Aardgas en de brandstofvoorziening

4.5.1 Aardgasvoorziening

Gaswinning Groningen uiterlijk in 2030 beëindigd

Sinds het uitkomen van de NEV 2017 is er inzake het aardgasbeleid veel veranderd. Na een aantal, voor Nederlandse begrippen, zware aardbevingen in Groningen in de periode tussen 2012 en 2018, is mede door maatschappelijke druk de besluitvorming over de gaswinning hoog op de politieke agenda komen te staan. De minister van Economische Zaken en Klimaat kondigde in zijn Kamerbrief van 29 maart 2018 aan de winning uit het gasveld in Groningen uiterlijk in 2022 naar 12 miljard Nm3 _{per jaar}6 _{terug te brengen, hiermee het}

6 1 Nm3 _{staat voor 1 normale kubieke meter en geeft het volume weer bij een}

advies vanuit het oogpunt van veiligheid (beperking van aardbevings- risco’s) van het Staatstoezicht op de Mijnen volgend. Hij kondigde tevens aan de aardgaswinning in Groningen naar verwachting geheel uit te kunnen faseren in 2030.

De minister stelde hiertoe een aantal vergaande maatregelen voor: zo zijn de 9 grootste afnemers van laagcalorisch gas gevraagd plannen te maken om in 2022 van het Groningse gas af te kunnen koppelen. Alternatieven zijn overschakelen naar hoogcalorisch gas of naar een gasvrije of duurzame variant om in hun energievraag te voorzien. Door omschakeling van buitenlandse verbruikers kan de export met 2 miljard kubieke meter per jaar dalen en stopt de export van laagcalorisch gas in 2029. Er wordt onderzocht of dit tempo versneld kan worden.

Het afbouwscenario is geconcretiseerd in een tijdpad voor de afbouw van de gaswinning in Groningen dat het Ministerie van EZK in 2018 heeft opgesteld. Hierbij werd uitgegaan van een middenscenario dat nog voldoende leveringszekerheid bevatte, maar met een bandbreedte die rekening houdt met de kans op een koud of warm jaar, waarbij respectievelijk meer of minder gewonnen kan worden. Ook zijn de gasjaren niet gelijk aan kalenderjaren; gasjaren lopen van oktober tot en met september. Voor de KEV 2019 hebben we het middenscenario aangehouden en een vereenvoudiging toegepast waarbij een gasjaar gelijkgesteld wordt aan een kalenderjaar. De KEV neemt het uitgangs punt van volledige afbouw van de gaswinning uit Groningen tegen 2030 over. Voor de productie uit de kleine velden en offshore wordt zoals in elke verkenning de projecties uit EZK (2017) gevolgd. Voor deze en de Groninger projecties zijn de productie-aannames voor zowel vastgesteld als voorgenomen beleid identiek.

Verder is in deze KEV rekening gehouden met een uitbreiding van de stikstofproductie in Zuidbroek waarbij hoogcalorisch gas (uit import en andere velden) verdund wordt tot laagcalorisch gas met extra inkoop van stikstof door GTS (Gasunie Transport Services). Tegen 2022 zou met deze installatie bijkomend 7 miljard Nm3 _{laagcalorisch gas geproduceerd}

kunnen worden, bovenop de huidige capaciteit om 20 miljard Nm3 _te

converteren.

Nationale productie voldoet niet meer aan de binnenlandse vraag vanaf 2018 In 2018 bedroeg de productie uit het Groninger gasveld iets minder dan 20 miljard Nm3_{, iets meer dan een derde van de maximale productie uit}

het veld. De productie uit de andere velden bedroeg iets meer dan 15 miljard Nm3_{. De binnenlandse gasvraag was in 2018 met 40 miljard Nm}3

voor het eerst groter dan de nationale winning (35 miljard Nm3_),

waardoor Nederland een netto gasimporteur is geworden (figuur 4.12). Voor de komende jaren loopt het importsaldo verder op. Na bijna 60 jaar is aan de bijzondere positie van Nederland als gasland een einde gekomen. De binnenlandse gasproductie neemt verder af naar 11 miljard Nm3 _{in 2030, terwijl de binnenlandse gasvraag daalt naar iets minder}

dan 30 miljard Nm3 _{in 2030.}

Recente ontwikkelingen

Voor deze KEV is de productieprognose uit 2018 voor Groningen voor het jaar 2019 naar beneden bijgesteld van 17,4 miljard Nm3 _{naar 15,9 miljard}

Nm3 _{(Kamerbrief 8 februari 2019). Na 1 mei 2019 hebben zich een aantal}

nieuwe feiten aangediend. Als eerste werd een verdere reductie van de gasproductie in het vooruitzicht gesteld voor 2020 en 2021 (Kamerbrief 17 juni 2019). Daarnaast heeft de Raad van State op 3 juli 2019 geoordeeld dat het gaswinningsplan voor Groningen van de minister van EZK niet

voldoet, en bijgesteld moet worden. Deze laatste twee feiten konden echter niet meer verwerkt worden in deze KEV.

4.5.2 Brandstofvoorziening

Volgens recente World Energy Outlooks van het Internationaal Energieagentschap (IEA) neemt de vraag naar olieproducten in OECD- landen naar verwachting af, maar neemt deze toe in non-OECD landen (IEA, 2013; IEA, 2017; IEA, 2018). Deze vraagverschuiving heeft tot gevolg dat veel investeringen in de raffinagesector plaatsvinden in non-OECD- landen, waarbij in de laatste jaren in China, India en het Midden-Oosten veel investeringen hebben plaatsgevonden (Oil&Gas Journal, 2016-2019). Binnen Europa laat de consumptie van aardolieproducten in de afgelopen jaren een stagnerend beeld zien (Eurostat, 2017). Daarnaast is er traditioneel veel vraag naar diesel in verhouding tot de vraag naar benzine, wat resulteert in dieselimport en benzine-export. Vooralsnog is de belangrijkste afzetmarkt voor benzine Noord-Amerika en de westkust van Afrika (CBS Statline, 2019). De afzetmogelijkheden voor benzine zijn van groot belang voor de rentabiliteit van Europese raffinaderijen; hoe deze afzetmogelijkheden zich in de toekomst ontwikkelen, is onzeker (IEA, 2013).

Als gevolg van voornoemde ontwikkelingen en een overcapaciteit aan raffinaderijen, is de primaire destillatiecapaciteit in Noordwest-Europa in de afgelopen tien jaar gekrompen. De verwachting is dat dit verder zal krimpen en waarschijnlijk ook gevoeld zal worden in de Nederlandse raffinagesector (IEA, 2013; Plomp et al., 2015; Van den Bergh, 2016).

NB: De historische gasvraag is de niet-temperatuurgecorrigeerde vraag, de projectie van de gasvraag gaat wel uit van een temperatuurgecorrigeerde vraag op basis van een langzaam warmer wordend klimaat.

Ontwikkelingen in Nederlandse raffinagesector

Gunvor heeft in 2015 een raffinaderij in de Rotterdamse haven over- genomen. Sindsdien zijn delen van deze raffinaderij gesloten en heeft ze haar belang in de Maasvlakte Olie Terminal verkocht aan Aramco. Hoewel er ook investeringsplannen waren voor deze raffinaderij, zijn deze plannen weer stopgezet, (Financieel Dagblad, 28 augustus 2018).

Figuur 4.12 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 0 20 40 60 80 100miljard Nm 3

Bron: nlog; CBS; RVO.nl (realisatie); TNO; kamerbrief EZK; KEV-raming

pb l.n l Productie Op zee Overig op land Groningen Binnenlandse vraag Realisatie Raming vastgesteld en voorgenomen beleid Bandbreedte Maximale gasproductie uit Groningen (12 miljard Nm3) Scheiding realisatie en raming

Daarnaast zijn er substantiële investeringen bekend: een solvent deasphalting unit bij de Shell raffinaderij en hydrocracking-project bij de Esso raffinaderij (onderdeel van ExxonMobil) en Zeeland raffinaderij (onderdeel van Total en Lukoil). Deze projecten zijn in uitvoering of reeds uitgevoerd. Dit zijn geen uitbreidingsplannen met betrekking tot de destillatiecapaciteit, maar investeringen met het doel om minder residuale olie en meer destillaten te produceren (Oil & Gas Journal, 2016-2018).

Op grond van de eerder beschreven trends wordt verwacht dat de doorzet van olie in de Nederlandse raffinagesector zal krimpen. Hierbij wordt aangenomen dat de doorzet van olie tot 2030 met circa 12 procent zal krimpen ten opzichte van het niveau van 2018. Hoewel dit resulteert in afname van het energieverbruik van de Nederlandse raffinagesector, verandert ook het productportfolio van aardolieproducten, wat weer tot meer energieverbruik per eenheid geproduceerde brandstof leidt. De belangrijkste verklaring hiervoor is dat stookolie voor scheepvaart- bunkers door de eisen van de International Maritime Organisation (IMO) vanaf 2020 aan strengere zwaveleisen moet voldoen en dus een groter deel van deze brandstof moet worden ontzwaveld. Het is echter ook mogelijk dat zeeschepen aan boord rookgas gaan ontzwavelen met een scrubber. In de projectie is daarom aangenomen dat een groot deel, maar niet alle brandstof voldoet aan de zwaveleisen.

Deze aannames resulteren in een CO₂-emissie van de sector van circa 10 megaton in 2030, wat nauwelijks lager is dan het huidige emissie- niveau.

Gebruikte typen biobrandstoffen en herkomst van grondstoffen

De Nederlandse Emissieautoriteit stelt jaarlijks rapportages op over de hoeveelheden en typen biobrandstoffen die worden gebruikt om te voldoen aan de verplichting omtrent het bijmengen van biobrandstof (NEa,2018). Deze rapporten laten zien dat, om aan de jaarverplichting hernieuwbare energie vervoer te voldoen, vooral dubbeltellende biobrandstoffen van gebruikt frituurvet (veelal toegepast in diesel) worden gebruikt. Deze gebruikte frituurvetten komen van over de hele wereld, vooral uit Azië, maar ook Noord-Amerika. Daarnaast worden ook enkeltellende biobrandstoffen in de vorm van bio-ethanol verbruikt, uit met name maïs en tarwe. De grondstoffen hiervoor komen grotendeels uit Europa. De geleverde hoeveelheid biobrandstoffen is aanzienlijk toegenomen in 2018.

In Nederland staan een tiental fabrieken voor de productie van biobrandstoffen die net als de aardolieraffinaderijen niet alleen voor de Nederlandse markt werken, maar (vooral) voor de buitenlandse markt werken. Zo was de productie van biodiesel in Nederland in 2018 meer dan vier keer zo groot als het binnenlands verbruik. De broeikasgas- emissies van deze fabrieken voor de productie van biobrandstoffen zijn onderdeel van de emissies van de industrie.

Meer informatie over het biobrandstoffenbeleid en de jaarverplichting hernieuwbare energie vervoer staat in paragraaf 4.6. Over de toegevoegde waarde van (bio)brandstofproductie is een toelichting opgenomen in paragraaf 6.3.