimiteit van overheidsbeleid Om te kunnen onderbouwen of overheidsingrijpen vanuit een economische invalshoek legitiem is, is nagegaan welke vormen van markt- en overheidsfalen aanwezig zijn op de markt voor gasopslag. Als er namelijk sprake is van markt- of overheidsfalen, dan is het mogelijk dat de overheid door in te grijpen op de markt, de maatschappelijke welvaart kan verhogen. Een voorwaarde daarvoor is dan wel dat er als gevolg van het overheidsingrijpen geen nieuw overheidsfalen optreedt waarvan de effecten zodanig zijn, dat het netto welvaartseffect van overheidsingrijpen negatief wordt. De belangrijkste vorm van marktfalen die op de markt voor gasopslag aanwezig is, is dat er wellicht onvoldoende mogelijkheden bestaan om het investeringsrisico op kussengas af te dekken. Het gevolg hiervan is dat het investeringsrisico bij de investerende partijen komt te liggen. Het aantal partijen dat wil (kan) investeren in gasopslag daalt daardoor. Voor kleinere investeerders zal het risico namelijk te groot worden. De markt vooropslag wordt hierdoor minder concurrerend, waardoor er minder opslag zal worden bijgebouwd. Of, en in welke mate, er daadwerkelijk sprake is van marktfalen kon niet worden vastgesteld. Een goed ontwikkelde termijnmarkt ontbreekt weliswaar, maar marktpartijen zouden alternatieve mogelijkheden kunnen gebruiken om het risico op kussengas af te dekken. De belangrijkste daarvan is de Over The Counter (OTC) markt. De onderzoeksgroep heeft echter onvoldoende zicht op de omvang en

8 ii SAMENVATTING werking van deze markt. De overheid zou de mogelijkheid kunnen introduceren om een termijncontract voor kussengas af te sluiten. De overheid verkoopt dan een deel van het aardgas op termijn tegen een van te voren vastgestelde prijs. Voor de overheid leidt dit tot stabilisatie van de inkomsten uit aardgas. Deze maatregel kan gepaard gaan met overheidsfalen doordat de overheid de prijs van het termijncontract verkeerd vast stelt. Termijncontracten op de oliemarkt en op andere gasmarkten (NBP en Henry Hub) lijken echter voldoende informatie te geven om een marktconforme prijs vast te kunnen stellen. De invloed van de overige vormen van markt- en overheidsfalen lijken om verschillende redenen beperkt van omvang te zijn. Zo blijkt uit de resultaten van de MKBA dat de invloed van de afschrijvingsfaciliteit voor kussengas in Duitsland minimaal is en in ieder geval volledig wordt opgeheven door de invoering van een termijncontract. Ook de afwezigheid van een goedontwikkelde spotmarkt lijkt geen grote barrière te zijn, omdat investeerders in gasopslag de mogelijkheid hebben om via een open season een indruk te krijgen van de marktwaarde van een gasopslag. Ook de publieke taak van GTS om tussen de -9 en -17 capaciteit in te kopen voor kleinverbruikers werkt niet marktverstorend en is zelfs gewenst omdat het marktfalen van onderinvesteringen in gasopslag voorkomt. De totale inkoop van capaciteit verandert immers niet doordat GTS capaciteit inkoopt, alleen de koper verandert van gedaante. Alleen in het geval dat GTS ongemerkt de inkoop van capaciteit zou kunnen verminderen, kan sprake zijn van overheidsfalen. Het effect van het capaciteitstarief van GasTerra is onduidelijk. Weliswaar stimuleert het tarief de bouw van piekopslag boven seizoensopslag, maar de capaciteitsbeperking die op het Groningenveld is opgelegd (maximaal 425 bcm in 10 jaar) kan zodanig zijn dat GasTerra geen additionele seizoensflexibiliteit uit Groningen kan verkopen. Uitkomsten MKBA Mede op basis van de bovenstaande analyse naar de legitimiteit zijn drie projectalternatieven gedefinieerd, die met behulp van het NATGAS model zijn doorgerekend. Deze projectalternatieven zijn: 1. De introductie van een subsidie op kussengas van omgerekend 0,036 per m 3 werkvolume; 2. De introductie van een termijncontract door de Staat; en 3. De introductie van een termijncontract door de Staat plus de introductie van een afdracht aan de Staat voor het gebruik van lege gasvelden. De uitkomsten van deze projectalternatieven zijn vergeleken met de uitkomsten onder het gekozen nulalternatief (geen verandering van beleid). Hieronder worden de belangrijkste conclusies weergegeven. Een subsidie op kussengas levert altijd een negatief welvaartseffect op. Dit is a-priori te verwachten aangezien geen marktfalen is geconstateerd dat overheidssubsidie op welvaartstheoretische gronden rechtvaardigt. Meer in detail zijn twee redenen aan te wijzen voor het negatieve welvaartseffect van een subsidie. De eerste reden is dat aan elke gebouwde opslag in Nederland subsidie wordt gegeven, terwijl de baten van de subsidie in belangrijke mate weglekken naar het buitenland (in de vorm van lagere prijzen voor buitenlandse consumenten). Nederland draagt echter wel de volledige lasten van de subsidie. De tweede reden is dat de

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

10

11 MKBA GASOPSLAG 1 1 Inleiding De dalende productieflexibiliteit van gasvelden in Noordwest-Europa met name het Groningenveld gekoppeld aan de toenemende vraag naar aardgas maken het waarschijnlijk dat de vraag naar additionele seizoensflexibiliteit in de komende decennia fors zal toenemen. Het ministerie van Economische Zaken heeft in dat kader aangegeven dat investeringen in gasopslag in Nederland om twee redenen van belang zijn (EZ, 2007). De eerste reden is dat investeringen in gasopslag de Nederlandse voorzienings- en leveringszekerheid op de langere termijn waarborgen. De tweede reden is dat het de Nederlandse positie als belangrijk gasland in Noordwest Europa handhaaft ook als de Nederlandse productie afneemt. In dat verband wordt ook wel gesproken over de zogenaamde gasrotonde. Aan de vraag naar seizoensflexibiliteit kan op verschillende manieren worden voldaan. Veel genoemde opties daarbij zijn lange afstand productieflexibiliteit en opslag in lege gasvelden. Minder vaak genoemde opties zijn het marktmechanisme en LNG importterminals. Welke optie uiteindelijk de voorkeur verdient, is afhankelijk van vele factoren, waaronder in ieder geval de kosten van de verschillende opties, het risico dat marktpartijen lopen en de technische (on)mogelijkheden. Om de kosten en baten van de verschillende opties systematisch tegen elkaar af te wegen kan het opstellen van een maatschappelijke kosten-batenanalyse (MKBA) behulpzaam zijn. Dit dwingt namelijk om te beschrijven welke effecten precies een rol spelen, na te gaan wat het effect precies veroorzaakt, hoe deze effecten in kosten en baten zijn in te delen en welke effecten tegen elkaar wegvallen. Bij de bepaling van deze effecten is gebruik gemaakt van het NATGAS model van het Centraal Planbureau. Verantwoording Dit rapport is in opdracht van het ministerie van Economische Zaken vervaardigd door SEO Economisch Onderzoek. Wij hebben hierbij gebruik kunnen maken van commentaar op eerdere conceptversies van dit rapport door de leden van de begeleidingsgroep: Donald Voskuil (EZ), Hans van Gemert (EZ), Sybren Hornstra (EZ), Hans Kool (EZ) en Herman Snoep (EZ). Ook Gijsbert Zwart (CPB) heeft commentaar geleverd op eerdere versies. Hij heeft tevens met behulp van het NATGAS model de berekeningen gemaakt die ten grondslag liggen aan de conclusies van dit rapport. De verantwoordelijkheid berust volledig bij SEO Economisch Onderzoek. Leeswijzer Dit rapport is behalve deze inleiding opgebouwd uit drie hoofdstukken. Voorin het rapport is een samenvatting opgenomen. In hoofdstuk 2 beschrijven we de verschillende opties die potentieel seizoensflexibiliteit kunnen leveren. Daarnaast wordt ingegaan op de kosten van opslag in lege gasvelden. In hoofdstuk 3 wordt een analyse gemaakt van de markt voor gasopslag in termen van markt- en overheidsfalen. Hoofdstuk 4 bevat de resultaten van de MKBA en toetst de robuustheid van deze resultaten middels een gevoeligheidsanalyse.

12

13 MKBA GASOPSLAG 3 2 De markt voor seizoensflexibiliteit In dit hoofdstuk wordt een overzicht gegeven van de verschillende opties die in de markt voorhanden zijn om seizoensflexibiliteit te leveren. Daarnaast wordt ingegaan op de kosten van opslag in lege gasvelden. 2.1 De verschillende opties De vraag naar gas is niet constant, maar fluctueert tussen dag en nacht, zomer en winter en zachte en strenge winters. Een belangrijke oorzaak van deze fluctuaties in de gasvraag zijn de temperatuurverschillen. Tijdens koude periodes is de vraag naar ruimteverwarming veel groter dan tijdens (relatief) warme periodes. Er bestaan verschillende mogelijkheden om deze fluctuaties in de gasvraag op te vangen. Tabel 1 geeft een overzicht van de verschillende opties en hun geschiktheid om seizoensflexibiliteit te leveren. 1 Merk op dat de seizoensflexibiliteit over het algemeen door verschillende opties zal worden geleverd. Tabel 1 De geschiktheid van verschillende opties om seizoensflexibiliteit te leveren Optie Geschikt voor seizoensflexibiliteit? Productieflexibiliteit Ja Ondergrondse opslag (gasvelden en aquifers) Ja Ondergrondse opslag (zout caverns) Nee 2 Afschakelbare contracten Nee Via de markt (vraagrespons) Ja LNG opslag Nee LNG import terminals Ja Lage druk opslag Nee Line pack Nee Bron: CIEP (2006) We bespreken hieronder kort de mogelijkheden van de flexibiliteitsopties uit Tabel 1 om seizoensflexibiliteit te leveren. Een eerste mogelijkheid om fluctuaties in de gasvraag op te vangen is door middel van flexibele gasproductie. Contracten met leveranciers bieden de mogelijkheid om flexibel gas af te nemen. Het kan daarbij ook gaan om seizoensflexibiliteit. In deze studie maken we geen (principieel) onderscheid tussen korte of lange afstand productieflexibiliteit. De reden daarvoor is dat we alleen kijken naar seizoensflexibiliteit. De responstijd van productie is daarbij niet van belang. 3 Of flexibiliteit vanuit een bepaalde productielocatie interessant is, wordt bepaald door de (meer)kosten van overdimensionering van zowel de productielocatie als de pijpleiding. In Nederland bestaat de unieke mogelijkheid om de flexibele gasvraag op te vangen door middel van het Groningenveld. Dit veld produceert veel gas in de winter en weinig in de 1 Deze paragraaf is voornamelijk gebaseerd op CIEP (2006). De tabel is samengesteld op basis van een mix van technische en economische criteria. Daarnaast is gebruik gemaakt van ILEX (2005), Mulder en Zwart (2006) en IEA(2007). 2 Een zeer grote hoeveelheid zoutcavernes kan bijdragen aan de opvang van seizoensflexibiliteit. 3 Zo duurt het in de winter acht uur om gas van Groningen naar Zeeland te transporteren, terwijl dit in de zomer twee dagen in beslag neemt.

14 4 HOOFDSTUK 2 zomer en kan ook worden ingezet om week-, dag- en uurflexibiliteit te leveren. Deze vormen van flexibiliteit vallen buiten het bestek van deze studie. Echter, door de voortgaande uitputting van het Groningenveld neemt deze zogenaamde balansfunctie langzaam maar zeker af. Een tweede manier om de flexibele vraag naar gas te ondervangen is de grootschalige opslag van gas (seizoensopslag). Gas kan op twee vergelijkbare manieren worden opgeslagen, namelijk in een leeg gasveld of in een aquifer (aardlaag die watervoerend is). De aanpassingen om van een leeg gasveld een opslagruimte te maken duren vijf tot acht jaar. 4 Het bouwen van een aquifer duurt bijna twee keer zo lang, namelijk tien tot twaalf jaar. Als een gasveld klaar is voor opslag duurt het gemiddeld een half jaar om de ruimte te vullen en wordt deze binnen twee tot drie maanden geleegd. Het volume van een dergelijke opslagruimte ligt tussen 1 en 5 bcm. De capaciteit om gas vrij te geven is ongeveer 30 mcm/dag, wat gelijk staat aan de hoeveelheid gas die gebruikt wordt door een miljoen huishoudens op een koude winterdag. Omdat gas onder constante hoge druk moet worden opgeslagen bestaat de opslagruimte uit werkgas en kussengas. Het werkgas is bruikbaar, voor seizoensopslag, terwijl het kussengas dient als productiemiddel om gas uit de gasopslag te kunnen halen. De mogelijkheid om grote hoeveelheden gas vrij te geven maakt gasopslag uitstekend geschikt om seizoensflexibiliteit op te vangen. De gasopslag wordt echter ook wel gebruikt om kleinere fluctuaties in de vraag te onderschrijven. Een derde manier om de variabele vraag naar gas op te vangen is door gas op te slaan in zoutlagen (caverns). Dergelijke opslagruimtes kunnen veel sneller worden gevuld en geleegd dan lege gasvelden en aquifers, waardoor zelfs wisselende vraag per uur kan worden opgevangen. Gemiddeld duurt zowel het vullen als het legen hiervan tussen de 10 en 30 dagen. De opslag in het zout bestaat vaak uit een verzameling van verschillende ruimtes, die elk een volume hebben van miljoen mcm en 2-4 mcm/dag kunnen vrijgeven. Het bouwen van de ruimtes gaat sneller en is goedkoper dan de aanpassing van gasvelden, omdat de schaal veel kleiner is. De opslag in zout is voornamelijk geschikt om kleine fluctuaties in de vraag naar gas op te vangen, maar kan als de verzameling opslagruimtes zeer omvangrijk is ook een instrument zijn om seizoensflexibiliteit op te vangen. Een vierde manier om de wisselende vraag naar gas te ondervangen is door middel van afschakelbare contracten. Deze contracten geven aanbieders van gas de mogelijkheid om de levering van gas gedurende een bepaalde periode te verminderen of zelfs stop te zetten. Afnemers van deze contracten krijgen vaak korting en hebben meestal de optie om over te schakelen op olie. Sommigen industrieën kunnen ook de productie stopzetten in bepaalde periodes. Echter, voor veel industrieën is gas slechts een klein onderdeel van de variabele kosten en wordt overschakeling op olie beperkt door milieuregulering. Voor dergelijke industrieën zijn afschakelbare contracten dan ook niet interessant. Afschakelbare contracten worden over het algemeen alleen gebruikt voor de opvang van wekelijkse, dagelijkse of uurschommelingen in de gasvraag. 4 De totale lead-time is opgebouwd uit de tijd die nodig is voor het krijgen van de benodigde vergunningen plus de tijd die nodig is om te investeren. De literatuur suggereert dat de totale lead-time vijf tot acht jaar is (CIEP, 2006). Volgens het International Energy Agency duurt het minimaal twee tot drie jaar voordat een leeg gasveld omgebouwd is tot opslag (IEA, 2007) en plaatst daarbij de opmerking dat grotere gasvelden een langere lead-time kennen. De tijd om de vergunningen te krijgen kan oplopen tot drie jaar.

15 DE MARKT VOOR SEIZOENSFLEXIBILITEIT 5 Een vijfde manier om de wisselende vraag naar gas te ondervangen is door middel van het marktmechanisme. Zo daalde de vraag naar gas in het Verenigd Koninkrijk met maar liefst 10% in maart 2006 (Ofgem, 2006). 5 Dit geeft een indicatie wat een goed ontwikkelde spotmarkt aan seizoensflexibiliteit zou kunnen leveren. Met het marktmechanisme wordt hier zowel de spotmarkt als de OTC markt bedoeld. Twee opmerkingen zijn relevant. De eerste opmerking is dat de vraagdaling niet zonder meer gelijk is aan de omzetdaling op de diverse markten. Markten worden namelijk gekenmerkt door het feit dat er meer gas op wordt verhandeld dan dat er fysiek wordt geleverd. 6 De tweede opmerking is dat de vraagdaling in een korte periode van vorst (zoals in Engeland in maart 2006) wel eens hoger kan zijn dan in een langdurige periode van vorst (twee tot drie maanden). Een zesde manier om de wisselende vraag naar gas te ondervangen is door de opslag van Liquified Natural Gas (LNG). LNG-opslag dient op dit moment vooral om de extra gasvraag op extreem koude winterdagen op te vangen en wordt niet gebruikt om de seizoensvariaties in de vraag op te vangen. Het vullen van een LNG-opslag duurt een half jaar of langer en de opslag van een m 3 gas is veel duurder dan de opslag in een gasveld of zoutruimte. Het voordeel van LNG-opslag is dat het gas zeer snel kan worden vrijgegeven. Een zevende manier om de wisselende vraag naar gas te ondervangen is door LNG importterminals. LNG wordt dan vanaf het schip het leidingnet ingepompt. Op dit moment is dit qua kosten nog geen aantrekkelijke optie. Afhankelijk van de kostenontwikkeling en de mogelijkheden tot re-routing (het op afroep oproepen van LNG-schepen) kan dit in de toekomst een concurrerende optie zijn om in seizoensflexibiliteit te voorzien (Mulder en Zwart, 2006). Figuur 1 geeft een overzicht van de send-out van de LNG terminal of Isle of Grain in het Verenigd Koninkrijk. Omdat er op de Isle of Grain vrijwel geen opslagcapaciteit is, komt dit patroon overeen met het aanlandingspatroon van LNG schepen. Uit de figuur is duidelijk te zien dat Isle of Grain een substantiële hoeveelheid flexibiliteit levert. Figuur 1 Send-out LNG terminal Isle of Grain (in bcm) 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 sep-07 aug-07 jul-07 jun-07 mei-07 apr-07 mrt-07 feb-07 jan-07 dec-06 nov-06 okt-06 sep-06 aug-06 jul-06 jun-06 mei-06 apr-06 mrt-06 feb-06 jan-06 dec-05 nov-05 okt-05 sep-05 aug-05 Bron: National Grid Company 5 Deze vraagreactie kwam vooral van elektriciteitscentrales en werd gedreven door een combinatie van strenge vorst en de uitval van de grootste opslag in het Verenigd Koninkrijk, Rough. 6 De zogenaamde churn factor, de verhouding tussen het verhandelde en fysiek geleverde volume, is groter dan 1. In 2005 was de churn factor op de TTF zeven (zie DTe, 2006).

16 6 HOOFDSTUK 2 Een achtste manier om de wisselende vraag naar gas te ondervangen is door middel van lagedrukopslag. Deze manier van gasopslag dient slechts om de fluctuaties in het gasgebruik gedurende een dag op te vangen. De opslag vult meestal gedurende de nacht, wanneer een huishouden weinig gas gebruikt, en wordt geleegd tijdens piekuren in het dagverbruik van een huishouden. De opslag gebeurt dan ook zo dicht mogelijk bij het huishouden. Een laatste manier om de wisselende vraag naar gas te ondervangen is door middel van opslag in transportsystemen (line pack). Door de druk in een leiding te verhogen kan er meer gas worden opgeslagen. Door de druk te verlagen wordt de hoeveelheid gas in de leiding kleiner. Deze methode wordt vooral gebruikt om onverwachte veranderingen in productie, import en consumptie op te vangen. Het creëren van extra line pack is duur in verhouding tot de andere flexibele instrumenten, bovendien is het werkvolume hiervan klein. Zoals in de tabel te zien is wordt line pack alleen gebruikt voor de opvang van uurfluctuaties. Concluderend kunnen we stellen dat er vier mogelijkheden zijn om in seizoensflexibiliteit te voorzien: lange afstand productieflexibiliteit, korte afstand productieflexibiliteit, opslag in gasvelden (of aquifers) en via LNG importterminals. 2.2 De kosten van seizoensopslag in een gasveld 7 In deze paragraaf wordt ingegaan op de kosten van gasopslag in lege gasvelden. We houden daarbij expliciet rekening met de lead-time van investeringen en de risicopremie die betaald moet worden als kussengas op termijn wordt aangekocht. 8 Bij de interpretatie van de onderstaande cijfers moet rekening gehouden worden met het feit dat betrouwbare informatie over de kosten van gasopslag niet voorhanden is. Van belang zijn daarom vooral de verschillen tussen de verschillende berekeningswijzen. Het uitgangspunt is de naïeve kostenberekening waar geen rekening gehouden wordt met het feit dat voor het op termijn inkopen van kussengas eigenlijk een risicopremie zou moeten worden betaald en waarin geen rekening gehouden wordt met het feit dat de investering een lead-time heeft van vijf jaar. Voor een opslag met een werkvolume van 3,3 bcm komen de investeringskosten dan uit op 0,62 per m 3 werkvolume. In Figuur 2 worden de kosten van de naïeve berekeningswijze weergegeven voor reële discontovoeten tussen de 5% en 10%. De reden om verschillende discontovoeten te hanteren is dat het rendement dat bedrijven eisen af zal hangen van de institutionele situatie. We komen hier later op terug. Onder de naïeve berekeningswijze is de kostprijs gelijk aan 0,038 m 3 per jaar bij een discontovoet van 5% en 0,060 m 3 per jaar bij een discontovoet van 10%. Als we rekening houden met de lead-time van de investeringen, drie jaar voor de investeringen in kapitaal en twee jaar voor de injectie van kussengas, dan stijgt de kostprijs van opslag. Dit wordt 7 We gaan hier alleen in op de kosten van gasopslag zoals die voor rekening komen van de investeerder. De (maatschappelijke) baten en (eventuele) andere kosten komen aan de orde bij de MKBA in paragraaf 4. 8 Het prijzen van risico is iets wat vaak over het hoofd wordt gezien. Zo werden kolencentrales lange tijd als goedkoper beschouwd dan gascentrales. De (foutieve) aanname daarbij was dat beide investeringen hetzelfde risico met zich meebrengen.

17 DE MARKT VOOR SEIZOENSFLEXIBILITEIT 7 veroorzaakt door het feit dat de opbrengsten later in de tijd plaatsvinden, waardoor de netto contante waarde ervan vermindert. Dit effect is groter voor hogere discontovoeten. Met een leadtime van vijf jaar is de kostprijs gelijk aan 0,045 m 3 per jaar bij een discontovoet van 5% en 0,082 m 3 per jaar bij een discontovoet van 10%. Tot slot maken we een correctie voor het risico dat het bedrijf loopt op kussengas. Omdat de injectie van kussengas in het vierde en vijfde jaar plaatsvindt, heeft de investeerder te maken met risico met betrekking tot de prijs waartegen hij kussengas moet kopen. Om dit risico af te dekken, kan hij een termijncontract afsluiten. Hij zal dan echter een risicopremie moeten betalen. Wij nemen aan dat de risicopremie voor een termijncontract met een looptijd van gemiddeld vier jaar 30% is. Dat betekent dat de kosten voor een gasopslag met een werkvolume van 3,3 bcm en een verhouding van kussen- en werkgas van één op één met 30%*645 = 193 miljoen euro zijn. Als we hiermee rekening houden dan is de kostprijs gelijk aan 0,048 m 3 per jaar bij een discontovoet van 5% en 0,088 m 3 per jaar bij een discontovoet van 10%. Figuur 2 Kosten van gasopslag in een gasveld onder verschillende aannames % 6% 7% 8% 9% 10% Naïef Met lead time Met lead time en risicopremie Indien de investeerder de mogelijkheid heeft om het risico voor het kussengas af te dekken, hanteren we in deze studie een reële discontovoet van 5% voor investeringen in gasopslag. De kostprijs van gasopslag komt dan uit op 0,048 m 3 per jaar. Indien de mogelijkheid niet bestaat hanteren we een reële discontovoet van 7%. De kostprijs van gasopslag komt dan uit op 0,058 m 3 per jaar. Merk op dat reële discontovoeten van 5% en 7% overeenkomen met nominale discontovoeten van respectievelijk 7% en 9%. De nominale discontovoet is daarbij gedefinieerd als de reële discontovoet plus inflatie, die in Nederland gemiddeld genomen 2% per jaar is. Door middel van gevoeligheidsanalyses zullen we nagaan of de uitkomsten van de MKBA afhangen van deze aannames.

18 8 HOOFDSTUK 2 Box 1 Verantwoording kostengegevens gasopslag De basisgegevens voor deze kostenberekening ontlenen we aan Ilex (2005). Zij geven de kosten van een opslag in een gasveld waarbij de verhouding tussen werkgas en kussengas 1 op 2,5 is. Commerciële opslagen in Duitsland worden gekenmerkt door een verhouding tussen werkgas en kussengas van 1 op 1 (Sedlacek, 2005). Een lager aandeel kussengas betekent echter dat er meer putten moeten worden geslagen, waardoor de kapitaalskosten toenemen. We nemen aan dat het aantal benodigde putten en de daaraan gerelateerde kosten met een factor twee stijgen. Tot slot corrigeren we de cijfers van Ilex (2005) voor de algemene kostenontwikkeling in de olie- en gasindustrie. Volgens IEA (2007) zijn de investeringskosten in de olie- en gasindustrie met ongeveer 50% gestegen tussen 2004 en Tabel 2 Kosten Ilex (2005) en SEO (2007) voor een opslag met een werkvolume van 3,3 bcm Ilex (2005) SEO (2007) Kapitaalkosten Kussengas Totaal Investeringskosten per m3 capaciteit 0,70 0,62 Dit betekent dat ten opzichte van Ilex (2005) de kapitaalskosten 100% hoger liggen, terwijl de kosten voor kussengas 60% lager liggen. De totale investeringskosten bij Ilex (2005) zijn ruim 2,3 miljard euro, bij SEO 2,1 miljard euro. Per m3 werkvolume is dat respectievelijk 0,70 en 0,62. 9 Afgelezen uit Figuur 10 Upstream oil and gas industry investment in nominal terms and adjusted for cost inflation, (IEA, 2007, blz. 46).

19 MKBA GASOPSLAG 9 3 Markt- en overheidsfalen In dit hoofdstuk worden mogelijke vormen van markt- en overheidsfalen besproken. Daarbij wordt eerst een beschrijving gegeven van dat markt- en overheidsfalen. Vervolgens wordt een inschatting gegeven van de relevantie ervan voor de seizoensmarkt voor flexibiliteit. Tot slot wordt indien relevant aangegeven wat de optimale manier is om het desbetreffende markt- of overheidsfalen te corrigeren. Deze beschrijving is niet altijd specifiek op de Nederlandse situatie gericht, omdat het marktfalen zich op elke willekeurige gasmarkt voor kan doen. Wel wordt een inschatting gemaakt in hoeverre het desbetreffende marktfalen relevant is voor Nederland. Het doel van deze paragraaf is een onderbouwing te geven (legitimiteit) voor eventueel overheidsingrijpen. Als er sprake is van marktfalen kan de overheid de maatschappelijke welvaart immers verhogen door in te grijpen, mits dit niet gepaard gaat met een in welvaartstermen groter overheidsfalen. 3.1 Dreigende overheidsregulering Een investeerder in seizoensopslag kan uitrekenen of een bepaalde investering in gasopslag met het huidige reguleringsregime een aantrekkelijke optie is. De investeerder heeft echter te maken met onzekerheid ten aanzien van het reguleringsregime. Aanpassingen van het reguleringsregime, zoals een in Europa of Nederland verplichte invoering van regulated Third Party Access (rtpa) voor toegang tot gasopslag, kunnen het rendement voor de investeerder fors beïnvloeden. Het risico verbonden aan overheidsregulering kan leiden tot een hogere rendementseis en daarmee tot een daling van de investeringen. 3.2 Onvoldoende diversificatie investeringsrisico Potentiële investeerders in ondergrondse opslag in gasvelden hebben te maken met onzekerheid ten aanzien van de prijs die zij moeten betalen voor het kussengas. 10 Omdat het aandeel van kussengas in de totale investeringskosten hoog is, sommige bronnen melden zelfs aandelen van tussen de 50 en 85% (Codognet en Glachant, 2007) - heeft de investeerder te maken met een grote onzekerheid ten aanzien van de hoogte van zijn initiële investeringskosten. Dit verhoogt de kosten van de investering in de zin dat bedrijven een hogere rendementseis op hun investering zullen eisen (risicopremie). Tabel 3 licht de relatie tussen de kosten van kussengas (uitgaande van een verhouding tussen werk- en kussengas van één op één) en de totale investeringskosten van opslag in gasvelden toe. Het aandeel van de kosten van kussengas in de totale investeringskosten varieert afhankelijk van de gasprijs dan tussen de 19 en 41%. Bij de in dit rapport gehanteerde gasprijs van 0,20 per m 3 is het aandeel van kussengas in de investeringskosten 31%. 10 De onzekerheid over de toekomstige kosten en opbrengsten doet zich ook voor in andere sectoren, zoals de oliesector.

20 10 HOOFDSTUK 3 Tabel 3 De investeringskosten in een gasopslag met een werkvolume van 3,3 bcm 11 Kosten Prijs kussengas (in per m 3 ) Vaste kosten (in mln ) Kussengas (in mln ) Totale kosten (in mln ) Investeringskosten per m 3 werkvolume (in /m3) 0,53 0,62 0,72 Contant gemaakte kosten bij levensduur van 30 jaar en discontovoet van 7% 13 (in /m 3 werkgas per jaar ) 0,050 0,058 0,066 Aandeel kussengas in totale kosten 19% 31% 41% Bron: Eigen berekeningen SEO Economisch Onderzoek Op een volwassen (dikke) markt kan dit risico via de termijnmarkt worden afgedekt. Een bedrijf koopt dan gas op termijn tegen een van tevoren vastgestelde prijs en betaalt daarvoor een prijs (risicopremie). Via zo n termijnmarkt wordt het risico van de investering gespreid. De termijn waarvoor het risico van het kussengas zou moeten worden afgedekt, is lager dan de in de literatuur genoemde lead-time van vijf tot acht jaar voor het realiseren van een gasopslag in een gasveld. Het afdekken van het risico op het kussengas is immers pas aan de orde als een bedrijf substantieel gaat investeren in de gasopslag. Tijdens de vergunningaanvraag is het dus niet nodig om het risico op het kussengas af te dekken. Het volume aan kussengas waarover het risico moet worden afgedekt, wordt bepaald door het volume aan werkgas en de verhouding tussen werk- en kussengas. Voor een gasveld met een volume aan werkgas van drie bcm is dus ongeveer drie bcm aan kussengas nodig. 14 Kan een dergelijk volume zonder problemen op de TTF worden aangekocht? Op dit moment is het antwoord hierop: niet waarschijnlijk. Op dit moment bedraagt het netto volume op de TTF ongeveer 0,5 bcm per maand (Ecorys, 2007). Een volume van 3 bcm is dus gelijk aan het totaal aan gas dat op de TTF in één seizoen (zes maanden) wordt aangeleverd. Merk op dat de TTF zich binnen een jaar of vijf wel zou kunnen ontwikkelen tot een voldoende dikke markt. 15 Dit is op dit moment echter niet zeker. 16 Als er in Nederland geen sprake is van een goed ontwikkelde termijnmarkt, dan kan dat ertoe leiden dat de spreiding van het risico over verschillende marktpartijen onvoldoende plaatsvindt. Het gevolg daarvan is dat het investeringsrisico in eerste instantie volledig bij de investerende partij en zijn aandeelhouders komt te liggen. Hierdoor daalt het aantal partijen dat in staat is om het investeringsrisico te dragen. 17 De markt kan hierdoor het karakter krijgen van een oligopolie of monopolie, waardoor er onvoldoende geïnvesteerd wordt. Het ontbreken van een goed ontwikkelde termijnmarkt kan er dus toe leiden dat er een toetredingsbarrière voor kleinere 11 Uitgaande van een verhouding tussen werkgas en kussengas van 1 op 1. Merk op dat geen rekening is gehouden met substitutie tussen enerzijds het aantal putten van een gasopslag en anderzijds de aankoop van het kussengas. Bij een lagere prijs van het kussengas leidt substitutie ertoe dat er minder putten geslagen zullen worden, terwijl er bij een hogere prijs van het kussengas juist meer putten geslagen zullen worden. 12 Op basis van de genoemde vaste gasprijs zonder risicopremie. 13 Hierbij is uitgegaan van een reële discontovoet of vereist rendement op het geïnvesteerde vermogen van 7%. Merk op dat het vereist rendement op het geïnvesteerde vermogen geen gegeven is, maar afhankelijk kan zijn van de institutionele context. Hierop komen we zodadelijk terug. 14 Hierbij gaan we uit van een verhouding tussen werkgas en kussengas van 1:2,5 (Ilex, 2005). 15 In dat geval zijn de maatregelen die aan het einde van deze paragraaf voorgesteld worden tijdelijke maatregelen 16 In het Verenigd Koninkrijk is op dit moment al wel sprake van een volwassen gasmarkt, de NBP.