De economische rol van aardgas na de productiebeperkingen

Door overheidsmaatregelen is de jaarlijkse gaswinning in Groningen na 2013 met ruim 60 procent gedaald. Doordat daarnaast ook de aardgasprijzen daalden, is het aandeel van de delfstoffenwinning in de totale bruto toegevoegde waarde van Nederland gedaald van 3,7 procent in 2013 naar 0,7 procent in 2019. De aardgasbaten voor de Nederlandse schatkist namen af van 15,4 miljard euro in 2013 naar 1,1 miljard euro in 2019. Door de gaswinning die in deze periode heeft plaatsgevonden, maar vooral door het kabinetsbesluit om de gaswinning in Groningen de komende jaren versneld af te bouwen, is de resterende waarde van de aardgasreserves gedaald van 169 miljard euro in 2013 naar 8 miljard euro in 2019.

Sinds 2013 is de gaswinning in Nederland meer dan gehalveerd. Dit gebeurde nadat onderzoek eind 2013 had aangetoond dat de risico’s op aardbevingen door gaswinning groter waren dan eerder gedacht. Sindsdien is de maximale jaarlijkse productie van aardgas steeds verder verlaagd, totdat in 2019 werd besloten dat de structurele winning van Gronings gas uiterlijk in 2022 helemaal gestopt zou moeten zijn. Deze steeds verdere beperking van de aardgasproductie is van grote invloed op de economie van Nederland.

Tegelijkertijd is in deze periode het aandeel van aardgas in de totale binnenlandse energievoorziening gelijk gebleven. Nederland is dus niet minder afhankelijk geworden van aardgas. Om aan de vraag naar aardgas te kunnen blijven voldoen werd Nederland in 2018 voor het eerst sinds het begin van de gaswinning netto-importeur van gas.

In dit artikel wordt het belang van aardgas voor de Nederlandse economie beschreven vanaf het moment dat in 2013 de eerste stap werd gezet tot vermindering van de gaswinning in Groningen. In paragraaf 2 wordt beschreven wat de invloed is geweest van het  verlagen van het productieplafond op het economisch belang van de delfstoffenwinning in Nederland en de aardgasbaten van de overheid. In paragraaf 3 wordt ingegaan op de invloed van de beperkingen op de omvang en waarde van de resterende aardgasreserves in de Nederlandse bodem. Paragraaf 4 beschrijft hoe de vraag naar en het aanbod van aardgas zich heeft ontwikkeld sinds 2013. Hieruit blijkt dat vooral het verbruik door elektriciteitsproducenten is gestegen. Paragraaf 5 geeft een aantal verklaringen voor deze stijging. 

2.1 Ontwikkeling van de toegevoegde waarde van de delfstoffenwinning

Na de opgelegde productiebeperkingen in Groningen is de gaswinning in Nederland gedaald van 82,6 miljard m³ in 2013 naar 31,8 miljard m³ in 2019.[1] Mede hierdoor is de toegevoegde waarde van de delfstoffenwinning met ruim driekwart gedaald van 22,3 miljard euro in 2013 naar 5,3 miljard euro in 2019. Daarmee is het aandeel van de delfstoffenwinning in de totale toegevoegde waarde van de Nederlandse economie gedaald van 3,7 procent in 2013 naar 0,7 procent in 2019. Ruim driekwart van de toegevoegde waarde van de delfstoffenwinning wordt behaald met de winning van aardgas. Het overige deel wordt behaald met de dienstverlening ten behoeve van de delfstoffenwinning en de winning van ruwe aardolie en overige delfstoffen.

De daling van de toegevoegde waarde van de delfstoffenwinning wordt niet alleen veroorzaakt door de lagere gaswinning, maar ook door een lagere gasprijs. De aardgasprijs is tussen 2013 en 2019 met 37 procent gedaald. Dit kwam vooral door de lage olieprijs, een stijgend aanbod van vloeibaar aardgas (LNG) en door enkele relatief zachte winters, waardoor de vraag naar aardgas door huishoudens daalde, zie ook paragraaf 5.

Alleen al door de prijsdaling is de toegevoegde waarde van de delfstoffenwinning met bijna 42 procent gedaald tussen 2013 en 2019. Dit is meer dan de daling van de aardgasprijs, doordat de toegevoegde waarde van de delfstoffenwinning ook wordt bepaald door andere goederen en diensten in deze bedrijfstak, zoals ruwe aardolie, netdiensten en de diensten ten behoeve van de delfstoffenwinning.[2] Het volume van de toegevoegde waarde van de delfstoffenwinning is in dezelfde periode met bijna 60 procent gedaald. 

2.2 Bijdrage van de delfstoffenwinning aan de economische groei in Nederland

De delfstoffenwinning heeft in 2013 voor het laatst een positieve bijdrage geleverd aan de economische groei.[3] De bruto toegevoegde waarde van Nederland groeide in 2013 met 0,3 procent, exclusief de delfstoffenwinning stagneerde de toegevoegde waarde. De delfstoffenwinning leverde dus een positieve bijdrage aan de groei van 0,3 procentpunt. De jaren erna leverde de delfstoffenwinning een negatieve bijdrage aan de economische groei. Door het afnemende belang van de delfstoffenwinning werd het verschil tussen de economische groei met en zonder de delfstoffenwinning wel steeds kleiner. In 2014 was de negatieve bijdrage van de delfstoffenwinning 0,6 procentpunt. In 2019 was dit 0,2 procentpunt. 

2.3 Aardgasbaten

De winning van aardgas levert de Nederlandse overheid inkomsten op uit dividenden, vennootschapsbelastingen, en grond en minerale reserves. Deze inkomsten worden de aardgasbaten genoemd. De aardgasbaten bereikten in 2013 met 15,4 miljard euro het hoogste niveau sinds het begin van de aardgaswinning. Door de daling van de gaswinning en de lagere aardgasprijzen zijn de aardgasbaten na 2013 sterk afgenomen. In 2019 bedroegen de aardgasbaten 1,1 miljard euro. Het aandeel van de aardgasbaten in de totale overheidsinkomsten is van 5,3 procent in 2013 teruggelopen naar 0,3 procent in 2019.

3.1 Aardgasreserves in Nederland

De Nederlandse reserves van fossiele energiebronnen bestaan uit voorraden aardgas en, in mindere mate, aardolie. Steenkool wordt hier sinds de sluiting van de laatste kolenmijn in Limburg eind 1974 niet meer gewonnen. Het Nederlandse aardgas wordt gewonnen in het Groninger gasveld en diverse kleine velden op land (territoir) en in zee (continentaal plat). De reserves zijn gedefinieerd als het resterende volume dat geologisch bekend is en waarvan winning in de nabije toekomst naar verwachting economisch en maatschappelijk rendabel zal zijn, uitgaande van bestaande technologie en actuele prijzen.

Na een zeer forse daling in 2018 zijn de Nederlandse aardgasreserves nog verder gedaald naar 230 miljard m³ op 31 december 2019. Dit is nog maar ongeveer een kwart van de hoeveelheid die eind 2017 nog economisch en maatschappelijk als winbaar werd gezien. Net als in eerdere jaren is in 2019 op de reserves ingeteerd door gaswinning. De afname in de afgelopen twee jaar houdt echter vooral verband met besluitvorming van het kabinet ten aanzien van de gaswinning in Groningen. De herevaluatie van de fysieke reserves is in 2018 doorgevoerd in de cijfers omdat het kabinet in dat jaar besloot de aardgasproductie uit het Groninger veld op zo kort mogelijke termijn volledig te beëindigen (Kamerbrief, 29 maart 2018). Hierdoor werd een groot gedeelte van de bestaande Nederlandse gasreserves effectief niet meer winbaar.

3.2 Aardgaswinning in Groningen

Sinds de ontdekking van de aardgas- en oliereserves in de jaren vijftig en zestig van de twintigste eeuw zijn deze gasvelden in Groningen geëxploiteerd. De aardgasbaten droegen flink bij aan de economische voorspoed. Er was ook een keerzijde: door de grootschalige gaswinning daalde de druk in de bodem en ontstonden bodemdalingen, met aardbevingen tot gevolg. De schokken zorgen voor schade aan de huizen en een afnemend gevoel van veiligheid.

De aardbevingen boven het Groninger gasveld hebben de laatste jaren volop het nieuws gehaald, maar ook daarvoor was al bekend dat de gaswinning bevingen veroorzaakte. Uit het rapport van de Onderzoeksraad voor veiligheid uit 2015:

“De aardbevingen werden niet opgevat als een veiligheidsprobleem voor de burgers van Groningen. Studies lieten zien dat de kracht van toekomstige bevingen beperkt zou zijn en al werd die maximale kracht een paar keer naar boven bijgesteld, de voor gaswinning verantwoordelijke partijen sloten uit dat de aardbevingen tot persoonlijke ongelukken zouden kunnen leiden. De aardbeving bij Huizinge in 2012 maakte een einde aan dit optimistische geloof. Vanaf de waarschuwing van de toezichthouder begin 2013 zagen velen de aardbevingen niet alleen als een schadeprobleem, maar ook als een bedreiging voor de veiligheid van burgers van Groningen.”

Begin 2014 werd daarom besloten om de gaswinning in Groningen voor dat jaar terug te schroeven tot 42,5 miljard m3. In 2013 werd er nog 53,9 miljard m3 gewonnen. Door het productieplafond hoopte men de kans op aardbevingen in het winningsgebied te verkleinen. In de jaren hierna werd het productieplafond voor Gronings gas meerdere malen verlaagd. In 2018 werd besloten dat er uiterlijk in 2030 een einde moest komen aan structurele gaswinning in Groningen. Een jaar later werd dit vervroegd naar 2022.

Na 2022 wordt tijdelijk nog een klein deel van het Groninger gasveld in reserve gehouden voor zeer uitzonderlijke situaties. De gasproductie uit Groningen bedroeg nog ruim 17 miljard m³ in 2019, maar zal volgens plan dalen naar 9 miljard m³ in het gasjaar oktober 2020-september 2021.[1]

3.3 Kleine gasvelden op land en zee

De Nederlandse gasvelden buiten het Groninger gasveld vallen onder de noemer ‘kleine gasvelden’. Het Groningen gasveld is ruim 400 keer groter dan het op één na grootste Nederlandse gasveld. De kleine velden zijn te vinden op land (territoir exclusief Groningen) of in de Noordzee (het continentaal plat).

De reserves in de kleine velden op land en zee zijn net als in Groningen kleiner geworden, maar in minder sterke mate. Over de lange termijn zijn deze reserves in totaal met ruim de helft afgenomen, van 388 miljard m³ in 2005 tot 172 miljard m³ in 2019. Deze daling komt voornamelijk doordat de winning van aardgas uit deze velden groter is dan de vondsten van nieuwe velden. Door de stevige afname van de reserves in het Groninger gasveld sinds 2018 is ‘Groningen’ nu zelfs kleiner dan de reserves in de kleine velden. De overheid wil de gasproductie in de kleine velden vooralsnog op peil houden om aan de hoge gasvraag te voldoen. Toch daalt ook de productie uit kleine velden door met name de lage gasprijs, de afbouw van gasinfrastructuur en de weerstand tegen fossiele brandstoffen in de maatschappij en bij investeerders.[2]

3.4 De monetaire waardering van de aardgas- en aardoliereserves

De niet-financiële balansen van het CBS geven een raming van de monetaire waarde van onder andere de aardgas- en aardoliereserves. Overige niet-financiële activa zijn bijvoorbeeld grond, gebouwen en machines. De monetaire waarde van de aardgas en -oliereserves is gebaseerd op de omvang van de fysieke reserves, de netto opbrengsten van de aardolie- en aardgaswinning, en de verwachte extractie van ontdekte voorraden. Hierbij wordt de resterende voorraad gewaardeerd op basis van verwachte inkomensstromen van de toekomstige winning.

De waarde van de Nederlandse aardolie- en aardgasreserves is gedaald van 220 miljard euro in 2008 naar minder dan 8 miljard euro in 2019. Hierbij is de in 2019 aangekondigde versnelde afbouw van de gaswinning in Groningen nog niet meegenomen. De waardevermindering komt overeen met ongeveer 12 duizend euro per inwoner. De sterke daling van de Nederlandse aardolie- en aardgasreserves heeft twee belangrijke oorzaken. Ten eerste is de aardgasprijs sterk gedaald. Het niveau van de huidige aardgasprijs wordt gebruikt om toekomstige opbrengsten te schatten en beïnvloedt daarmee de waarde van de resterende voorraad. Ten tweede daalde de waarde sinds 2013 door het voorgenomen kabinetsbeleid om de gaswinning steeds verder af te bouwen, waardoor de verwachte opbrengsten van toekomstige winning sterk naar beneden zijn bijgesteld.

De monetaire waarde van de aardgasreserves daalde eerder dan de fysieke omvang. Dit komt vooral doordat de daling van de aardgasprijs al eerder was ingezet. Daarnaast zorgden de steeds lagere productieplafonds na 2013 ervoor dat het in theorie langer zou duren voor het gas uit de grond zou zijn gehaald. Voor de fysieke omvang van de reserves had dit geen consequenties, maar wel voor de monetaire waarde. Bij de waardering van de reserves geldt namelijk dat een m³ aardgas die volgend jaar mag worden gewonnen meer waard is dan een m³ aardgas die pas in de verre toekomst winbaar is.

Door de waardedaling is het aandeel van de aardolie- en aardgasreserves in de totale niet-financiële activa gedaald van 6 procent in 2012 naar 0,2 procent in 2019. Daarmee zijn de minerale reserves bijna van de niet-financiële balans verdwenen.

4.1 Verbruik naar sector en bedrijfstak

Aardgas wordt voor een groot deel verbruikt voor de warmtevoorziening van huishoudens en bedrijven. De vraag naar aardgas van huishoudens en kantoren is erg afhankelijk van de weersomstandigheden. In de winter is de vraag naar aardgas groter dan in de zomer en tijdens warme winters (zowel in Nederland als in de omringende landen) is de vraag minder dan tijdens koude winters. De vraag naar aardgas in de industrie is niet weersafhankelijk, omdat het als energiebron wordt verbruikt in het productieproces. Een voorbeeld hiervan is het kraken van ruwe aardolie of aardolieproducten in de olieraffinage.

Aardgas wordt ook verbruikt om elektriciteit op te wekken en voor niet-energetisch gebruik, waarbij het aardgas niet wordt omgezet in elektriciteit of warmte, maar in een ander (eind)product zoals kunstmest of andere chemische eindproducten.

Het aardgasverbruik in Nederland is licht afgenomen van 44,2 miljard m³ in 2013 naar 42,5 miljard m³ in 2019. Deze daling had vooral te maken met het feit dat 2013 een relatief koud jaar was. Het aandeel van aardgas in de binnenlandse energievoorziening bleef in deze periode onveranderd 44 procent. Het geleidelijk dichtdraaien van de gaskraan heeft dus geen invloed gehad op het binnenlands gasverbruik.

Vanuit de bedrijfstakken bezien ging het leeuwendeel van het aardgas in 2019 naar de energiesector, gevolgd door de nijverheid en de woningen. Ondanks pogingen om meer woningen aardgasvrij te bouwen is het aardgasverbruik voor woningen slechts licht afgenomen.

Het gasverbruik door de energiesector is sinds 2015 gestegen. Het meeste aardgas in de energiesector wordt verbruikt door elektriciteitsproducenten (84 procent in 2019), gevolgd door raffinaderijen (11 procent) en de olie- en gaswinning zelf (5 procent). De stijging in het aardgasverbruik van de energiesector wordt veroorzaakt door de elektriciteitsproducenten. De volgende paragraaf gaat dieper in op deze ontwikkeling.

Het aardgasverbruik door de nijverheid is licht gestegen van 10,6 miljard m³ in 2013 naar 11,4 miljard m³ in 2019. De chemie en de farmaceutische industrie waren goed voor meer dan de helft van het verbruik binnen de nijverheid. Het verbruik van aardgas steeg mee met de productie van deze twee sectoren. Aardgas wordt in deze sectoren namelijk verbruikt voor proceswarmte en voor niet-energetisch gebruik, bijvoorbeeld als grondstof voor de productie van kunstmest. Het gasverbruik in de voedings- en genotsmiddelenindustrie nam eveneens toe door de hogere productie. De voedingsmiddelenindustrie verbruikt aardgas voor diverse productieprocessen en voor verwarming van haar gebouwen.

4.2 Aanbod van aardgas, invoer en uitvoer

De huidige gaswinning draagt voor ongeveer driekwart bij aan het totale binnenlandse aardgasverbruik, dat 42,5 miljard m³ bedroeg in 2019. Om aan de resterende binnenlandse vraag naar aardgas te voldoen is Nederland steeds meer aardgas gaan importeren. In 2018 werd er voor het eerst meer aardgas in- dan uitgevoerd. Vooralsnog komt het meeste gas via pijpleidingen ons land binnen. De aanvoer in de vorm van vloeibaar gas (LNG) per schip is nog relatief klein, maar wel in opkomst.

De uitvoer van aardgas is na 2013 gedaald door de productiebeperking in het Groninger veld, maar niet zo snel als de daling van de binnenlandse aardgaswinning. Dit komt doordat er steeds meer hoogcalorisch gas (zie kader) uit het buitenland wordt geïmporteerd en omgezet naar laagcalorisch gas, om vervolgens weer geëxporteerd te worden. Het laagcalorisch gas is namelijk door de jaren heen niet alleen in Nederland de standaard voor gasfornuizen en cv-ketels geworden. Ook in delen van Duitsland, België en Noord-Frankrijk wordt laagcalorische gas gebruikt.

Nederland exporteerde in 2019 nog ruim 45 miljard m³ gas naar afnemers in de ons omringende landen. Het merendeel werd via Duitse en Belgische pijpleidingen uitgevoerd, van waaruit verdere distributie plaatsvond naar andere omringende landen als Italië, Frankrijk en Zwitserland.

Aan gasvormig aardgas werd bijna 22 miljard m³ vanuit Noorwegen geïmporteerd en uit Duitsland kwam bijna 17 miljard m³. Steeds meer Russisch gas komt Nederland binnen via de Duitse pijpleidingen, van waaruit verdere distributie volgt. Het gas dat vanuit België binnenstroomt komt oorspronkelijk uit het Verenigd Koninkrijk.

4.3 Vloeibaar gas (LNG)            

In 2019 werd bijna 10 miljard m³ vloeibaar gas per schip aangevoerd. Vijf jaar eerder was dat nog een ruime miljard m³. De invoer van vloeibaar gemaakt gas (LNG) is een alternatief voor gasvormig gas uit Nederland en buurlanden, waar de gasvelden uitgeput raken.

Vloeibaar aardgas heeft als voordeel dat het ongeveer zeshonderd keer minder volume heeft dan het oorspronkelijke gas, waardoor het gemakkelijker is om te transporteren vanuit andere landen. Tankschepen brengen het grootste deel van het vloeibare gas naar Gate terminal op de Maasvlakte. Van daaruit wordt het gas via het gastransportnet voor industriële toepassingen gedistribueerd. Een speciale installatie maakt de vloeibare LNG weer gasvormig. Kleinere volumes LNG worden via een overslagfaciliteit in vloeibare vorm overgepompt naar tankwagens en bunkerschepen. De tankwagens bevoorraden tankstations en binnenvaartschepen, de bunkerschepen leveren de brandstof aan zee- en binnenvaartschepen. 

4.4 De ondergrondse opslag van aardgas 

In Nederland wordt steeds meer gas opgeslagen. De opslag nam vooral toe na de productiebeperking van de Groninger velden in 2014. Door in de zomer gewonnen gas op te slaan kan in de winter alsnog worden voldaan aan de extra vraag naar gas.

Het toegenomen belang van de voorraden is vooral te zien in de voorraadmutaties op kwartaalbasis. De zomer is een gunstig moment om gas in te kopen en (tijdelijk) op te slaan, omdat de prijzen dan lager liggen. In het tweede en derde kwartaal worden de voorraden opgebouwd en in het eerste en vierde kwartaal worden deze weer onttrokken.

Voor de opslag van aardgas worden gedeeltelijk lege gasvelden of zoutcavernes gebruikt. Er zijn op verschillende plekken in Nederland opslagplaatsen. Bij Grijpskerk wordt hoogcalorisch aardgas opgeslagen, voornamelijk bedoeld voor industriële doeleinden. Bij Norg gaat het om opslag van laagcalorisch gas, vooral voor huishoudelijk gebruik. Bergermeer is primair gericht op de handel in gas terwijl de bergingen in Alkmaar en Zuidwending vooral zijn bedoeld voor het opvangen van een plotseling verhoogde vraag naar aardgas gedurende enkele dagen.[1]

Uit voorgaande paragraaf bleek al dat het gasverbruik door de energiesector (voornamelijk elektriciteitscentrales) is gestegen van 10,9 miljard m³ in 2015 tot 14,6 m³ in 2019. In deze paragraaf wordt dieper op deze stijging en de onderliggende oorzaken ingegaan.

Hoewel de West-Europese elektriciteitsmarkten sinds de jaren negentig van de vorige eeuw zijn geprivatiseerd is de sturing vanuit nationale overheden nog steeds duidelijk terug te zien in de samenstelling van het huidige productiepark. Omdat Frankrijk nauwelijks fossiele bronnen heeft, zijn er in het verleden kernenergiecentrales gebouwd, waar nog steeds volop gebruik van wordt gemaakt. In Duitsland zijn er vanwege de aanwezigheid van bruinkool juist veel bruinkoolcentrales. Omdat Nederland over veel gas beschikte, zijn er in Nederland relatief veel gasgestookte elektriciteitscentrales te vinden.

Het bouwen van elektriciteitscentrales is een lang en complex proces. De investeringskosten zijn hoog en het duurt lang voor deze uitgaven zijn terugverdiend. Tegelijkertijd krijgen elektriciteitsbedrijven tijdens de operationele jaren van de centrale te maken met wisselende marktomstandigheden, waardoor per jaar kan verschillen wat de goedkoopste energiedrager is voor de productie van elektriciteit. Hoewel de inzet van de verschillende energiedragers hierdoor sterk fluctueert, blijft de afhankelijkheid van aardgas in de Nederlandse elektriciteitsmix groot. Rond 2015 steeg de productie uit kolen, om in de jaren daarna weer af te nemen naar het niveau van voor 2015.  De laatste jaren is  het aandeel van aardgas en hernieuwbare bronnen gestegen. 

De totale elektriciteitsproductie en die per energiedrager kunnen worden verklaard door verschillende factoren. De belangrijkste zijn het opgesteld vermogen van de elektriciteitscentrales en de grondstofprijzen van de energiedragers. Deze worden in de volgende paragrafen behandeld. 

5.1 Opgesteld vermogen in Nederland

De keuzes die zijn gemaakt in het Nederlandse elektriciteitsbeleid zijn duidelijk zichtbaar in het vermogen per energiedrager over de jaren heen, zie figuur 5.1.1. Voor de privatisering eind jaren negentig was de SEP (Samenwerkende Elektriciteits-productiebedrijven) verantwoordelijk voor de levering van elektriciteit. Elektriciteitsproductie was toen een nutsfunctie en de kosten werden gezamenlijk gedragen door alle elektriciteitsproducenten. Nadat de privatisering een feit was, werd elektriciteit verhandeld op de Nederlandse groothandelsmarkt voor elektriciteit, de Amsterdam Power Exchange (APX). Dit betekende dat er een marktprijs voor elektriciteit ontstond. Iedere producent kreeg de marktprijs voor de verhandelde hoeveelheid elektriciteit, ongeacht de kosten die de producent had.

Omdat de elektriciteitsprijs in de beginjaren van de privatisering laag was, hadden producenten geen financiële prikkel om te investeren. Pas rond 2006 stegen de prijzen structureel en werd er op grote schaal geïnvesteerd in capaciteit. Tussen 2005 en 2008 is er 2 gigawatt (GW) aan decentrale gascapaciteit bijgebouwd. Dit waren met name tuinders die snel in staat waren om relatief kleine warmtekrachtcentrales te plaatsten. Tegelijkertijd waren de elektriciteitsbedrijven ook bezig met investeren, maar omdat zij zich richtten op grotere gascentrales kostte dit meer tijd.

Toen in 2013 de centrale gascapaciteit was toegenomen tot 15 GW resulteerde dit in flinke overcapaciteit op de Nederlandse elektriciteitsmarkt. Samen met de elektriciteit uit andere energiedragers kwam het totaal uit op 35 GW. Ter vergelijking: het gemiddelde elektriciteitsverbruik in 2019 was 13 GW.

Opvallend is dat hoewel de hoeveelheid gasgestookte capaciteit na 2010 sterk is toegenomen, dit niet direct terug was te zien in de hoeveelheid elektriciteit uit gas. Tussen 2010 en 2015 daalde de hoeveelheid elektriciteit uit aardgas zelfs. Na 2015 nam de elektriciteitsopwekking uit aardgas weer snel toe. De verklaring voor deze ontwikkelingen moet worden gezocht in de concurrentiepositie van gas ten opzichte van andere energiedragers.

5.2 Factoren die de inzet van gascentrales bepalen

Elektriciteitsopwekking door kerncentrales en hernieuwbare bronnen wordt gekenmerkt door zeer lage of zelfs negatieve marginale kosten (zie kader). Omdat de marginale kosten van kernenergie en hernieuwbare bronnen lager zijn dan die van gas- en kolencentrales, worden die (indien mogelijk) eerst ingezet. Dit blijkt ook uit het feit dat de capaciteitsuitbreiding van elektriciteitsproductie uit hernieuwbare bronnen na 2014 vergezeld werd door een daadwerkelijke verhoging van de productie. Voor de resterende vraag naar elektriciteit moeten energieproducenten de keuze maken tussen de inzet van gas- of kolencentrales.

Om de inzet van de beschikbare capaciteit van gas- en kolencentrales te verklaren zijn vier prijzen van belang: die van gas, kolen, CO₂ en elektriciteit. De verhouding tussen deze prijzen bepaalt namelijk de marge die centrales behalen met het produceren van elektriciteit. Voor gascentrales gaat het om de prijs die een gascentrale overhoudt nadat hij een MWh elektriciteit heeft verkocht en daar de kosten voor brandstof (aardgas) en CO₂ heeft afgetrokken. Voor kolencentrales geldt hetzelfde, maar dan met kolen als brandstof.

In onderstaand figuur is de marge op elektriciteit uit kolen minus die  op aardgas per MWh weergegeven. Als de marge op kolen boven die op aardgas ligt, betekent dit dat extra elektriciteit uit kolen goedkoper is dan extra elektriciteit uit gas.

Na 2007 was het voordeliger om elektriciteit te produceren met kolen dan met gas. Omdat het margeverschil tussen gas en kolen steeds groter werd, was het bovendien voordeliger om elektriciteit van buitenlandse kolencentrales te importeren dan het met Nederlandse gascentrales te produceren. Dit is goed terug te zien in het importsaldo, dat na 2010 steeds positiever werd. Na 2013 werd het naar verhouding steeds minder voordelig om elektriciteit te produceren uit kolen, maar pas in 2019 was het voor het eerst goedkoper om aardgas als energiebron te gebruiken.

De relatieve prijsdaling van elektriciteitsproductie uit gas heeft twee redenen.

Allereerst is aardgas zelf de laatste jaren een stuk goedkoper geworden. Dit komt mede door een groeiend aanbod van goedkoop vloeibaar aardgas (LNG) op de Europese markt. Daarnaast waren de winters de laatste jaren relatief zacht, waardoor het verbruik door huishoudens een stuk lager was.

De tweede reden is de toename van de CO₂-emissieprijs. Alle Europese elektriciteitsproducenten zijn verplicht om rechten te kopen voor het uitstoten van CO₂. Omdat er door EU-beleid steeds minder emissierechten ter beschikking komen, is de prijs van deze rechten sterk gestegen. Dit werkt in het voordeel van gascentrales, omdat aardgas per hoeveelheid energie minder CO₂ uitstoot dan steenkool.

Door de geschetste ontwikkelingen is gas nog steeds van groot belang voor de opwekking van elektriciteit. Ook als het aandeel duurzaam opgewekte elektriciteit in de komende jaren zal toenemen betekent dit niet per se dat de vraag naar elektriciteit uit gascentrales zal afnemen. Zolang gascentrales goedkoper kunnen produceren dan kolencentrales zal het toenemend aandeel hernieuwbare elektriciteit  ten koste gaan van productie uit kolen.

Daarnaast hebben gascentrales ook een technologisch voordeel bij een groter aandeel hernieuwbare elektriciteit. Omdat gascentrales lagere startkosten hebben en sneller op en af kunnen schalen dan kolencentrales zijn zij beter in staat om in te kunnen spelen op de fluctuerende eigenschappen van hernieuwbare elektriciteit (Gonzalez-Salazar et al, 2018).

Door overheidsmaatregelen om het aardbevingsrisico in Groningen te beperken is de aardgaswinning in Nederland sinds 2013 met ruim 60 procent gedaald. In combinatie met een lagere gasprijs heeft dit in dezelfde periode geleid tot een daling van de bruto toegevoegde waarde van de delfstoffenwinning met ruim 75 procent. Tegelijkertijd daalden de aardgasbaten van de overheid van 15,4 miljard euro naar 1,1 miljard euro.

De aardgasreserves die economisch en sociaal-maatschappelijk als winbaar worden geacht zijn in deze periode gedaald van 1098 miljard m³naar 230 miljard m³. De monetaire waarde van de aardgasreserves is gedaald van 169 miljard euro in 2013 naar 8 miljard euro in 2019.

Toch is Nederland voor de binnenlandse energievoorziening nog sterk afhankelijk van aardgas. Het aandeel van aardgas in het totale energieverbruik is tussen 2013 en 2019 per saldo gelijk gebleven op 44 procent. Vanuit de sectoren bezien is het beeld wisselend. Vooral elektriciteitsproducenten zijn sinds 2015 meer aardgas gaan verbruiken, omdat de kostprijs van aardgascentrales daalde ten opzichte van de kostprijs van kolencentrales. Het aardgasverbruik door andere sectoren daalde in deze periode wel.

Kamerbrief, 29 maart 2018, Kamerbrief over gaswinning Groningen.

Kamerbrief, 21 september 2020, Vaststellingsbesluit Groningen gasveld 2020-2021.

KEV 2019, Klimaat en Energieverkenning 2019.

TNO, 2020, Delfstoffen en aardwarmte in Nederland, Jaarverslag 2019, in opdracht van Ministerie van EZK.

Gonzalez-Salazar et al, 2018. Review of the operational flexibility and emissions of gas- and coal-fired power plants in a future with growing renewables. Renewable and Sustainable Energy Reviews, volume 82, deel 1.