Brief regering : Mitigerende maatregelen restrisico sluiting Groningenveld

Nr. 1238
BRIEF VAN DE STAATSSECRETARIS VAN ECONOMISCHE ZAKEN EN KLIMAAT

Aan de Voorzitter van de Tweede Kamer der Staten-Generaal

Den Haag, 23 mei 2024

Op 29 mei 1959 vond de Nederlandse Aardolie Maatschappij (NAM) gas in de grond bij
Kolham in Groningen. In de jaren die volgden bleek zich onder Groningen het grootste
gasveld van Europa te bevinden. Het begin van een energierevolutie in Nederland maar
ook, zo weten we nu, het begin van veel problemen voor de inwoners van Groningen.
Nu, ruim zestig jaar nadat de grootschalige gasproductie begon, is er een einde gekomen
aan de gaswinning uit het Groningenveld. Op 19 april 2024 is het verbod op gaswinning
uit het Groningenveld in werking getreden.1 Dit is goed nieuws voor de inwoners van Groningen. Alleen zo stoppen, op termijn,
de aardbevingen in Groningen en daarmee pakken we de door de gaswinning veroorzaakte
ellende bij de bron aan. Hiermee is de maatregel die het fundament vormt onder alle
maatregelen uit Nij Begun een feit geworden.

De sluiting van het Groningenveld is mogelijk gemaakt door een breed scala aan maatregelen
dat sinds 2018 is getroffen; bijlage 1 bevat een overzicht van maatregelen die zijn
genomen om de sluiting van het Groningenveld mogelijk te maken en van maatregelen
die zijn genomen na het wegvallen van gasleveranties uit Rusland. Hoewel de sluiting
op een stevig fundament berust, neemt dat niet weg dat we de gasleveringszekerheid
moeten blijven monitoren. Uit de raming van Gasunie Transport Services (GTS) voor
gasjaar 2024–2025 blijkt dat er na het sluiten van het Groningenveld nog een zeer
kleine kans bestaat op een capaciteits- en een volumetekort.2 De door GTS geschetste risico’s zijn reden voor het kabinet om waakzaam te blijven
en zich te blijven inzetten om tekorten te voorkomen. Immers, hoewel de kans zeer
klein is dat de door GTS geschetste tekorten zich voordoen, zouden de economische
en maatschappelijke gevolgen groot zijn. Hieraan komt het kabinet tegemoet met onder
andere de maatregelen waarover de Tweede Kamer met de reguliere updates over gasleveringszekerheid
wordt geïnformeerd (zoals energiebesparing, vulmaatregelen en LNG).3 In deze brief ga ik mede namens de Minister voor Klimaat en Energie, zoals toegezegd
in september 2023 bij de publicatie van het definitieve vaststellingsbesluit voor
het huidige gasjaar4, in op hoe we de winter zijn uitgekomen en hoe daar naar te handelen om de door GTS
gesignaleerde restrisico’s na sluiting van het Groningenveld ten aanzien van leveringszekerheid
te mitigeren.5

Leveringszekerheid in gasjaar 2024–2025 en daarna

De winter van 2024–2025 wordt de eerste winter zonder de beschikbaarheid van het Groningenveld.
Zoals ook aangegeven in de brief aan de Tweede Kamer naar aanleiding van de raming
van GTS, is er bij verder gelijkblijvende omstandigheden wat betreft import en export
van hoogcalorisch gas (H-gas) sprake van een substantiële verbetering van de leveringszekerheid
in gasjaar 2024–2025 ten opzichte van het gasjaar 2023–2024.6 GTS maakt in haar raming onderscheid tussen volume en capaciteit. Hieronder wordt
voor gasjaar 2024–2025 ingegaan op beide aspecten. Daarbij is een inschatting gegeven
van de kans dat de scenario’s voor tekorten die GTS schetst en door Det Norske Veritas
(DNV) zijn gevalideerd, zich voordoen. Hierop is ook ingegaan in de antwoorden op
vragen van de Eerste Kamer.7 Hierbij zijn temperatuurgegevens van het KNMI en REMIT-meldingen8 over de uitval van gasopslag Norg betrokken.

Volumerisico

GTS baseert zich in haar raming onder andere op EU-Verordening 2017/19389 (hierna: Europese verordening leveringszekerheid aardgas) en geeft aan dat er een
volumetekort kan optreden als twee koude winters elkaar opvolgen. Dit tekort wordt
veroorzaakt doordat er volgens de raming te weinig importcapaciteit is om na een koude
winter al het gas te kunnen importeren dat nodig is om de bergingen in de zomer tot
90% op 1 november te vullen (dat wil zeggen het door het kabinet gestelde vuldoel
in 2022, 2023 en 2024). Als er dan vervolgens weer een koude winter is, bestaat het
risico op een volumetekort in die winter. GTS gaat hierbij onder meer uit van een
relatief hoge export van H-gas naar Duitsland en van laagcalorisch gas (L-gas) naar
Frankrijk. Ook verwacht GTS in een koud jaar een beperkte import van H-gas via EemsEnergyTerminal
(EET).

Omdat de winter van gasjaar 2023–2024 mild is verlopen, waren de gasopslagen aan het
begin van het vulseizoen op 1 april jl. nog voor iets meer dan 52% gevuld. Dat maakt
dat de kans op een volumetekort in gasjaar 2024–2025 uiterst klein is. Als referentie
voor een koud gasjaar gebruikt GTS het gasjaar 1995–1996. De winter van dat gasjaar
was namelijk zeer koud. Het KNMI heeft aangegeven, zoals ook gemeld in de antwoorden
op vragen van de Eerste Kamer over de wet tot sluiting van het Groningenveld, dat
de kans dat twee van dergelijke koude winters elkaar opeenvolgen 1 op ongeveer 80
duizend is.10 Dit geeft een indruk van de orde van grootte van de kans dat zich tekorten voor zullen
doen zoals in de raming van GTS.

Aanvullende analyse GTS op raming gasjaar 2024–2025 (volume)

GTS heeft op 15 april jl. in aanvulling op de raming voor gasjaar 2024–2025 een analyse
opgeleverd die nader ingaat op zowel de potentiële volume- als capaciteitstekorten.
Deze analyse is bij deze brief gevoegd. Uit de analyse blijkt dat de grootte van het
potentiële volumetekort snel afneemt in de tijd. In 2027 is dit potentiële tekort
verdwenen, maar het kan later dat jaar terugkeren als de exploitatie van EET niet
verlengd wordt per 1 oktober 2027. Op dit moment wordt de noodzaak en haalbaarheid
van een mogelijke verlenging onderzocht, waaronder de voorwaarden van de vergunningen.
Het potentiële tekort dat vanaf dat moment wellicht ontstaat is in vergelijking met
de jaren daarvóór echter beperkt in omvang en tijd. GTS geeft aan het zeer waarschijnlijk
te achten dat vrij snel na 2030 het potentieel resterende volumetekort bij alle drie
beschouwde scenario’s (realistisch, pessimistisch, optimistisch) verdwenen zal zijn.

DNV-validatie ten aanzien van volume

Tenslotte moet in dit verband worden opgemerkt dat DNV net als in voorgaande jaren
een onafhankelijke validatie van de raming van GTS heeft uitgevoerd. De validatie
is op 28 maart jl. opgeleverd.11 Over volume geeft DNV aan dat zij een lagere export van H-gas naar Duitsland en L-gas
naar Frankrijk voorziet dan GTS. DNV ziet tevens een hogere import van H-gas via EET.
Dit betekent dat DNV geen problemen voorziet met het vullen van de gasopslagen tot
90% na een koude winter, waar GTS wel waarschuwt voor dit risico. Daarom ziet DNV
(anders dan GTS) ook onder een koud temperatuurprofiel geen volumetekorten ontstaan.

TNO analyse vraag- en aanbod gasmarkt in relatie tot prijsontwikkeling

Als eventuele volumetekorten zich voordoen, kunnen opwaartse prijseffecten ontstaan
doordat de vraag groter is dan het aanbod. TNO heeft als onderdeel van de hierboven
genoemde analyses over de risico’s voor de leveringszekerheid in aanloop naar de sluiting
van het Groningenveld een verkennende analyse uitgevoerd van de belangrijkste ontwikkelingen
op de vraag- en aanbodkant van de gasmarkt in relatie tot prijsontwikkeling in de
komende jaren, zowel voor huishoudens als industrie. Deze analyse is eveneens bijgevoegd
als bijlage bij deze brief.

Uit de analyse van TNO blijkt dat de prijsontwikkeling van energie wordt bepaald door
een groot aantal factoren. Door de wegvallende productie van het Groningenveld en
de Russische pijpleidingenimporten zijn Nederland en Europa sterk afhankelijk geworden
van de wereldwijde LNG-markt. De internationale gasprijs blijft volatiel. Voor huishoudens
is de korte termijn prijselasticiteit voor energie en gas doorgaans laag. De structurele
langetermijneffecten van de tijdelijke prijsschok in 2022 op de concurrentiepositie
voor de industrie als geheel zijn waarschijnlijk beperkt. Omwille van de vele veranderingen
die komende tijd verwacht worden, is het moeilijk uitspraken over verdere ontwikkelingen
ten aanzien van de industrie te doen, aldus TNO.

In de antwoorden op de vragen van de Eerste Kamer is aangegeven dat met het sluiten
van het Groningenveld geen significant gasaanbod wegvalt, omdat de winning uit dat
veld de afgelopen jaren al stapsgewijs is teruggebracht tot, afgezet tegen de totale
gasvraag, zeer beperkte niveaus.12 Het besluit om zo snel mogelijk te sluiten is al in 2018 aangekondigd en sinds dat
moment bekend bij marktpartijen. Ook tijdens de energiecrisis is altijd duidelijk
gemaakt dat sluiting van het Groningenveld doorgang zou vinden. Vanwege deze factoren
is geen effect op de gasprijzen te verwachten van het definitieve sluiten van het
Groningenveld. Desalniettemin blijven we de ontwikkelingen aan de vraag- en aanbodzijde
monitoren.

Capaciteitsrisico

Bij het bepalen van de benodigde capaciteit baseert GTS zich op de infrastructuurnorm
van de Europese verordening leveringszekerheid aardgas.13 Dit betekent dat GTS op grond van deze verordening rekening houdt met een verstoring
ter grootte van de grootste afzonderlijke gasinfrastructuur (in de Nederlandse situatie
betreft dit volledige uitval van gasopslag Norg) gelijktijdig met een temperatuur
die eens in de 20 jaar voorkomt (– 14°C). GTS laat zien dat er in gasjaar 2024–2025
een capaciteitstekort kan ontstaan vanaf een gemiddelde effectieve etmaaltemperatuur
van – 11°C in combinatie met gelijktijdige volledige uitval van een hoeveelheid capaciteit
die gelijk staat aan de omvang van de uitzendcapaciteit van de gasopslag Norg. GTS
raamt het tekort bij een gemiddelde effectieve etmaaltemperatuur van – 14°C op ongeveer
980.000 Nm3/uur, oftewel ca. 10 GW. De totale door GTS geraamde gasvraag bij – 14°C is op het
hoogste punt van de piekvraag 200 GW, waarmee het tekort een omvang heeft van ca 5%
van deze vraag. Voor de gasjaren daarna raamt GTS geen (noemenswaardig) capaciteitstekort
meer.

Daarbij geldt dat gasopslag Norg een capaciteit kan leveren van 3,2 miljoen Nm3/uur (oftewel ca. 32 GW) en dat deze gasopslag uit twee afzonderlijke en gelijke onderdelen
bestaat. Dit betekent dat er dus alleen een capaciteitstekort optreedt als gasopslag
Norg volledig uitvalt én als er sprake is van gemiddelde effectieve etmaaltemperaturen
van – 11°C of lager. De kans hierop is erg klein. Een kansberekening op basis van
temperatuurgegevens van het KNMI en REMIT-meldingen over de volledige uitval van de
gasopslag Norg, leert dat een dergelijke koude dag gecombineerd met de volledige uitval
van de gasopslag Norg grofweg eens in de tweeduizend jaar zou voorkomen. Daarnaast
blijkt uit de aanvullende analyse van GTS in de bijlage dat de piekvraag alleen in
de ochtend en avond hoger is dan het aanbod. Hierop wordt verder ingegaan onder «mitigerende
maatregelen».

Ten aanzien van capaciteit stelt DNV in haar validatie dat er in gasjaar 2024–2025
een capaciteitstekort van ongeveer 1,2 miljoen Nm3/uur (oftewel ca. 12 GW) kan optreden, wat iets hoger is dan door GTS geraamd. Dit
verschil komt door de iets andere technische uitgangspunten die DNV hanteert.

De laatste jaren was het Groningenveld onder strikte voorwaarden beschikbaar om een
eventueel capaciteitstekort op te lossen. In gasjaar 2023–2024 werden de productielocaties
op het Groningenveld in januari voor ongeveer twee dagen naar waakvlamniveau gebracht,
omdat zeer strenge kou aanstaande was, zodat snel gereageerd kon worden als in die
omstandigheden een omvangrijk capaciteitsmiddel zou uitvallen.14,
15 Nu het Groningenveld is gesloten, kan het deze functie logischerwijs niet meer vervullen.

Mitigerende maatregelen

Het uitgangspunt voor de gasleveringszekerheid in Nederland is goed. De Nederlandse
gasinfrastructuur is zeer robuust en betrouwbaar. Enerzijds doordat het gasnet is
gebouwd om de gasvraag ook bij zeer lage temperaturen te kunnen beleveren, anderzijds
vanwege diverse redundanties en back-up voorzieningen. Nederland beschikt ook over
goede verbindingen met de ons omringende landen, waardoor de kwetsbaarheid verder
wordt ingeperkt. Verder geldt dat Nederland beschikt over LNG-importterminals en meerdere
grote gasopslagen. Ook is er winning uit de kleine velden. Daardoor wordt de kwetsbaarheid
nog verder ingeperkt.

In het licht van de door GTS geschetste risico’s voor het gasjaar 2024–2025 en de
daaropvolgende jaren (zoals hierboven toegelicht), is in aanvulling op de maatregelen
die in de afgelopen jaren al zijn genomen, een aantal maatregelen onderzocht om het
restrisico op een volume- of capaciteitstekort nog verder te beperken.

Mitigerende maatregelen gericht op volume

Het kabinet heeft de afgelopen periode een flink aantal maatregelen genomen aan de
aanbodkant om voldoende toevoer van gas naar Nederland te faciliteren. Mede gelet
op het hierboven geschetste volumerisico blijft het kabinet zich inzetten voor voldoende
LNG-importcapaciteit. Over de lopende initiatieven is de Tweede Kamer recent geïnformeerd.16

Daarnaast behoort het vergroten van de binnenlandse productie door gaswinning vanuit
kleine velden op land en zee de komende jaren eveneens nog tot de mogelijkheden. De
kleine gasvelden op de Noordzee wordt de grootste potentie toegedicht. In het kader
hiervan loopt op dit moment een versnellingstraject en de Tweede Kamer wordt in de
zomer van 2024 geïnformeerd over aanvullende versnellingsmaatregelen.

Met deze reguliere maatregelen verwacht het kabinet de door GTS geschetste risico’s
te minimaliseren.

Mitigerende maatregelen gericht op capaciteit

GTS heeft in de raming van januari jl. aangegeven dat aanbodmaatregelen ter mitigatie
van het potentiële capaciteitstekort de komende twee gasjaren niet haalbaar zijn.
Een mogelijk capaciteitstekort dient daarom met maatregelen aan de vraagzijde opgelost
te worden.

Een potentieel tekort doet zich zoals gezegd alleen voor in geval van zeer hoge vraag
(zeer koud weer) gecombineerd met gelijktijdige uitval van een groot capaciteitsmiddel.
Een probleem kan zich dan vooral voordoen op momenten dat de vraag naar gas hoog is
(piekvraag). In figuur 117 wordt een voorbeeld gepresenteerd van een (mogelijke) capaciteitsvraag van de verschillende
markten bij een effectieve etmaal temperatuur van – 14°C.18 Uit de figuur kan worden opgemaakt dat zich een capaciteitsprobleem kan voordoen
tijdens de ochtendpiekvraag tussen 07:00 uur en 11:00 uur en in mindere mate tijdens
de avondpiekvraag tussen 18:00 uur en 20:00 uur. Dit blijkt ook uit de bijgevoegde
aanvullende analyse van GTS. De onderbroken zwarte lijn geeft het beschikbare aanbod
aan bij volledige uitval van gasopslag Norg. Boven die lijn zou mogelijk een tekort
op een piekdag kunnen optreden. Uit de figuur kan ook worden opgemaakt dat de hierboven
genoemde pieken hoofdzakelijk worden veroorzaakt door aangeslotenen in de kleinste
verbruikersklasse (RNB G1A). De overige categorieën hebben een vlak(ker) afnameprofiel.
De G1A-aansluitingen omvatten vooral woningen maar ook kleinere bedrijven.

Figuur 1: Voorbeeld van de capaciteitsvraag van verschillende markten op een piekdag
met een effectieve etmaal temperatuur van – 14°C. Bron: GTS-analyse (zie bijlage).

Om een mogelijk tekort te voorkomen kan een reductie van ongeveer 15% van de piekvraag
van de kleinste verbruikersklasse (RNB G1A) al voldoende zijn. Dit betekent dat wanneer
de gasvraag van woningen en kleinere bedrijven over een langere periode gespreid kan
worden de piekvraag minder hoog wordt. Gelet op de duur van de tekorten en de omvang
van de vereiste spreiding van de vraag kan een publiekscampagne, zo mogelijk gebouwd
op de fundamenten van de «Zet ook de knop om»-campagne, mogelijk voldoende effect
sorteren om de vraag op de piekmomenten te verminderen.

Een dergelijke campagne heeft als primair doel het spreiden van de gasvraag. Dit is
te vergelijken met spitsmijden in het verkeer. Denk bijvoorbeeld aan het eerder of
later verwarmen van woningen, waardoor de vraag in de ochtend of aan de start van
een werkdag over een langere periode wordt gespreid en de piek wordt afgevlakt.

Naast een publiekscampagne is nog een aantal andere maatregelen onderzocht, die voor
zover nu in beeld niet doelmatig en/of rechtmatig zijn. Dit wordt uitgebreider toegelicht
in bijlage 2. Het gaat om de volgende maatregelen:

• Het conditioneel aanbieden van GTS-capaciteit op entry-/exitpunten: Onderzocht is
de mogelijkheid voor GTS om transportcapaciteit conditioneel aan te bieden in plaats
van «firm», om zodoende capaciteit achter de hand te houden voor piekvraagmomenten.
Dit wordt echter, gegeven het feit dat het potentiële capaciteitstekort zich effectief
nog maar één winter voor zou kunnen doen en het effectueren van deze maatregel naar
waarschijnlijkheid meer tijd kost, niet doelmatig geacht. Daarnaast zijn er ook twijfels
over de rechtmatigheid. Het is, zoals ook GTS constateert, twijfelachtig of dit op
basis van de huidige Europese regelgeving is toegestaan, omdat deze wetgeving naast
firm capaciteit alleen afschakelbare en geen conditionele capaciteit kent. Daarbij
geldt dat capaciteit zoveel mogelijk firm moet worden aangeboden.

• Het gebruiken van de systeembuffer van het GTS-netwerk en de Balgzand Bacton Line
(BBL-leiding): DNV heeft aangegeven dat kortstondige aardgasbuffering in delen van
het netwerk een optie kan zijn. GTS heeft in reactie daarop aangegeven dat van de
buffer geen bijdrage te verwachten valt. Ook van de inzet van de BBL als «virtuele
caverne» valt volgens GTS geen bijdrage te verwachten. De leiding is weliswaar op
dit moment onderbenut vanwege de milde winter en omdat de bergingen nog steeds relatief
vol zitten. Maar tijdens extreem koud weer zal de leiding een veel hogere gasstroom
kennen. Ook is de systeembuffer van de BBL benodigd voor het gastransport.

• Capaciteitstender voor bedrijven: Een tenderproces waarin bedrijven kunnen inschrijven
om hun gasverbruik onder specifieke omstandigheden tegen betaling te verminderen is
overwogen, maar stuit in ieder geval op de korte termijn op praktische bezwaren. Het
vormgeven van een dergelijke tender als een subsidieregeling, is vanwege praktische
en juridische beperkingen niet zinvol en haalbaar. Een dergelijke regeling kan pas
worden opengesteld voor aanvragen als er een zeer concrete dreiging is van een capaciteitstekort
en kent een te lange reactietijd om een effectieve bijdrage te kunnen leveren aan
het ondervangen van een acuut capaciteitstekort. Ook vormt een dergelijke subsidieregeling
staatssteun en voorzien de Europese staatsteunkaders niet in een grondslag voor goedkeuring
van een dergelijke regeling. Het ontwikkelen en uitvoeren van een alternatieve vorm
van een capaciteitstender is complex. Gegeven het feit dat het potentiële capaciteitstekort
zich effectief nog maar één winter voor zou kunnen doen, is het ontwikkelen van een
dergelijke tender niet doelmatig.

Wat als zich toch tekorten voordoen?

In het extreme geval waarin zich toch onverhoopt tekorten voordoen kan in eerste instantie
worden teruggevallen op de maatregelen die volgen uit de Transportcode Gas LNB en
die zijn toegelicht in paragraaf 2.2 van het BH-G. De overige maatregelen uit dit
plan treden in werking als Nederland te maken krijgt met een (dreigende) langer durende
aanzienlijke verstoring van de gasleveringssituatie. Het BH-G bevat een serie maatregelen
waarmee wordt beoogd de gaslevering aan beschermde afnemers zo lang mogelijk in stand
te houden en tegelijkertijd de maatschappelijke en economische gevolgen van een verstoring
van de gasleveringssituatie zoveel mogelijk beperkt. De Tweede Kamer is recent geïnformeerd
over het geactualiseerde BH-G.19

Conclusie

Het kabinet achtte het restrisico dat gepaard ging met de sluiting van het Groningenveld
in juni 2023 al aanvaardbaar. Zoals uit het bovenstaande blijkt zijn we de winter
van 2023–2024 goed uitgekomen en worden de restrisico’s ten aanzien van leveringszekerheid
verder gemitigeerd. De in deze brief geschetste aanvullende mitigerende actie zal
in de komende maanden worden uitgewerkt. Hierover zal het kabinet de Tweede Kamer
vervolgens informeren.

De Staatssecretaris van Economische Zaken en Klimaat,
J.A. Vijlbrief

BIJLAGE 1: MAATREGELEN SLUITING GRONINGENVELD SINDS 2018

Er zijn sinds 2018 vergaande maatregelen genomen om de gaswinning uit het Groningenveld
op verantwoorde wijze af te bouwen en definitief te beëindigen. Veel partijen hebben
forse inspanningen geleverd om te komen waar we nu zijn. Daarbij neemt door energiebesparing
en verduurzaming in algemene zin de gasconsumptie in zijn geheel af. Voor Groningen
is specifiek van belang dat ook de consumptie van L-gas fors is afgenomen. Inmiddels
wordt in de volledige vraag naar L-gas voorzien door geconverteerd H-gas. O.a. door
vermindering van de vraag naar L-gas en de vergroting van de conversiecapaciteit is
productie uit het Groningenveld niet meer nodig. Om een beeld te geven van de behaalde
resultaten, gaat deze bijlage in op de stikstofcapaciteit en de bouw van de stikstofinstallatie
Zuidbroek, het beleid rondom de gasopslagen, en de afname van de vraag naar (L-)gas
door de ombouwoperatie in binnen- en buitenland.

1. Verwerving van extra stikstofcapaciteit

Eén van de belangrijkste maatregelen die in 2018 is aangekondigd was de bouw van een
nieuwe stikstofinstallatie om de conversiecapaciteit van H-gas te vergroten. De Tweede
Kamer is diverse keren geïnformeerd over vertraging bij de bouw van de fabriek. Inmiddels
is stikstofinstallatie Zuidbroek II gereed en volledig operationeel. Dit levert een
aanzienlijke verruiming op van de capaciteit om H-gas om te zetten in L-gas. De stikstofinstallatie
Zuidbroek II bestaat uit drie torens die elk 60.000 m3 per uur (m3/u) kunnen leveren. In totaal is de stikstofinstallatie Zuidbroek II dus goed voor
maximaal 180.000 m3/u stikstof. De maximaal beschikbare stikstofcapaciteit om H-gas te converteren is,
inclusief Zuidbroek II, in totaal ruim 880.000 m3/u. Met Zuidbroek II kan ongeveer maximaal 10 miljard Nm3 (bcm) per jaar aan H-gas worden omgezet in L-gas. De huidige totale capaciteit van
de stikstofinstallaties is ruim voldoende om aan de (nog steeds afnemende) vraag te
voldoen.

Een tweede maatregel die in dit kader is genomen, betreft de inkoop van extra stikstof.
Voorzien werd dat met deze maatregel 2,25–2,5 bcm Groningengas bespaard zou kunnen
worden. Het mengstation Wieringermeer is uitgebreid om deze stikstof te kunnen mengen
met H-gas. Sinds december 2019 wordt er 80.000 m3/u stikstof ingezet op het mengstation.

2. Inzet van de L-gas gasopslagen

Op 10 september 2019 heeft de toenmalige Minister van EZK ingestemd met een gewijzigd
opslagplan voor gasopslag Norg, waarmee effectief het werkvolume van deze L-gasopslag
is verruimd van 5 bcm naar 6 bcm. Dit is gerealiseerd doordat de drukbegrenzing is
verhoogd, hierdoor was het mogelijk om meer gas in de opslag op te slaan.

Op 8 maart 2021 is het Norg Akkoord tot stand gekomen.20 In dit akkoord is onder meer afgesproken dat de gasopslag Norg zodanig wordt ingezet
dat het Groningenveld zo snel mogelijk definitief gesloten kan worden rekening houdend
met de leveringszekerheid. De afspraken over de inzet van de gasopslag Norg bestrijken
de periode tot en met 30 september 2027. Deze afspraken zorgen ervoor dat de stikstofinstallaties
optimaal kunnen worden ingezet en dat gasopslag Norg zo veel mogelijk wordt gevuld
met H-gas dat met behulp van stikstof wordt geconverteerd tot L-gas, in plaats van
met Groningengas.

Gasopslag Grijpskerk is een voormalig gasveld dat sinds 1997 in gebruik is als opslag
voor H-gas. In februari 2022 heb ik ingestemd met de wijziging van het opslagplan
voor Grijpskerk waardoor er in deze gasopslag L-gas opgeslagen kan worden.21 Het omzetten van gasopslag Grijpskerk van een gasopslag voor H-gas naar L-gas was
één van de manieren waardoor de gaswinning uit het Groningenveld eerder beëindigd
kon worden dan beoogd. Per 1 oktober 2023 is Grijpskerk beschikbaar als gasopslag
voor L-gas.22 De opslag heeft een capaciteit van 60 mln. Nm3/uur en een volume van zo’n 2,4 bcm. Van deze 2,4 bcm is momenteel ca. 1,2 bcm rechtstreeks
in te zetten als L-gas en de rest na behandeling in één van de stikstofinstallaties.
In de komende jaren zal de rechtstreeks als L-gas in te zetten hoeveelheid verder
toenemen.

Naast de grote gasopslagen Norg en Grijpskerk zijn er nog kleinere opslagen voor L-gas.
Dit zijn de piekgasinstallatie (PGI) Alkmaar en de zoutcavernes bij Zuidwending. Ook
de inzet van deze opslagen heeft bijgedragen aan de sluiting van het Groningenveld.
De PGI Alkmaar zorgt ervoor dat pieken in de vraag naar L-gas als gevolg van extreme
kou kunnen worden opgevangen en de zoutcavernes bij Zuidwending worden ingezet in
het geval van onbalanssituaties in het L-gassysteem.

3. Verduurzaming gebouwde omgeving en glastuinbouw

In de brief aan de Tweede Kamer van 29 maart 2018 zijn verduurzaming in de gebouwde
omgeving en de glastuinbouw gepositioneerd als maatregelen om de vraag naar Groningengas
te verminderen.23

De glastuinbouw valt vanaf 1 juli 2023 onder de Energiebesparingsplicht. Midden- tot
grootverbruikers zullen de Erkende maatregelen moeten uitvoeren. De zeer grootverbruikers
zullen onder de onderzoeksplicht vallen.

Samen met het Ministerie van Binnenlandse Zaken en Koninkrijksrelaties is het nationaal
isolatieprogramma opgezet. Dit programma heeft als doel voor 2030 de woningen te isoleren
van 2,5 miljoen huishoudens. Hierbij ligt de focus op woningen met de slechtste labels
(E, F en G). In het kader van het energie- en klimaatbeleid wordt ook gewerkt aan
de overstap naar duurzame warmtebronnen (collectieve warmtesystemen, warmtepompen
en duurzame gassen) in de gebouwde omgeving. In de brieven aan de Tweede Kamer van
14 maart, 22 april, 20 juni en 21 juli 2022 zijn aanvullende maatregelen aangekondigd
ten behoeve van de vraagreductie in de gebouwde omgeving en bij bedrijven.24

4. Versnelde afbouw van de export van L-gas

Een belangrijke maatregel op de afbouw van de vraag naar Groningengas, en later L-gas,
is de afbouw van het gebruik van L-gas in België, Duitsland en Frankrijk. Sinds 2013
wordt hieraan nauw samengewerkt met deze landen. Deze samenwerking is in 2018 sterk
geïntensiveerd en heeft toen onder meer geleid tot de gezamenlijke oprichting van
de Task Force Monitoring L-gas Market Conversion. Dit heeft een belangrijke bijdrage
geleverd aan de versnelde afbouw van de gaswinning uit het Groningenveld (zie onder
meer: Kamerstuk II 33 529, nr. 1214, de meest recente rapportage van de Task Force).

De figuur hieronder geeft weer hoeveel afbouw van de buitenlandse vraag na 2018 per
gasjaar gerealiseerd is en de komende jaren nog verwacht wordt. Cumulatief is dat
tot het eind van het gasjaar 2022/2023 een afname van de totale volumematige L-gasvraag
van bijna 50%. De gasvraag is zo’n 200 TWh per jaar minder ten opzichte van gasjaar
2017/2018. In gasjaar 2029/2030, met het einde van de ombouw in het buitenland, is
het de verwachting dat er nog maar 174 TWh L-gas gevraagd wordt in een gemiddeld gasjaar,
waarvan minder dan een half TWh export. Dat is een totale afbouw van meer dan 65%
van de totale volumevraag naar L-gas en een zo goed als volledig einde van de buitenlandse
vraag naar L-gas.

De onderstaande grafiek uit de raming van GTS voor gasjaar 2024–2025 geeft de verwachte
L-gas export weer naar Duitsland en Frankrijk in de komende gasjaren (de export naar
België stopt in het huidige gasjaar).

5. Omschakeling van grootverbruikers

In Nederland zat het grootste snel haalbare reductiepotentieel voor de vraag naar
L-gas bij de grootste afnemers van deze kwaliteit gas. In de relevante peiljaren gold
dat de grootste negen afnemers (ieder met een verbruik van meer dan 100 miljoen Nm3 per jaar) in de relevante gasjaren samen circa de helft van het verbruik vertegenwoordigden
van de totale vraag van de op het L-gastransportnet van GTS aangesloten grootverbruikers.
Op grond van de Wet tot wijziging van de Gaswet betreffende het beperken van de vraag
naar L-gas van grote afnemers, die op 20 juni 2020 in werking is getreden, is het
de grootste negen afnemers met ingang van 1 oktober 2022 verboden om L-gas aan het
gastransportnet te onttrekken. Om aan dit verbod te kunnen voldoen worden de grootste
negen afnemers door GTS omgeschakeld van L- naar H-gas, als tussenstap in de verduurzaming
naar een andere bron dan gas op de langere termijn. Deze operatie wordt aangeduid
als de ombouwoperatie.

De effecten van de ombouwoperatie zijn drieledig. Allereerst vermindert de volumematige
vraag naar L-gas structureel. Ten tweede reduceert de ombouw de capaciteitsvraag en
verlicht daardoor de druk op de nog benodigde L-gas capaciteit. Ten derde, en meest
belangrijk, draagt de ombouw bij aan een robuust gassysteem na sluiting van het Groningenveld
door verminderde afhankelijkheid van het goed functioneren van de stikstofinstallaties.
Met de sluiting van het Groningenveld zijn deze pijlers belangrijk om de robuustheid
van het gassysteem te versterken.

In een aantal gevallen betreft de omschakeling complexe projecten waarbij vertraging
niet was te voorkomen. Voor deze situaties is er een tijdelijke ontheffing van het
verbod. Inmiddels zijn zes van de grootverbruikers van het L-gas af. De planning is
dat later in 2024 de zevende afnemer volgt en de laatste twee afnemers zo spoedig
mogelijk daarna.

De hierboven genoemde wet behelsde naast de grootverbruikers ook voor overige afnemers
een wijziging. Hen werd het met ingang van 1 oktober 2022 verboden om in een gasjaar
meer dan 100 miljoen Nm3 L-gas aan het net te onttrekken (het verbruiksplafond). Dit plafond voorkomt dat
er nieuwe grootverbruikers ontstaan die meer dan 100 miljoen Nm3 L-gas gaan verbruiken en daardoor het beoogde effect van het verbod op L-gas voor
de negen grootste afnemers deels tenietdoen.

Daarbij geldt dat het verbruiksplafond ook zelfstandig als maatregel een meerwaarde
heeft. Het verbruiksplafond beperkt de vraag naar L-gas en vormt, voor zover er sprake
is van een energiebehoefte van meer dan 100 miljoen Nm3, een prikkel voor betrokken afnemers om alternatieven voor L-gas te zoeken. Dit verlicht
de druk op de stikstofinstallaties en opslagfaciliteiten voor pseudo-Groningengas.
Het verbruiksplafond versterkt dan ook het hierboven genoemde effect van het verbod
op L-gas en heeft ook een belangrijke functie bij het borgen van een robuust gassysteem.

6. Maatregelen naar aanleiding van het wegvallen van aanvoer van gas uit Rusland

De afgelopen jaren heeft het kabinet ook de nodige maatregelen genomen om het wegvallen
van de aanvoer van H-gas uit Rusland als gevolg van de oorlog in Oekraïne op te vangen.
Hoewel deze maatregelen geen rechtstreeks verband hadden met de beëindiging van de
gaswinning uit het Groningenveld waren zij (en zijn zij nog steeds) nodig om voldoende
toevoer van H-gas naar Nederland te borgen.

De belangrijkste maatregel is energiebesparing. Hiertoe wordt aan een breed pakket
aan maatregelen gewerkt en hier wordt uitvoer aan gegeven binnen het Nationale Programma
Energiebesparing. De Europese Unie heeft in de hernieuwde Energy Efficiency Directive
een aangescherpt doel voor energiebesparing vastgesteld.25 Dit doel wordt in Nederland naar sectorale streefwaardes vertaald. Ook in de afgelopen
periode zijn stappen gezet op energiebesparing. Onder andere de verschillende overheden
hebben bijgedragen aan het terugbrengen van de gasvraag, door zelf energiebesparende
maatregelen te treffen en anderen hierbij te helpen. Voor bedrijven zijn daarnaast
meerdere subsidies verhoogd, zoals de Stimulering Duurzame Energieproductie. Ook wordt
de energiebesparingsplicht en de bijbehorende informatieplicht vanaf 1 juli 2023 aangescherpt.
Er staan meer maatregelen op de Erkende Maatregelen Lijst en ook het aantal bedrijven
dat onder deze plicht valt is uitgebreid.26 Zeer grote grootverbruikers, met een gebruik vanaf 10 mln. kWh of 170.000 m³ aardgas
(equivalent), worden verplicht om een onderzoek uit te voeren naar alle energiebesparende
maatregelen.27 De maatregelen met een terugverdientijd van vijf jaar of minder moeten worden uitgevoerd.
Vanaf 2027 wordt deze terugverdientijd opgehoogd naar zeven jaar

Daarnaast heeft het kabinet sinds 2022 maatregelen getroffen om het vullen van gasopslagen
te stimuleren: in 2022 introduceerde het kabinet een subsidiemaatregel om het vullen
van gasopslag Bergermeer door marktpartijen te stimuleren en sinds 2022 treedt EBN
op als vulagent om gas in gasopslag Bergermeer op te slaan, voor zover marktpartijen
dat niet doen. Het kabinet heeft de ambitie dat op 1 november 2024 de gasopslagen
in Nederland gemiddeld voor minimaal 90% gevuld zijn.28 Gezien de centrale rol van gasopslagen in het borgen van gasleveringszekerheid heeft
het kabinet in de zomer van 2023 een visie gasopslagen29 gedeeld en werkt het kabinet momenteel aan structurele vulmaatregelen in het wetsvoorstel
gasleveringszekerheid.

Ten derde is de importcapaciteit van LNG in Nederland flink uitgebreid: deze is in
2022 verdubbeld en wordt nog verder uitgebreid. Ook op Europees niveau, is de importcapaciteit
in de afgelopen jaren verbeterd. Op de Noordwest Europese markt, waar Nederland onderdeel
van uitmaakt, zijn in Duitsland inmiddels drie LNG-terminals operationeel (Willemshaven,
Brünsbuttel en Lubmin) en zijn er nog drie in aanbouw die vanaf gasjaar 2024/25 in
bedrijf moeten gaan. De groei van terminals op de Noordwest Europese markt biedt meer
flexibiliteit in het gassysteem en kan daardoor beter een eventuele storing bij de
invoering van gas opvangen.

BIJLAGE 2: NIET DOELMATIGE EN/OF RECHTMATIGE MITIGERENDE MAATREGELEN (VOOR ZOVER NU
IN BEELD)

1. GTS-capaciteit conditioneel aanbieden op exit-/entrypunten

• GTS biedt transportcapaciteit van gas aan via PRISMA, het Europese capaciteitsboekingsplatform.

• DNV heeft onderzocht of op dit vlak een mitigerende maatregel mogelijk is. (in het
kader van de validatie van de raming van GTS voor aankomend gasjaar).

• DNV stelt dat GTS op dit moment al haar transportcapaciteit op de exit-/entrypunten
firm verkoopt. DNV geeft echter aan dat het met name in Duitsland gebruikelijk zou zijn
om capaciteiten met beperkingen te verkopen.

• Hierbij wordt de beschikbaarheid van de capaciteit gekoppeld aan vooraf gedefinieerde
condities. In het geval van het GTS-netwerk zou dit gekoppeld kunnen worden aan de
effectieve temperatuur op basis waarvan een onderbreking van de transportcapaciteit
kan plaatsvinden, aldus DNV.

• Volgens DNV kan met dit middel binnen een tijdsbestek van een paar uur de vraag in
het netwerk worden verlaagd.

Haalbaarheid/uitvoerbaarheid

• Deze maatregel wordt, gegeven het feit dat het potentiële capaciteitstekort zich effectief
nog maar één winter voor zou kunnen doen en het ontwikkelen en effectueren van deze
maatregel naar waarschijnlijkheid meer tijd kost, niet doelmatig geacht.

• Daarnaast zijn er ook twijfels over de rechtmatigheid. De reden daarvoor is dat Europese
regelgeving voorschrijft dat er zoveel mogelijk firm capaciteit moet worden aangeboden. Verder kent de relevante EU regelgeving naast
firm capaciteit alleen afschakelbare capaciteit en geen conditionele capaciteitsproducten.
Op Europees niveau zijn bijvoorbeeld door de Agency for the Cooperation of Energy
Regulators (ACER) vraagtekens gezet bij de rechtmatigheid van conditionele capaciteitsproducten
in het licht van deze regelgeving.

• In bijvoorbeeld Duitsland worden conditionele capaciteitsproducten wel aangeboden
omdat daar sprake is van binnenlandse infrastructurele knelpunten (er is te weinig
invoercapaciteit om alle exit-capaciteit volledig te beleveren) die noodzaak geven
tot dergelijke producten. Deze knelpunten zijn er niet in Nederland. Zonder dat er
(infrastructureel) iets gewijzigd is in het GTS-netwerk is het daarom volgens GTS
niet mogelijk om capaciteit conditioneel aan te bieden.

2. Gebruik systeembuffer GTS

• Volgens DNV wordt het transportsysteem in de huidige marktsituatie niet meer op maximale
belasting gebruikt, zelfs niet bij 1-op-20 winters. De oorzaak daarvoor ligt volgens
DNV in het wegvallen van de L-gas export, de afnames in de G-gas markt en het «stilvallen»
van de H-gas rotonde door de omkering van de H-gas stromen van west naar oost (LNG
naar Duitsland in plaats van Russisch gas naar het VK).

• DNV geeft aan dat hierdoor wellicht speelruimte is voor kortstondige aardgasbuffering
in delen van het netwerk (ook bij 1-op-20 omstandigheden). DNV wijst in dit verband
ook op de momenteel ondergebruikte netwerktak van BBL (de gaspijpleiding tussen Nederland
en het VK).

• BBL vertegenwoordigt volgens DNV een «virtuele caverne» van ongeveer 10 miljoen m3 inhoud en 7 GW aan capaciteit waarvan voor ongeveer 20 uur gebruik kan worden gemaakt.
DNV maakt hierbij echter ook duidelijk dat vanwege de verwachte schaarste aan H-gas
bij koude dagen het wellicht lastig is om deze leiding kort voorafgaand aan een verwachte
1-op-20 piekdag te vullen.

Haalbaarheid/uitvoerbaarheid

• In reactie op de aanbevelingen uit de vorige validatie (waarin DNV ook wees op de
systeembuffer) heeft GTS aan EZK laten weten de buffer mee te nemen in de analyses,
maar daarbij ook aangegeven dat deze op extreem koude dagen nagenoeg nul is.

• Omdat DNV in haar nieuwe validatie opnieuw hierop heeft gewezen heeft EZK bij GTS
wederom navraag gedaan naar het gebruik van de systeembuffer om potentiële capaciteitstekorten
op te vangen. GTS heeft in reactie daarop laten weten dat van de buffer geen bijdrage
te verwachten valt.

• Ook over inzet van de BBL stelt GTS dat geen bijdrage te verwachten valt. De leiding
is op dit moment onderbenut vanwege de milde winter en omdat de bergingen nog steeds
relatief vol zitten. GTS stelt dat de BBL tijdens extreem koud weer echter een veel
hogere gasstroom zal kennen afhankelijk van welk land de meeste behoefte heeft. Net
zoals in het netwerk van GTS is de systeembuffer van de BBL in die situatie benodigd
voor gastransport.

3. Capaciteitstender bedrijven

• Analoog aan het principe van maatregel C.4 in het BH-G (Regeling tijdelijke vrijwillige vermindering gasvraag, TVVG) is gekeken naar de inzet van een tender in de vorm van een subsidieregeling
om gas te besparen met als doel het verminderen van de capaciteitsvraag onder specifieke
omstandigheden.

• Het idee hierbij was dat in een dergelijke tender bedrijven inschrijven om tegen bepaalde,
vooraf overeengekomen, omstandigheden (tijdelijk) minder gas af te nemen en/of gas
af te nemen op andere momenten om de piekvraag op een koude dag te matigen. In ruil
daarvoor zouden zij dan een vergoeding krijgen aangeboden.

Haalbaarheid/uitvoerbaarheid

• Deze maatregel is in deze vorm (subsidieregeling) niet zinvol en haalbaar.

• Een dergelijke subsidieregeling zou pas kunnen worden opengesteld als er een zeer
concrete dreiging is van een capaciteitstekort en dan een te lange reactietijd heeft:

○ de openstelling moet worden getekend en gepubliceerd. Dit duurt minimaal een dag,
maar waarschijnlijk eerder minimaal twee dagen (als alles klaar ligt);

○ pas minimaal de dag na publicatie kunnen er aanvragen worden ingediend;

○ de aanvragen moeten beoordeeld worden, wat op zijn allerminst ook enkele dagen duurt,
maar normaliter weken;

○ pas nadat er een positieve verleningsbeschikking genomen is, kan binnen x uren of
dagen een effect worden verwacht.

• Voorts werd bij de uitwerking van de TVVG duidelijk dat het buiten een concrete noodsituatie
niet goed mogelijk is om goedkeuring van de Europese Commissie (EC) te krijgen voor
een dergelijke regeling, aangezien het in feite om een vorm van staatssteun gaat en
de huidige EU steunkaders niet voorzien in een grondslag voor een dergelijke maatregel.