Feitenreconstructie 1959-2012

dat het de vraag is of er in de winter voldoende geproduceerd kan worden. Onder andere ondergrondse opslag van gas wordt als oplossing gezien, zodat in de winter aan de piekvraag kan worden voldaan.

In reactie op de problemen zet het gasgebouw in deze periode verschillende grootschalige onderzoeksprojecten uit. Deze studies, de Capaciteitsstudie Annerveen Groningen (CASTAG) en de Integrale Berging en Inpassing Studie (IBIS-onderzoeken), tonen in de ogen van de NAM en Gasunie aan dat de meest voor de hand liggende oplossing voor de inpassings- en capaciteitsvragen de ontwikkeling van ondergrondse gasberging is. Gasopslagen zijn vooral bedoeld om ook in een koude winterperiode de capaciteit uit het Groningenveld te kunnen blijven leveren, ook wanneer het Groningenveld zelf niet meer voldoende druk heeft om de grote winterse pieken in de gasvraag op te kunnen vangen. Het gasveld Norg, met een opslagcapaciteit van 3 miljard kubieke meter, wordt als ideale gasopslag aangewezen. De gasopslag Norg wordt daarmee de grootste gasopslag van Nederland.

Deze keuze voor gasopslagveld Norg stuit echter op veel maatschappelijk verzet.143 Op verzoek van minister Margreeth de Boer van Volkshuisvesting, Ruimtelijke Ordening en Milieubeheer (VROM) wordt in 1994 aanvullend onderzoek uitgevoerd naar de vraag of de gasopslag bij Langelo (Norg) wel zo onvermijdelijk is als de NAM en Gasunie beweren. Daarvoor wordt een ‘commissie van drie’ aangesteld bestaande uit: Theo Quené (SER-voorzitter), Olivier van Royen (topman van staalbedrijf Hoogovens) en Huib van Heel (directeur van chemiebedrijf HoechstVlissingen). In 1994 rapporteert deze commissie aan de Tweede Kamer dat ‘ondergrondse gasopslag en putmondcompressie’ inderdaad de twee belangrijkste maatregelen zijn die de productiecapaciteit tot 2020 op peil kunnen houden.144

Komst van gasbergingen in Norg, Grijpskerk en Alkmaar Uiteindelijk worden door de partijen uit het gasgebouw drie lege gasvelden omgebouwd tot gasopslagfaciliteit: in Norg, Grijpskerk (voor hoogcalorisch gas) en Alkmaar. In de zomer worden deze bergingen gevuld met gas, in de winter leveren ze het gas aan Gasunie. Op deze wijze kan de balansrol van Groningen voor de toekomst worden verlengd. Ondergrondse opslag van aardgas in Norg vindt plaats onder verantwoordelijkheid van de Maatschap Drenthe, die wordt bestuurd door een college van vertegenwoordigers. De afspraken zijn vastgelegd in een driepartijencontract tussen Gasunie, de NAM en de Maatschap Drenthe. De vorm van het driepartijencontract voor alle gasbergingen is vastgelegd in een raamovereenkomst uit 1995.

In de raamovereenkomst staat nadrukkelijk dat gasberging vooral als maatregel voor de afnemende reservoirdruk in het Groningenveld is bedacht: “De voortschrijdende productie van gas uit het Slochterenveld en de daaruit voortvloeiende verlaging van de natuurlijke druk heeft tot gevolg dat er onder omstandigheden onvoldoende productiecapaciteit beschikbaar zal zijn om in de nabije toekomst op ieder gewenst moment te voldoen aan de vraag naar aardgas. Na een grondige studie van de mogelijkheden om het voorziene capaciteitstekort op te vangen en na intensief overleg met alle betrokken partijen werd in 1992 besloten dat hiertoe ondergrondse berging van gas in gasvelden als eerste maatregel de meest aangewezen methode is.”145

143 De geschiedenis over het maatschappelijk verzet rond de gasopslag Norg wordt uitvoerig besproken in Hakkenes (2020), pp. 171-189.

144 Bijlage bij Kamerstuk II 1994/95, 23819, nr. 4.

Vanwege de hoge financiële lasten van gasberging is het moeilijk om tot overeenstemming te komen over de verdeling van de kosten voor de ombouw van de gasvelden naar een gasopslagfaciliteit. Shell en Esso willen bijvoorbeeld dat een deel van het Groningengas dat naar de gasopslag gaat deels aan de meeropbrengstregeling (MOR) wordt onttrokken, als compensatie voor de weggevallen productie uit de Norgconcessie Hiermee stemt het ministerie van Economische Zaken in eerste instantie niet in:

“Onze indruk is dat Shell niet helpt. […] Voor de NAM als geheel is er geen sprake van uitgestelde productie, maar alleen van verschuiving naar het MOR-regime. Wij vinden dat het niet aangaat om hiervoor compensatie te geven. Vaak komt de MOR de NAM goed uit, en dan praat niemand over compensatie. Nu komt het slecht uit. Maar dat neemt niet weg dat de NAM op zijn gasactiviteiten in Nederland behoorlijk verdient. Zonder MOR-compensatie zal de investering in UGS [underground gas storage] in Norg voor de NAM alleen rendabel zijn als Norg eerst grotendeels wordt leeg geproduceerd. Dat is echter technisch riskant […].”146 In een latere briefwisseling wordt ook over een ‘impasse’ gesproken rond de financiering van ondergrondse gasopslag.

NAM mag niet gewonnen gas in Norg ruilen voor Groningengas Een belangrijk twistpunt is het feit dat het gasveld Norg nog niet leeg geproduceerd is op het moment dat het als gasopslag gaat dienen. Dit betekent dus een fors verlies voor de concessiehouder (NAM/Maatschap Drenthe). Uiteindelijk komen de oliemaatschappijen met het voorstel om met een ruil (swap) het gas dat nog uit het veld Norg geproduceerd had kunnen worden om te zetten in een gelijke hoeveelheid Groningengas.147 In ruil voor het niet te winnen Norggas wordt gas uit het Groningenveld beschikbaar gesteld. Dit wordt het Vervangend Productie Profiel (VPP) genoemd: “In ruil voor het aardgas, dat in overleg met de UGS-concessionaris niet zal worden geproduceerd en waarvan de eigendom door deze aan NAM zal worden overgedragen, stelt NAM een thermisch equivalente hoeveelheid Gronings aardgas ter beschikking aan de UGS-concessionaris volgens een Vervangend Productie Profiel.148 Belangrijk daarbij is dat dit ‘ruilgas’, dat uit het Groningenveld afkomstig is, dus niet wordt aangemerkt als ‘Groningengas’ volgens het leveringscontract Gasunie/Groningen en dus bijvoorbeeld ook niet onder de MOR valt (of later onder het Groningenplafond). Door dit VPP wordt dus een categorie gecreëerd van gas dat wel uit Groningenveld wordt gewonnen, maar niet als zodanig wordt geadministreerd. Hoewel dit een eenmalige swap is, blijft het VPP nog lange tijd van betekenis. Tot ten minste 2014 wordt er nog gas uit het Groningenveld gewonnen dat als VPP wordt aangemerkt. Dit is een van de factoren waardoor de feitelijke winning uit het Groningenveld jaarlijks hoger is dan het volume dat wordt verkocht door Gasunie/GasTerra.

Na deze eenmalige swap wordt UGS (underground gas storage) Norg gezien als een integraal onderdeel van het ‘Groningensysteem’. De kosten voor het gebruik worden berekend aan

145 NAM. Brief aan Shell inzake UGS overeenkomsten, 6 november 1995.

146 Ministerie van EZ. Nota over UGS aan de directeur-generaal energie, 8 november 1991.

147 EBN. Memo aan PricewaterhouseCoopers inzake impairment test Groningen, 19 februari 2020.

148 NAM. Brief aan Shell inzake UGS overeenkomsten, 6 november 1995.

Feitenreconstructie 1959-2012

Gasunie, maar worden via de transferprijs weer doorberekend aan de Maatschap Groningen. Ondanks het feit dat Gasunie dus een afgesproken vergoeding gaat betalen aan de NAM voor de extra flexibiliteit in de leveringsmogelijkheden, komen de kosten via de transferprijs toch weer voor rekening van de Maatschap Groningen. De opbrengstverdeling volgens de MOR is pas van toepassing op het moment dat dit gas vanuit de opslag aan Gasunie wordt geleverd. Gas dat na de eenmalige swap uit Norg aan Gasunie wordt geleverd, is dus contractueel gezien ‘Groningengas’.

2.3.3 NAM investeert om Groningenveld op druk te houden

Naast de ingebruikname van de ondergrondse gasopslag Norg en de gasopslag Grijpskerk (voor de opslag van hoogcalorisch gas, bestemd voor industrie en elektriciteitscentrales) in 1997 begint de NAM ook met een ander grootschalig investeringsproject in het Groningenveld om de druk in dit veld op niveau te houden. Dit project wordt Groningen Long Term (GLT) genoemd en is bedoeld om langer profijt te kunnen hebben van de unieke eigenschap van het Groningenveld, de flexibiliteit.

Er gebeuren verschillende dingen in het kader van Groningen Long Term. Ten eerste worden de gaswinninginstallaties vernieuwd. Deze zijn deels verouderd, maar er is ook sprake van strengere milieu- en veiligheidseisen voor deze locaties. Tegelijkertijd worden er op deze nieuwe locaties compressoren van 23 megawatt geïnstalleerd om de gasdruk op het juiste niveau te houden. De bedrijven Stork, Siemens, Yokogawa en Jacobs Engineering worden door NAM gecontracteerd om deze vernieuwingen door te voeren. Twintig gaswinningslocaties worden op het Groningenveld op deze manier gerenoveerd, de overige worden gesloten. Dankzij deze vernieuwing van de installaties zijn er bijvoorbeeld geen fakkeltorens meer nodig. Groningen Long Term wordt in 2009 afgerond, wanneer alle gaswinningslocaties volledig voorzien zijn van moderne compressoren. Het Groningenveld kan dan weer langer mee.

2.3.4 Gaswet (2000): Gasunie moet concurreren

Europese richtlijn voor interne gasmarkt

Deze paragraaf beschrijft de belangrijkste ontwikkelingen in de aanloop naar de Gaswet. Een belangrijke stap in de liberalisering van de gasmarkt dateert van 11 mei 1998. Op die datum stelt de EU een richtlijn vast over gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor aardgas (98/30/EG). Een van de overwegingen is dat een “interne markt voor aardgas geleidelijk tot stand moet worden gebracht, zodat de aardgasindustrie zich op een soepele en geordende wijze aan haar nieuwe omgeving kan aanpassen en om rekening te houden met de verschillende marktstructuren in lidstaten”. Het Europees Parlement stelt daarbij vast dat de vorming van een interne markt in een periode van tien jaar geleidelijk vorm moet krijgen. In Nederland zal deze richtlijn in 2000 leiden tot de invoering van de Gaswet. Volgens oud-minister Jorritsma had de overheid weinig vrijheid in de uitvoering van die beleidsrichtlijn.

Ik had helemaal geen vrijheid om iets door te zetten, want er was een verplichting. Er lag een Europese richtlijn op basis waarvan wij de liberalisering moesten invoeren. Als je die invoert voor een deel van de markt, dan vonden wij dat die ook voor de kleinverbruiker moest kunnen gelden. Want die zou ook het voordeel van keuzevrijheid moeten krijgen. Openbaar verhoor Annemarie Jorritsma, 29 juni 2022

Het mijnbouwklimaat in Nederland ontwikkelt zich in die tweede helft van de jaren ’90 goed. In 1999 wordt een studie van het onderzoeksbureau Gaffney, Cline & Associaties over het mijnbouwklimaat van alle landen rond de Noordzee gepresenteerd aan de vaste commissie van Economische Zaken van de Tweede Kamer. Dit rapport stelt dat Nederland met zijn kleineveldenbeleid en afdrachtenregime behoort tot de aantrekkelijkste landen voor mijnbouw. Een vergelijking met het Verenigd Koninkrijk maakt dit duidelijk. In Nederland worden velden in productie genomen die in het Verenigd Koninkrijk als niet-rendabel worden beschouwd.149

Ook in het eerste energierapport (het vierjaarlijkse energiebericht van de minister van Economische Zaken), het Energierapport 1999, wordt het Nederlandse mijnbouwklimaat geprezen en wordt de noodzaak van een productieniveau voor het behouden van de positieve stimulans voor mijnbouwactiviteiten besproken:

“Belangrijk onderdeel van het mijnbouwklimaat is het inkoopbeleid van Gasunie. Gasunie is in staat en bereid om de productie uit kleine velden bij voorrang en met hoge loadfactor af te nemen. Dat kan omdat Gasunie de mogelijkheid heeft om de afname uit het grote Groningenveld af te stemmen op de inpassing van het gas uit kleine velden. De gunstige eigenschappen van het Groningenveld moeten dus ter beschikking blijven zolang er nog redelijkerwijs aanbod uit kleine velden te verwachten is. Dat stelt grenzen aan het depletietempo: een te grote productie zou het moment snel dichterbij brengen dat de flexibiliteit ontbreekt om de wisselende productie uit kleine velden nog te kunnen accommoderen. Tegen deze achtergrond blijft het gewenst dat de minister van EZ vaststelt welke hoeveelheid gas er jaarlijks gemiddeld uit Nederlandse voorkomens kan worden gewonnen.”150

Wettelijke verankering kleineveldenbeleid en nationaal productieniveau Zoals eerder opgemerkt, is het kleineveldenbeleid dan niet vastgelegd in de wet – met uitzondering van de bevoegdheid van de minister van Economische Zaken om in Nederland geproduceerd gas als bestemd voor de binnenlandse markt aan te wijzen. Ook is de taak van Gasunie niet wettelijk verankerd. Hierin komt verandering met de invoering van de Gaswet in 2000. Door de EU-richtlijn uit 1998 is de regering genoodzaakt de publieke taak van Gasunie in de wet vast te leggen. Voor bedrijven met een nutsfunctie geldt dat deze functie wettelijk vastgelegd moet worden via een zogeheten public service obligation (PSO).

149 Kamerstuk II 1999/2000, 26811, nr. 2.

150 Kamerstuk II 1999/2000, 26898, nr. 1.

Feitenreconstructie 1959-2012

Een groep ambtenaren die de Gaswet voorbereidt (de groep ‘Plankgas’) deelt in juni 1998 een document met beleidskeuzes over de bevoegdheid van het ministerie van Economische Zaken ten aanzien van het Groningenveld. Zij stellen dat men moet onderzoeken: “hoe [een] regeling kan worden getroffen die bestemming Slochterengas en rol MEZ [ministerie van Economische Zaken] daarbij regelt. Moet […] onderbouwd [worden] vanuit het gezichtspunt van het mijnbouwbeleid – kleine veldenbeleid (niet primair vanuit optiek voorzieningszekerheid).”151

Het thema voorzieningszekerheid keert veelvuldig terug in de discussies over het productieniveau tussen oliemaatschappijen, het ministerie van Economische Zaken en Gasunie. Het is een strijdpunt. Met voorzieningszekerheid wordt de zekerheid van aardgaslevering op de lange termijn bedoeld. Het opnemen van dit begrip in de wet zou kunnen suggereren dat de wettelijke taken van Gasunie niet alleen begrensd zijn tot haar verantwoordelijkheid om gas in te kopen (een purchase PSO) en het mijnbouwklimaat te stimuleren, maar dat Gasunie ook verantwoordelijkheden heeft ten aanzien van het bedienen van de Nederlandse markt.

De discussie over dit thema wordt met name gevoerd in het Adviescommissie van Aandeelhouders (AvA) van Gasunie. Volgens Anton Broenink, op dat moment in dienst van Esso, is het gebruikelijk dat wetswijzigingen worden voorbesproken in de AvA.

Het was behoorlijk gebruikelijk dat in de AvA dingen werden voorbesproken die speelden tussen de aandeelhouders. U had het net bijvoorbeeld over zo’n wetswijziging en zo’n initiatief van de overheid. Zulke zaken gingen ook de andere aandeelhouders, Shell en Esso aan. Het was heel normaal dat we in die Adviescommissie van Aandeelhouders ook gezamenlijk hierover spraken. Openbaar verhoor Anton Broenink, 2 september 2022

De oliemaatschappijen stellen duidelijk dat zij geen verantwoordelijkheid voor voorzieningszekerheid dragen, zoals blijkt uit hun reactie op het Plan van Gasafzet 1999. Gasunie wil daarin laten opnemen dat zij als hoofddoelstelling hebben: “[het] Veiligstellen van de voorzieningszekerheid, op lange termijn, en van de leveringszekerheid, op korte termijn, van de Nederlandse gasvoorziening”.152 In de AvA wordt op verzoek van de oliemaatschappijen ‘voorzieningszekerheid’ gewijzigd in ‘leveringszekerheid’, omdat de oliemaatschappijen de indruk van een publieke taak op dit terrein willen vermijden. Leveringszekerheid daarentegen is slechts een contractuele verplichting ten opzichte van de afnemers: dat op ieder moment gedurende het contract de benodigde capaciteit kan worden geleverd (zie tekstkader 2.7).

Tekstkader 2.7 Het verschil tussen leveringszekerheid en voorzieningszekerheid

In dit hoofdstuk komen de termen ‘leveringszekerheid’ en ‘voorzieningszekerheid’ veelvuldig voor. Tussen beide termen bestaat een verschil.

Leveringszekerheid

Leveringszekerheid is een kortetermijnzekerheid. Het is de garantie (vaak in de vorm van een contractuele verplichting) dat een leverancier op ieder moment (gedurende het contract) aan de (fluctuerende) vraag kan voldoen en daarvoor de benodigde capaciteit ter beschikking heeft. Onder ‘capaciteit’ wordt verstaan: de mogelijkheid om binnen een bepaalde tijdsperiode een bepaalde hoeveel gas te leveren.

Voorzieningszekerheid

Voorzieningszekerheid is een langetermijnzekerheid. Het is de garantie dat ook op de lange termijn voldoende gas beschikbaar is om afnemers van gas te voorzien. Dit staat los van concrete contractuele verplichtingen maar is gebaseerd op een inschatting van hoe aanbod en vraag zich op de lange termijn ontwikkelen.

Een nadruk op voorzieningszekerheid, zo vrezen de oliemaatschappijen, zou ook onnodig uitmonden in een lager productieniveau. De directie van Gasunie probeert deze aandeelhouders in dezelfde AvA ervan te overtuigen dat het ook commercieel niet verstandig is om de komende jaren meer dan 80 miljard kubieke meter te produceren. Volgens Gertjan Lankhorst (op dat moment directeur Olie & Gas bij het ministerie van Economische Zaken), die namens het ministerie aanwezig is, horen Shell en Esso dit betoog “goeddeels zwijgend aan. Volstonden met aan het slot op te merken dat de presentatie niet aantoonde dat het op korte termijn onmogelijk is meer dan 80 mrd te produceren”. Lankhorst voegt daaraan toe: Schraven (Shell) “kan/wil niet inzien dat er verstandige redenen zijn om gas langer in de grond te houden dan strikt noodzakelijk is”.153 Dit geeft weer hoe sterk de opvatting bij Shell leeft dat het gas pas iets waard is als het uit de grond is gehaald, en dat de oliemaatschappijen de balansfunctie van het Groningenveld niet van harte ondersteunen.

In de AvA van januari 1999 geeft de afvaardiging van Shell te kennen dat – mocht er een beperking komen voor Groningenproductie – het zeker haar voorkeur heeft om deze productie “te regelen via nam-Groningen en niet via Gasunie”. Lankhorst stelt daarentegen dat Gasunie beter zicht heeft op het totaal van de gasstromen, waarop Shell zegt dat de overheid de coördinatie van de gasstromen via het Energierapport te veel naar zich toetrekt – wat niet past in een geliberaliseerde markt. Lankhorst bevestigt “dat het niet onze bedoeling is om verdere downstream publieke taken voor GU te gaan vastleggen (reservestelling m.o.o. voorzieningszekerheid). Wel S/E [Shell en Esso] nog eens uitgenodigd na te denken of zij daar niet