VALIDATIE VAN GTS ADVIES VAN
31 JANUARI 2022
Ministerie van Economische Zaken en Klimaat

Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2
Datum: 30-03-2022

Rapport titel:

Validatie van GTS advies van 31 januari 2022

DNV Netherlands B.V.

Ministerie van Economische Zaken en Klimaat

Energy Sysems

Prinses Beatrixlaan 2

Energieweg 17

2595 AL Den Haag

9743 AN Groningen

Datum:

30-03-2022

Tel: (+31) 06 1528 9995

Project No.:

10249771

K.v.K.: Arnhem 09006404

Organisatie:

Energy Systems

Rapportnr.:

202793-RM 22-0497

Klant:

Copyright © DNV 2022. All rights reserved. Unless otherwise agreed in writing: (i) This publication or parts thereof may not be copied, reproduced or
transmitted in any form, or by any means, whether digitally or otherwise; (ii) The content of this publication shall be kept confidential by the customer; (iii)
No third party may rely on its contents; and (iv) DNV undertakes no duty of care toward any third party. Reference to part of this publication which may
lead to misinterpretation is prohibited.

DNV Distributie:
☒ OPEN. Onbeperkte distributie, intern en extern.

Trefwoorden:

☐ INTERN gebruik. Intern DNV-document.

stikstof

GTS, Groningen, aardgas, validatie, gasproductie,

☐ VERTROUWELIJK: Distributie in DNV volgens toepasselijk
contract
☐ GEHEIM: alleen geautoriseerde toegang.
*Specifieke distributie:
Rev. No.

Datum

Issue

Gemaakt door

0

2022-02-15

Conceptrapport

DNV-projectteam

1

2022-03-18

Finaal conceptrapport

DNV-projectteam

2

2022-03-30

Eindrapport

DNV-projectteam

DNV – Rapport nr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Geverifieerd door:

Goedgekeurd door

Page i

Table of contents
1

SAMENVATTING .............................................................................................................................................. 1

2

INLEIDING ........................................................................................................................................................ 4

3
3.1
3.2

AANPAK............................................................................................................................................................ 6
Doelstelling
6
Gevolgde stappen
6

4
4.1
4.1.1
4.1.2
4.1.3
4.1.4
4.1.5
4.1.6
4.1.7
4.1.8
4.1.9
4.1.10
4.1.11
4.1.12
4.1.13
4.2

VALIDATIE ........................................................................................................................................................ 8
Base case: rekenmethodiek en modelparameters
8
Inzet stikstofinstallaties
8
Prioritering inzet aanbodmiddelen
9
Inzet gasopslag Grijpskerk
11
Minimum flow Groningenveld en leveringszekerheid
12
Werkvolume Norg
14
Beschikbaarheid L-gas cavernes Epe-NL
16
LNG peakshaver
17
H-gas aanbod
18
Wobbe-index H-gas
19
Temperatuurprofielen
21
Binnenlandse G en H-gasvraag
22
Exportvolumes
24
Ombouw grootverbruikers
26
Gevoeligheidsanalyse
27

DNV – Rapport nr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page ii

1

SAMENVATTING

Sinds een aantal jaren voert DNV op verzoek van het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat validatiestudies uit
op het jaarlijks advies van GTS aan het kabinet over het benodigde niveau van gaswinning uit het Groningen gasveld1.
Dit rapport is het resultaat van een dergelijke validatie van het GTS-advies voor het gasjaar 2022/2023 ("Advies
leveringszekerheid voor benodigde Groningencapaciteiten en -volumes gasjaar 2022/2023 en verder” met kenmerk
L 22.0055, d.d. 31 januari 2022).
Aanpak validatie :
De validatie van DNV richt zich op fundamentele inconsistenties of problemen in de planningsuitgangspunten van GTS
die tot een significant andere uitkomst van het GTS-advies zouden kunnen leiden. De 'uitkomst' refereert hier steeds aan
de minimale Groningenvolumes die nodig zijn om leveringszekerheid te garanderen onder de verzamelde set
uitgangspunten, voorwaarden en aannames. In de uitvoering van de validatie heeft DNV gebruik gemaakt van het concept
en finaal advies van GTS. Daarnaast is achtergrondinformatie van het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat
ontvangen. Deze informatie betrof het concept rapport Winter Report 2022 van de Task Force Monitoring L-Gas Market
Conversion2. DNV heeft vervolgens een vragenlijst opgesteld en aansluitend een interview gehouden met GTS.
Er is echter veel gebeurd sinds GTS haar advies voor gasjaar 2022/2023 uitbracht op 31 januari. De oorlog die tussen
Rusland en Oekraïne is uitgebroken, heeft tot verregaande internationale sancties tegen Rusland geleid. Deze sancties
hebben een grote impact op de wereldwijde energieprijzen en vergroten de zorgen ten aanzien van de
importafhankelijkheid van Russisch aardgas. Daarnaast heeft GTS op 14 maart 2022 een aanvullend advies uitgebracht
ten aanzien van de leveringszekerheid voor het lopende gasjaar 2021/2022 en heeft de Staatssecretaris een brief over
de gaswinning Groningen naar de Tweede Kamer gestuurd3. Deze ontwikkelingen kunnen (deels) impact hebben op het
advies van GTS voor het gasjaar 2022/2023 en verder. DNV heeft deze ontwikkelingen meegenomen in de validatie.
Nieuwe fase:
In het advies van GTS ziet DNV de afbouw van de gasproductie uit het Groningenveld een nieuwe fase ingaan. Tot aan
dit advies van begin 2022 was de focus gericht op het zo snel mogelijk afbouwen van de productievolumes die uit het
Groningenveld nodig waren om de eindverbruikersmarkt in balans te houden. Dit doel wordt met de geplande
ingebruikname van de stikstofinstallatie in Zuidbroek en de voorspoedige ombouw van de buitenlandse L-gasmarkt bereikt.
Vanaf het gasjaar 2022/2023 is in de base-case voor het eerst geen volume meer nodig uit het Groningenveld. Dit betekent
dat het Groningenveld alleen nog nodig is om aan de N-1 norm in de Europese verordening “gasleveringszekerheid” te
voldoen en zeer koude momenten met uitval van middelen af te dekken. Een aantal clusters moeten voor dit doel
operationeel blijven. Een minimale productiehoeveelheid is nodig om de vereiste betrouwbaarheid met betrekking tot de
tijdige beschikbaarheid te kunnen garanderen. Zodra aan deze N-1 norm wordt voldaan zonder de productiecapaciteit uit
het Groningenveld, kan het Groningenveld definitief worden gesloten. Gelet op het belang van de N-1 norm ligt de focus
van deze validatie op de toepassing van de formule om de N-1 norm te berekenen.
Analyse GTS, bevindingen en aanbevelingen:
De planningsuitgangspunten zoals gedaan door GTS kunnen niet volledig door DNV worden onderschreven. De
belangrijkste bevindingen van DNV betreffen de volgende punten:


De berekening (en de bijbehorende aannames) van de N-1 norm is in het advies van GTS niet transparant gemaakt.
Dit is echter cruciaal voor de bepaling van de benodigde productiecapaciteit op het Groningenveld. Een berekening
door DNV laat een substantieel lagere benodigde productiecapaciteit zien dan door GTS is berekend. Het verschil
lijkt vooral voort te komen uit de mate waarin de technische productiecapaciteit van de L-gas bergingen in Duitsland

1 https://www.gasunietransportservices.nl/nieuws/niet-meer-gas-uit-groningen-nodig-maar-zorgen-over-

leveringszekerheid#:~:text=Gasunie%20Transport%20Services%20(GTS)%20heeft,nieuwe%20analyses%20en%20actualisaties%20gedaan.
2 https://www.rijksoverheid.nl/binaries/rijksoverheid/documenten/kamerstukken/2022/03/14/l-gas-market-conversion-review/l-gas-market-conversion-review.pdf
3 https://www.rijksoverheid.nl/documenten/kamerstukken/2022/03/14/gts-aanvullend-advies-leveringszekerheid-gasjaar-2021-2022-14-maart-2022

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 1

wordt meegenomen. Deze lijkt in de analyse van GTS, onder andere, te worden gereduceerd vanwege de
aangenomen beschikbare grenscapaciteit met Nederland. In het geval de N-1 norm voor het gehele L-gas gebied
(regionaal niveau) wordt berekend, is deze grenscapaciteit binnen de regio niet relevant en zou daarmee geen rol
in de berekening mogen spelen. Het aanhouden van deze grenscapaciteit (binnen het L-gas leveringsgebied) leidt
tot een suboptimale behoefte voor Groningengas. DNV adviseert om de berekening transparant te maken en nader
onderzoek te doen ten aanzien van de beschikbare technische bergingscapaciteiten in Duitsland.


De conversie van de gasopslag in Grijpskerk naar L-gas leidt mogelijk niet in alle gevoeligheidsscenario’s tot de
laagste cumulatieve gasproductie uit het Groningenveld. Indien de drie cavernes in Epe die op het GTS-net zijn
aangesloten, beschikbaar blijven dan leidt dit tot een aanzienlijk lagere benodigde productiecapaciteit op het
Groningenveld. Dit vertaalt zich mogelijk in een lagere cumulatieve productie. Het verkrijgen van zekerheid dat deze
cavernes voor de L-gasmarkt beschikbaar blijven, kan alleen door ingrijpen worden bereikt. Gelet op de onzekerheid
van de conversie van de gasopslag Grijpskerk op de sluitingstijd van het Groningenveld en de leveringszekerheid,
zou dit in de afweging meegenomen moeten worden. DNV beveelt aan te onderzoeken hoe zekerheid verkregen
kan worden dat de drie L-gas cavernes in Epe langjarig voor de L-gasmarkt beschikbaar blijven en welke impact dit
heeft op de Groningenproductie.



De aanname dat er altijd voldoende H-gas beschikbaar is, kan niet zondermeer worden gedaan. Het laatste
ENTSOG rapport: “Union-wide simulation of gas supply and infrastructure disruption scenarios (SoS simulation)
2021” toont aan dat een onderbreking van de aanvoerroute van Russisch gas zowel via de Nordstream II als via
Oekraïne tot gastekorten leidt. Na de publicatie van het GTS advies is de oorlog tussen Rusland en Oekraïne
uitgebroken. Als gevolg hiervan wordt de volledige onderbreking van de aanvoer van Russisch gas ook als een
mogelijk scenario gezien. In de brief van GTS d.d. 14 maart wordt dit ook erkend4. De productiecapaciteit van pseudo
G-gas wordt daarmee mogelijk op koude dagen te hoog ingeschat. DNV adviseert om de impact op het Nederlandse
gassysteem van het ENTSOG scenario waarbij gelijktijdig de Nordstream II niet beschikbaar is met de importen uit
Oekraïne te onderzoeken. Daarnaast blijft DNV de aanbevelingen die in de validatie van gasjaar 2021/2022 zijn
gedaan ten aanzien van de H-gas leveringszekerheid nadrukkelijk herhalen



De vulgraad voor de gasberging Norg wordt door GTS voor aanvang van het gasjaar 2022/2023 op 4 bcm gesteld.
De vergunning voor gasberging Norg maakt opslag tot 6 bcm mogelijk. Enerzijds vermindert het niet volledig
benutten van het werkvolume van de gasopslag Norg de robuustheid om tegenvallers op het vlak van eventuele
additionele Groningenvolumes op te vangen. Anderzijds wordt mogelijk de kans onbenut gelaten om de
leveringszekerheid te verhogen. DNV beveelt aan om te onderzoeken of er een prikkel opgenomen kan worden in
de operationele strategie om al het surplus aan stikstof (indien technisch mogelijk) in de maanden april – november
te gebruiken om als pseudo G-gas te injecteren in Norg.



GTS maakt niet inzichtelijk wat de resterende capaciteitsbehoefte is van de G-gas grootverbruikers die niet tijdig
omgebouwd kunnen worden naar H-gas. Afhankelijk van de uitkomsten van de N-1 berekening en de planning van
resterende ombouw is niet met zekerheid te stellen dat de vertraagde ombouw geen effect heeft op de sluiting van
het Groningenveld. Er zijn scenario’s mogelijk dat tijdige ombouw tot een eerdere sluiting zou kunnen leiden. Voor
het komende gasjaar zijn geen mogelijkheden meer om de ombouw te versnellen. Wel adviseert DNV om inzichtelijk
te maken welke impact een versnelde ombouw van de resterende L-gas grootverbruikers op de behoefte aan
productiecapaciteit op het Groningenveld heeft.

Daarnaast doet DNV ten aanzien van de door GTS uitgevoerde gevoeligheidsanalyse de volgende aanbeveling:


GTS heeft zowel een gevoeligheidsanalyse uitgevoerd naar de resterende capaciteitsvraag als naar de resterende
volumevraag op het Groningenveld. Echter, deze gevoeligheidsanalyse gaat uit van de ombouw van Grijpskerk in de
base-case. Aangezien nog niet tot deze maatregel is besloten, maakt dit de vergelijking tussen de andere

4

https://www.rijksoverheid.nl/onderwerpen/gaswinning-in-groningen/documenten/kamerstukken/2022/03/14/gts-aanvullend-advies-leveringszekerheid-gasjaar-20212022-14-maart-2022

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 2

gevoeligheden lastig. DNV beveelt aan de gevoeligheidsanalyse uit de voeren op een base-case zonder de ombouw
van Grijpskerk.

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 3

2

INLEIDING

DNV is door het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat gevraagd een validatiestudie uit te voeren op het advies
van GTS over de benodigde volumes uit en capaciteiten van het Groningenveld voor het gasjaar 2022/2023 en de jaren
tot aan 2030.
In het advies voor het gasjaar 2022/2023 komt GTS tot het benodigde volume en capaciteit zoals weergegeven in Tabel 1.
Deze tabel geeft tevens het volume en de capaciteit weer voor het lopende gasjaar (2020/2021) conform het meest
recente advies van GTS d.d. 14 maart 2022. Een verdere daling in het gasjaar 2022/2023 ten opzichte van het huidige
jaar is volgens GTS niet mogelijk vanwege de minimum flow op het Groningenveld als gevolg van de benodigde capaciteit
om aan de N-1 norm te voldoen. Het benodigde volume uit het Groningenveld voor gasjaar 2022/2023 is voor het eerst
lager dan de minimum flow. De maatregelen van de afgelopen jaren om de vraag naar L-gas te verminderen en het
aanbod van pseudo L-gas te verhogen, hebben het beoogde doel bereikt. Vanaf gasjaar 2022/2023 is voor het eerst in
de base-case geen volume meer nodig uit het Groningenveld en blijft het veld alleen nog open om aan de N-1 norm te
voldoen. De nadruk in het door DNV uitgevoerde validatieonderzoek ligt dan ook op de berekening van de benodigde
capaciteit.
Tabel 1: Benodigde volumes en capaciteiten
Gasjaar

Volume [bcm]

Capaciteit [mln. m3/uur]

Gemiddeld jaar

Koud jaar

Lopend (2021/2022)

4,6 (3,9)*

6,4 (7,5)*

4,6 (4,6)*

Volgend (2022/2023)

1,7

1,7

2,7

* tussen haakjes de getallen conform vaststellingsbesluit september 2021

GTS geeft in haar advies aan dat een aantal maatregelen om Groningenproductie verder te reduceren nog lopen. Aan de
vraagkant zijn dit voornamelijk de ombouw van de huishoudelijke markt in omliggende landen en van de ombouw van de
negen industriële grootverbruikers in Nederland. De belangrijkste maatregel aan de aanbodzijde is de ingebruikname van
de stikstofinstallatie Zuidbroek II (120.000 m3/h wordt vanaf 1 juli verwacht en de volledige capaciteit van 180.000 m3/h
vanaf medio augustus). Deze maatregelen zullen in positieve zin de komende jaren de delta vergroten tussen de vraag
naar L-gas en het beschikbare aanbod van pseudo L-gas. Hierdoor ontstaat een steeds grotere buffer om ongeplande
uitval van stikstofinstallaties of gasbergingen te compenseren.
Naast de maatregelen om de vraag naar L-gas te verlagen en het aanbod van pseudo L-gas te vergroten, is aangenomen
dat de gasberging Grijpskerk wordt omgebouwd van H-gas naar L-gas. Deze maatregel vergroot het capaciteitsaanbod
waardoor de capaciteit op het Groningenveld sneller niet meer nodig is om aan de Europese N-1 norm te voldoen. Deze
maatregel versnelt het mogelijke tijdstip waarop het Groningenveld definitief kan worden gesloten in de base case van
gasjaar 2025/2026 naar gasjaar 2023/2024. Een eerdere sluiting van twee jaar.
GTS identificeert in haar advies een aantal onzekerheden die de sluiting van het Groningenveld zouden kunnen
beïnvloeden. Deze onzekerheden zijn gekwantificeerd door middel van een gevoeligheidsanalyse ten opzichte van het
basisscenario. Hiermee worden de belangrijkste risico’s en het effect daarvan op het basisscenario op langere termijn in
kaart gebracht. De belangrijkste onzekerheden zijn:


Vertraging ten opzichte van de geplande datum voor ingebruikname van de stikstofinstallatie Zuidbroek II. Een
vertraging heeft een grote impact op de benodigde capaciteit voor gasjaar 2022/2023. In latere jaren is geen impact
meer te verwachten. Daarmee heeft deze gevoeligheid slechts impact op het cumulatieve volume en niet op de
mogelijke sluitingsdatum.

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 4



De beschikbaarheid van de bestaande drie L-gas cavernes in Epe die op het GTS netwerk zijn aangesloten. Met
name het volledig beschikbaar blijven van deze cavernes reduceert de capaciteitsbehoefte substantieel. Deze
gevoeligheid heeft daarmee zowel impact op het cumulatieve volume als op de sluitingsdatum.



Een hogere of lagere Wobbe-index dan aangenomen. Een hogere of lagere Wobbe-index heeft direct impact op de
hoeveelheid H-gas dat kan worden omgezet naar pseudo L-gas door vermenging met een kubieke meter stikstof.
Deze gevoeligheid heeft een beperkte impact op zowel het cumulatieve productievolume, maar kan wel resulteren in
een latere sluiting van het Groningenveld.



Een hogere marktvraag. De vraag naar aardgas kan minder snel afnemen door een vertraging in de buitenlandse
ombouw, het niet realiseren van de verwachte energie besparingsmaatregelen of de omschakeling naar elektriciteit.
Deze gevoeligheid heeft een relatief grote impact het cumulatieve productievolume als ook in een vertraging van een
jaar op de mogelijke sluitingsdatum.

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 5

3

AANPAK

3.1

Doelstelling

Deze validatiestudie volgt op een reeks eerdere validatiestudies van DNV op de adviezen van GTS (Tabel 2). In deze
validatiestudies heeft DNV aanbevelingen gedaan ten aanzien van het verbeteren van de rekenmethodiek, de
modelparameters en het te voeren proces. DNV constateert dat het uitvoeren van de base case berekening door GTS
daarmee een meer routinematige exercitie is geworden. Dit betekent dat de validatie van de base case zich kan beperken
tot de validatie van de gewijzigde modelparameters.
Daarnaast ziet DNV dat de capaciteitsberekeningen bepalender worden voor de volumes die uit het Groningenveld
geproduceerd worden. Deze berekeningen hebben in het verleden minder aandacht gehad, omdat deze uitkomsten
voorheen nooit bepalend zijn geweest voor de volumes die uit het Groningenveld geproduceerd worden. Vandaar dat
DNV in deze validatie extra aandacht aan deze capaciteitsberekening heeft besteed.
Tabel 2 Voorgaande validatiestudies uitgevoerd door DNV
GTS advies

Onderwerp

DNV validatie

December 2015

Onderzoek andere benadering van gaswinning door Min EZK, ACM, NAM, GasTerra en
GTS
De mogelijkheden en effecten van een maximale inzet van kwaliteitsconversie om de
gaswinning uit het Groningenveld te beperken onder waarborging van de
leveringszekerheid

November 2015

17 mei 2017

Brief van GTS aan Min EZK
Groningen volume en leveringszekerheid (periode 2018-2021)

Mei 2017

20 juli 2017

Brief van GTS aan Min EZK
L-gas capaciteit en kwaliteitsconversie (tevens volume tot 2030)

November 2017

31 januari 2019

Brief 1 van GTS aan Min EZK
Raming benodigd Groningenvolume en capaciteit gasjaar 2019/2020 en verder

Augustus 2019

11 juni 2019

Brief 2 van GTS aan Min EZK
Voorlopig advies over de maatregelen om de Groningenproductie te reduceren

Augustus 2019

25 juli 2019

Brief 3 van GTS aan EZK
Finaal advies over de maatregelen om de Groningenproductie te reduceren

Augustus 2019

31 januari 2020

Brief van GTS aan Min EZK
Advies leveringszekerheid voor benodigde Groningenvolumes en - capaciteiten

10 februari 2020

29 januari 2021

Brief van GTS aan Min EZK
Advies leveringszekerheid voor benodigde Groningenvolumes en - capaciteiten

11 februari 2021

N.B. deze tabel toont enkel de adviezen van GTS waarop door DNV een validatie is uitgevoerd.

GTS heeft bevestigd dat er geen wijzigingen in de rekenmethodiek zijn aangebracht en dat er alleen een aantal
modelparameters geactualiseerd zijn ten opzichte van het vorige advies. Deze aangepaste modelparameters zijn door
DNV gevalideerd. Daarnaast is er door DNV specifiek aandacht besteed aan een aantal aannames die door GTS zijn
gedaan ten behoeve van de capaciteitsanalyse. De volgende thema's worden besproken in deze studie:


de validatie van de modelparameters ten aanzien van de volume- en capaciteitsberekeningen



de validatie van de gevoeligheidsanalyse

3.2

Gevolgde stappen

Om bovenstaande thema's te onderzoeken, zijn door DNV de volgende stappen doorlopen:


Op 24 januari heeft DNV de conceptversie van het advies van GTS aan het Ministerie van Economische Zaken en
Klimaat ontvangen van GTS.

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 6



DNV heeft op basis van dit advies een vragenlijst opgesteld en ter voorbereiding van het interview met GTS deze op
3 februari aan GTS gestuurd. Deze vragenlijst is toegevoegd als bijlage aan dit rapport.




Op 31 januari heeft DNV van GTS het definitieve advies van GTS ontvangen.
Op 7 februari heeft DNV een interview gehouden met experts van GTS. In dit interview is de vragenlijst als leidraad
gebruikt.



Op 7 februari en 9 februari heeft DNV aanvullende vragen per email aan GTS gesteld. Op 10 februari heeft DNV per
email van GTS antwoorden op deze vragen ontvangen.



Op 16 februari heeft DNV het conceptrapport besproken met beleidsmedewerkers van EZK.



Op 23 maart heeft DNV het definitieve conceptrapport besproken met beleidsmedewerkers van EZK.



DNV heeft het conceptrapport opgestuurd naar GTS voor een controle op feitelijke onjuistheden. Op 29 maart is een
e-mail van GTS ontvangen met commentaar op het conceptrapport.

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 7

4

VALIDATIE

4.1

Base case: rekenmethodiek en modelparameters

GTS geeft in haar advies aan dat er geen aanpassingen nodig zijn geweest in het gehanteerde model. Er zijn slechts
aanpassingen gedaan in een aantal modelparameters op basis van nieuwe inzichten. In het verleden heeft DNV de
rekenmethodiek van GTS gevalideerd en daar aanbevelingen voor verbeteringen gedaan. Deze aanbevelingen zijn in de
opvolgende adviezen steeds door GTS overgenomen. Hierdoor is het beeld van DNV dat de rekenmethodiek volwassen
en professioneel is opgezet. Tijdens het door DNV afgenomen interview met experts van GTS zijn er geen aanwijzingen
gevonden voor fundamentele inconsistenties of problemen in de aanpak door GTS die tot een significant andere uitkomst
zouden kunnen leiden. De 'uitkomst' refereert hier steeds aan de minimale Groningenvolumes die nodig zijn om
leveringszekerheid te garanderen onder de verzamelde set uitgangspunten, voorwaarden en aannames
De validatie door DNV heeft zich derhalve geconcentreerd op de aangepaste modelparameters. Daarnaast heeft DNV
getracht op basis van haar eigen technische kennis van het gastransportnetwerk GTS extra te bevragen over mogelijke
technische uitdagingen in de implementatie van het advies. Daarnaast wordt er door DNV dieper ingegaan op een aantal
van de onzekerheden die GTS in haar gevoeligheidsanalyse identificeert.
Hieronder worden kort de aangepaste modelparameters besproken waarbij DNV heeft getoetst of deze parameters juist
zijn.

4.1.1

Inzet stikstofinstallaties

GTS beschikt over een tweetal installaties voor de inzet van ‘firm’ stikstof. Dit zijn Ommen en Wieringermeer. De installatie
in Ommen heeft een capaciteit van 146.000 m3/uur en de installatie in Wieringmeer heeft een capaciteit van 295.000
m3/uur. In totaal heeft GTS daarmee op dit moment 441.000 m3/uur aan ‘firm’ stikstof productiecapaciteit beschikbaar. In
de winterperiode (november tot en met april) zijn deze installaties planmatig volledig beschikbaar en in de zomermaanden
(mei tot en met oktober) wordt deze capaciteit planmatig verminderd met 65.000 m3/uur om rekening te houden met het
geplande onderhoud aan deze installaties. Daarnaast worden deze ‘firm’ installaties ondersteund door de back-up
faciliteiten Pernis en Heiligerlee. Deze faciliteiten zijn bedoeld om ongeplande uitval van de ‘firm’ installaties te kunnen
opvangen. Echter, in de praktijk staan deze installaties aan de markt beschikbaar. Daarmee zal de daadwerkelijke
beschikbaarheid van de installaties soms groter en kleiner kunnen zijn dan de planmatige aannames. Echter, over een
jaar gemiddeld is de verwachting dat deze overeenkomen met de planningsuitgangspunten. Uit de resultaten in het
verleden blijkt dat deze aanname realistisch is. In de validatie over gasjaar 2020/2021 is reeds uitgebreid op de huidige
strategie van de inzet van stikstof ingegaan. In een eerder advies uit 2019 heeft GTS aangegeven dat een maximale inzet
van 110% als het absolute plafond wordt gezien5].
Voor het aankomende gasjaar 2022-2023 zijn er twee verschillen ten aanzien van voorgaande jaren van de
stikstofmiddelen (stikstof en mengstations). Ten eerste zal de LNG peakshaver zijn omgebouwd naar een "regulier"
mengstation. De beschikbaarheid van de G-gas productie zal als gevolg van deze ombouw meer gaan afhangen van de
beschikbaarheid van H-gas in het gasnetwerk. Echter vanwege het gekozen uitgangspunt dat er altijd voldoende H-gas
beschikbaar zal zijn, neemt GTS aan dat dit geen extra risico oplevert. Ten tweede zal naar verwachting de nieuwe
stikstofinstallatie Zuidbroek II in bedrijf zijn genomen. Op dit moment wordt er nog gebouwd aan deze nieuwe
stikstoffabriek bestaande uit drie (3) stikstofproductieeenheden met elk een capaciteit van 60.000 m3/uur. De totale ‘firm’
capaciteit neemt toe met 180.000 m3/uur. De volledige inzet van de stikstofinstallatie wordt verwacht vanaf de start van
het gasjaar 2022/2023.
Vanwege de onbekendheid met de prestaties van deze stikstofinstallatie heeft GTS een Monte Carlo simulatie uitgevoerd
voor alle stikstofinstallaties. Uit deze simulaties blijkt dat een back-up volume nodig is ter grootte van 1,5 mrd m3 uit het
Groningenveld. GTS constateert dat de totale beschikbaarheid van alle stikstofinstallaties, dus inclusief Zuidbroek II, lager
5 https://www.tweedekamer.nl/kamerstukken/detail?id=2019D34865&did=2019D34865

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 8

dan 100% wordt ingeschat. De hiervoor benodigde capaciteit om deze 1,5 mrd m3 te produceren ligt binnen de
hoeveelheid die voor het instandhouden van de back-up productiecapaciteit op het Groningenveld reeds nodig is. Echter
het wordt uit de analyse van GTS niet duidelijk of dergelijke volumes eventueel gecompenseerd zouden kunnen worden
door gebruik te maken van de back-up stikstofinstallaties later in het jaar. Ook wordt niet duidelijk in hoeverre deze backup capaciteit zich over de tijd ontwikkelt en of dit ook een randvoorwaarde is voor de de sluiting van het Groningenveld.
Het uitgangspunt van GTS voor het gasjaar 2022/2023 is dat de jaargemiddelde beschikbaarheid van alle
stikstofinstallaties 100% blijft bedragen en daarmee over het hele jaar met 180.000 m3/uur toeneemt. Dit is in lijn met de
realisaties van de gasjaren 2019/2020 en 2020/2021 6 . Daarnaast reduceert GTS in de zomermaanden de totale
beschikbare ‘firm’ capaciteit tijdens de maanden mei tot en met oktober met 65.000 m3/uur om te corrigeren voor
onderhoud. Dit betekent dat 100% in de zomermaanden lager ligt dan 100% tijdens de wintermaanden. Vanwege de
verwachte ingebruikname van Zuidbroek II wordt de onderhoudsperiode tijdens de zomermaanden vervroegd van mei
naar april. Dit is een aanname om het verwachte jaarlijkse onderhoud aan Zuidbroek II mee te nemen in de planmatige
beschikbaarheid van stikstof.
Op basis van de realisaties uit het verleden lijkt een 100% planmatige beschikbaarheid van de ‘firm’ stikstofinstallaties
een goed verdedigbaar uitgangspunt. Voor de minimalisering van de Groningenproductie is er in de base case geen reden
het percentage (van 100%) te verhogen. Wel zou het voor de robuustheid van de base case en ook de leveringszekerheid
een voordeel kunnen bieden om (met name tijdens de zomer) een zo hoog mogelijk stikstofpercentage in te zetten om
Norg volledig te vullen. Hier wordt bij de inzet van de middelen (stikstofinstallaties en overige L-gas bergingen) en het
werkvolume Norg nader op ingegaan. Echter zoals reeds aangegeven in de validatie voor gasjaar 2021/2022 is het risico
op uitval van een installatie in de opstartfase groter dan voor een bestaande installatie. De aanbeveling van GTS om te
wachten met de sluiting van clusters totdat de betrouwbaarheid van de nieuwe stikstofinstallatie zich heeft bewezen, vindt
DNV verstandig.
Op basis van bovenstaande kan DNV de uitgangspunten van GTS ten aanzien van de inzet van stikstofinstallaties
valideren. De realisaties over de afgelopen jaren laten zien dat deze uitgangspunten in de praktijk realistisch zijn.
Eventuele tegenvallers kunnen gecompenseerd worden uit de back-up capaciteit op het Groningenveld. Ten aanzien van
de benodigde back-up volumes heeft DNV de volgende aanbevelingen:


Maak het benodigde back-up volume inzichtelijk in de tijd en geef aan of dit een randvoorwaarde voor de sluiting
van het Groningenveld is.



Onderzoek of er alternatieve bronnen zijn voor de benodigde back-up volumes dan het Groningenveld.
Bijvoorbeeld door later in het jaar gebruik te maken van de back-up stikstofinstallaties of door middel van extra
werkvolume in Norg.

4.1.2

Prioritering inzet aanbodmiddelen

De inzet van de L-gas middelen voor het gasjaar 2022/2023 wordt door GTS bepaald door op ieder uur de marktvraag
naar L-gas te modelleren en daar vervolgens de minimum flow van Groningen vanaf te trekken. De eventuele restvraag
wordt volgens een bepaalde inzetvolgorde opgevuld met de beschikbare L-gas middelen. Het Groningenveld is hierbij
altijd de sluitpost om de productie te minimaliseren.
Allereerst worden de productie van pseudo L-gas en de verrijking van de exportstromen maximaal ingezet. Vervolgens
wordt de gasberging Norg ingezet. Als allerlaatste stap wordt de gasberging in Alkmaar en de overige L-gas cavernes
ingezet. GTS geeft aan dat de gasopslag Norg gedurende oktober t/m april kan produceren en gasopslag Alkmaar vanaf
november t/m maart kan produceren. Beide opslagen worden beschreven als seizoensbergingen. Voor alle opslagen
geldt dat wordt aangenomen dat deze volumeneutraal over een jaar opereren. Er wordt over het gasjaar genomen
evenveel volume geïnjecteerd in de gasopslagen als dat er wordt geproduceerd. Indien er na deze stappen nog een
restvraag over is, wordt deze beleverd door productie uit het Groningenveld. Dit zijn dan volumes die boven de minimum
6 https://www.rijksoverheid.nl/documenten/rapporten/2021/10/29/rapportage-inzet-middelen-en-methoden-in-gasjaar-2020-2021

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 9

flow moeten worden geproduceerd. Eventueel niet ingezette ‘firm’ beschikbare stikstofproductiecapaciteit wordt in de
zomer aangewend om de gasopslagen te vullen met pseudo L-gas.
Aangezien deze middelen door marktpartijen worden aangestuurd, kan er een verschil ontstaan tussen de gemodelleerde
inzet en de daadwerkelijke inzet. Er zal uiteindelijk gezorgd moeten worden voor de juiste inzet van deze middelen op
basis van de vastgestelde operationele strategie. Daarnaast zijn er nog andere middelen, waaronder de cavernes van
EnergyStock in Zuidwending en in elk geval één caverne in Epe (die op het GTS netwerk zijn aangesloten) om L-gas te
produceren. Echter, deze gasopslagfaciliteiten staan niet onder controle van GasTerra en hun inzet is daarom niet geheel
vanzelfsprekend conform de modellering zoals GTS die heeft gehanteerd. GTS gaat er echter vanuit dat bij een afwijkende
inzet van deze middelen GasTerra adequate correcties zal uitvoeren met haar ter beschikking staande middelen om de
leveringszekerheid van de G/L-gas markt niet in gevaar te brengen. Mocht dit alles niet tot voldoende resultaat leiden dan
kan GTS dwingend sturing geven aan de shippers die actief zijn op deze markt.
DNV ziet dat deze sturing over de afgelopen jaren effectief is geweest om de Groningenproductie te minimaliseren. Er
zijn echter twee belangrijke aandachtspunten:


In de zomermaanden ziet DNV een risico dat het niet vanzelfsprekend is dat de beschikbare
stikstofproductiecapaciteit maximaal wordt ingezet om de bergingen te vullen. Figuur 1 toont de situatie van april
2021 t/m begin februari 2022 en toont aan dat er in april 2021 ‘firm’ stikstof beschikbaar was die gebruikt had
kunnen worden om bijvoorbeeld extra volumes in Norg te injecteren. Hoewel dit volgens de inzet van de
middelen niet noodzakelijk was, had dit wel kunnen bijdragen aan het creëren van een buffer voor eventuele
tegenvallers. In dit geval had een hogere exportvraag uit Duitsland niet meteen geleid tot een mogelijk hogere
productie uit Groningen. Bij de validatie van het werkvolume in Norg wordt hier nader op ingegaan vanuit het
perspectief van de leveringszekerheid.



De inzet van de middelen is momenteel erg afhankelijk van het gedrag van GasTerra. Deze partij zorgt ervoor
dat de gemodelleerde inzet van middelen door GTS zich ook vertaalt naar de praktijk. Na de opheffing van
GasTerra is het onduidelijk hoe deze koppeling gewaarborgd wordt. GTS heeft aangegeven dat er een nadere
studie plaatsvindt naar de inrichting van het systeem post GasTerra.

Figuur 1: Injectie Norg en beschikbaar ‘firm’ stikstof

DNV kan de aannames van GTS met betrekking tot de inzet van de middelen valideren. Wel beveelt DNV het volgende
aan:


Onderzoek welke mogelijkheden er zijn om eventueel surplus ‘firm’ beschikbare stikstof in de zomermaanden
maximaal aan te wenden om het werkvolume van Norg gedurende de zomermaanden te vullen. Dit creëert een

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 10

volumebuffer die gebruikt kan worden om eventuele tegenvallers op te vangen en vergroot de leveringszekerheid
voor het gehele Nederlandse gassysteem.


Zet de inventarisatie voort hoe de inzet van de L-gas middelen na de opheffing van GasTerra vormgegeven kan
worden.

4.1.3

Inzet gasopslag Grijpskerk

In de base case gaat GTS uit van de ombouw van Grijpskerk van H-gas naar L-gas. In de raming van GTS start de injectie
van pseudo L-gas dan wel Groningengas vanaf 1 april 2022. Alvorens Grijpskerk kan worden ingezet voor L-gas zijn er
spoelingen nodig om het aanwezige H-gas uit de berging voldoende te mengen met het pseudo L-gas zodat het
geproduceerde gas voldoet aan de minimale Wobbe-index voor L-gas. GTS neemt aan dat er minimaal twee (2) en
mogelijk drie (3) spoelcycli nodig zijn om de productievolumes vanuit Grijpskerk op de gewenste gaskwaliteit te krijgen.
Het ombouwen van de gasberging Grijpskerk is in gang gezet om extra capaciteit voor de L-gas markt te creëren. Deze
capaciteit moet ervoor zorgen dat eventuele capaciteitstekorten ten aanzien van de Europese leveringszekerheidsnorm
(N-1 norm) opgevangen kunnen worden. Deze tekorten worden momenteel door het Groningenveld gecompenseerd. Nu
er vanaf het gasjaar 2022/2023 in de base-case voor het eerst geen volume meer nodig is uit het Groningenveld is de
noodzaak voor de back-up productiecapaciteit de enige reden dat het Groningenveld niet gesloten kan worden. Om deze
productiecapaciteit op een snelle afroepbasis beschikbaar te houden is een minimale gasproductie uit het Groningenveld
nodig waarmee ook het beperkte volume wordt geproduceerd. Vervanging van deze capaciteitsfunctie door de gasopslag
Grijpskerk kan leiden tot een snellere sluiting van het Groningenveld. DNV heeft uit het gesprek met GTS begrepen dat
er momenteel al fysieke aanpassingen aan het GTS netwerk bij de gasopslag Grijpskerk worden uitgevoerd om deze
geschikt te maken voor de omzetting naar L-gas. De verwachting is dat deze maatregelen voor 1 april 2022 gereed zijn.
Vanwege de vertraagde oplevering van de stikstofinstallatie Zuidbroek II kan het vullen van gasopslag Grijpskerk vanaf 1
april 2022 niet uitsluitend met pseudo L-gas plaatsvinden. Hiervoor zijn in het lopende gasjaar 2021/22 additionele
volumes uit het Groningenveld nodig. Het starten met vullen vanaf 1 april 2022 zou kunnen resulteren in een eerst
mogelijke sluiting van Groningenveld op 1 oktober 2023. Indien er niet wordt gekozen voor een back-up rol van de
gasopslag Grijpskerk is de eerst mogelijke sluitingsdatum van het Groningenveld voorzien op 1 april 2025. In dat geval
blijft het Groningenveld deze back-up capaciteit leveren. Een overzicht van de verschillende scenario’s is in tabel 37
weergegeven. Hierbij valt op dat voor het cumulatieve productievolume de diverse scenario’s nauwelijks van elkaar
verschillen.
Tabel 3: Verwachte productie uit het Groningenveld in miljarden m3
2021/2022

2022/2023

2023/2024

Vullen gasopslag Grijpskerk vanaf april 2022

4,6

1,7

Vullen gasopslag Grijpskerk vanaf april 2023

3,5

1,7

1,3

Grijpskerk niet ombouwen

3,5

1,7

1,3

2024/2025

Totaal
6,3
6,5

0,4

6,9

Een belangrijke onzekerheid bij de omzetting van Grijpskerk op G-gas is het aantal spoelcycli dat nodig is voordat de
gasopslag Grijpskerk als volwaardige back-up (~op 1.9 miljoen m3/uur begrensd door transportcapaciteit in het GTS
netwerk) kan dienen ten aanzien van de leveringszekerheidsnorm. GTS geeft hierbij aan dat tijdens de spoelcycli het
huidige netwerk niet meer dan tussen de 300.000 en 400.000 m3/uur aan L-gas uit Grijpskerk kan innemen. Daarom kan
de gasopslag Grijpskerk in de tussenperiode de rol van het Groningenveld als back-up niet volledig overnemen.
DNV constateert dat in de gevoeligheidsanalyse van GTS het beschikbaar zijn van alle drie de L-gas zoutcavernes in Epe
(die rechtstreeks op het GTS net zijn aangesloten) een variabele is die een grote impact op de resterende behoefte aan
productiecapaciteit op het Groningenveld heeft. Een verdere validatie van de beschikbaarheid is te vinden in paragraaf
7
https://www.rijksoverheid.nl/binaries/rijksoverheid/documenten/kamerstukken/2022/03/14/gts-aanvullend-adviesleveringszekerheid-gasjaar-2021-2022-14-maart-2022/gts-aanvullend-advies-leveringszekerheid-gasjaar-2021-2022-14maart-2022.pdf

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 11

4.1.6. Indien de beschikbaarheid van deze cavernes kan worden zeker gesteld dan ziet DNV een ander scenario dat niet
in de gevoeligheidsanalyse van GTS naar voren komt. De beschikbaarheid van alle drie de L-gas zoutcavernes in Epe tot
oktober 2025 resulteert in het volgende:


De benodigde capaciteit voor gasjaar 2022/2023 reduceert van 2,7 mln m3 per uur naar 1,9 mln m3 per uur. Dit
leidt tot een lagere behoefte aan productiecapaciteit op het Groningenveld en daarmee tot een mogelijk lagere
minimum flow.



Ook in het gasjaar 2023/2024 leidt dit tot een lagere minimum flow van circa 1,1 mln m3/h.



Het Groningenveld kan op zijn vroegst op 1 april 2024 gesloten worden waardoor de minimum flow in gasjaar
2023/2024 slechts voor een halfjaar nodig is.

DNV schat in dat de cumulatieve Groningenproductie in dit scenario mogelijk uit zou komen op 5,3 mrd. m3 en daarmee
1,0 mrd. m3 onder het meest gunstige scenario van GTS zoals weergegeven in tabel 3. Het veld zou een halfjaar (1/2)
langer open moeten blijven in vergelijking met het meest gunstige scenario zoals door GTS gepresenteerd. Een verdere
beschikbaarheid van de L-gas cavernes in Duitsland zou mogelijk tot een nog lagere cumulatieve productie en eerdere
sluiting van het Groningenveld kunnen leiden.
DNV ziet twee grote voordelen in dit scenario. Ten eerste is een lager werkvolume nodig voor de L-gas cavernes ten
opzichte van het vullen van Grijpskerk. Dit betekent bijvoorbeeld dat de productie van pseudo- L-gas in de zomer ingezet
kan worden om de gasopslag in Norg maximaal te vullen en daarmee de leveringszekerheid te verhogen. Voor een
uitgebreide uitleg zie paragraaf 4.1.5. Ten tweede is er geen onzekerheid met betrekking tot het aantal benodigde
spoelcycli. De robuustheid van deze maatregel is groot.
Gelet op bovenstaande kan DNV de uitgangspunten zoals gehanteerd door GTS valideren. Echter DNV mist in de
verschillende scenario’s een verdere uitwerking hoe de drie (3) cavernes in Epe die op het GTS netwerk zijn aangesloten
langjarig voor de markt beschikbaar gemaakt kunnen worden. Net als de ombouw van Grijpskerk is dit een mogelijkheid
die door ingrijpen te realiseren is. Een dergelijk scenario zou tot aanzienlijk lagere productievolumes uit het Groningenveld
en een eerdere sluitingsdatum kunnen leiden ten opzichte van de base-case (zonder ombouw van Grijpskerk).
Vandaar dat DNV de volgende aanbeveling doet:


Onderzoek bovenstaand scenario en breng in kaart wat de gevolgen kunnen zijn van de beschikbaarheid van
alle drie (3) de Epe cavernes in relatie tot de noodzaak tot ombouw van Grijpskerk. Indien minimalisatie van de
Groningenproductie leidend is in de besluitvorming kan dit scenario in een andere belangenafweging resulteren.

4.1.4

Minimum flow Groningenveld en leveringszekerheid

Twee functies zijn bepalend voor de sluitingsdatum van het Groningenveld: de benodigde volumes en de benodigde
capaciteit voor een betrouwbare gasvoorziening in Nederland. Ten aanzien van de volumecomponent blijkt uit de analyse
van GTS dat vanaf gasjaar 2022/2023 de gasproductie uit het Groningenveld nog slechts minimaal nodig is voor het
leveren van volumes aan de L-gas markt. Deze markt kan in een normaal jaar volledig worden beleverd door de productie
van pseudo L-gas en door de resterende Duitse L-gas productie.
De bepaling van de eventueel benodigde capaciteit wordt gebaseerd op de verplichtingen onder de EU verordening (EU)
2017/19388. Deze verordening stelt dat:
“Elke lidstaat of, indien een lidstaat daartoe besluit, zijn bevoegde instantie, waarborgt dat de noodzakelijke
maatregelen worden genomen opdat, in het geval van verstoring van de grootste afzonderlijke gasinfrastructuur,
de technische capaciteit van de resterende infrastructuur, bepaald volgens de N–1-formule als neergelegd in
punt 2 van bijlage II, in staat is om, onverminderd lid 2 van dit artikel, te voldoen aan de totale gasvraag van het
berekende gebied gedurende een dag van uitzonderlijk hoge gasvraag die met een statistische waarschijnlijkheid
van eens in de 20 jaar voorkomt.”

8 https://eur-lex.europa.eu/legal-content/NL/TXT/PDF/?uri=CELEX:32017R1938&from=SK

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 12

In het L-gas systeem wordt deze norm op regioniveau berekend waarbij de gehele L-gas markt in Nederland, Duitsland,
België en Frankrijk wordt beschouwd. Voor een uitgebreide analyse hiervan wordt verwezen naar de DNV validatie over
gasjaar 2020/20219. Volgens de analyse van GTS is de inzet van het Groningenveld voor gasjaar 2022/2023 nog steeds
nodig als back-up om aan de leveringszekerheidsnorm te voldoen. Deze eventueel benodigde back-up capaciteit van het
Groningenveld wordt enerzijds bepaald door de alternatieve productiemiddelen van (pseudo) Groningen gas en anderzijds
door de marktvraag naar (pseudo) Groningen gas. Alternatieve productiemiddelen kunnen ook in het L-gas gebied in het
buitenland liggen. Hierbij valt te denken aan de cavernes in Duitsland (Epe, Nuttermoor, Huntorf of Empelde), de
gasberging in Frankrijk (Sediane B) of de mengfaciliteiten in Rehden, Broichweiden en Lillo. Aangezien er bij een
dekkingsgraad lager dan 100% geen andere middelen beschikbaar zijn om dit capaciteitstekort op te vullen, moet het
Groningenveld bijspringen om de leveringszekerheid te garanderen. Een aantal clusters zal hiervoor op minimum flow
moeten produceren, zodat in deze situaties tijdig gereageerd kan worden. Anders kan niet worden gegarandeerd dat de
productie snel genoeg kan worden opgeschaald.
De berekeningsmethode voor de N-1 formule is in Bijlage 2 van de EU verordening (EU) 2017/1938 bepaald:

GTS geeft in haar advies aan dat voor het gasjaar 2022/2023 uit de N-1 berekening een capaciteitstekort volgt van 2,7
mln m3/uur. Deze capaciteit is vervolgens de input voor de bepaling van het aantal cluster dat operationeel moet blijven.
Vervolgens berekent GTS op basis van de vastgestelde rekenregels door het Ministerie van Economische Zaken en
Klimaat de minimumflow op het Groningenveld.
Aangezien de uitkomst van de N-1 formule bepalend is voor de raming van de Groningenproductie heeft DNV extra
aandacht aan deze berekening besteed. Hierbij heeft DNV twee belangrijke bevindingen:


In Epe zijn drie (3) zoutcavernes die rechtstreeks aangesloten zijn op het netwerk van GTS. In de berekening
gaat GTS uit van de beschikbaarheid van slechts een (1) van deze cavernes. In de validatie van de
beschikbaarheid van de L-gas bergingen wordt hier door DNV nader op ingegaan.



In het Duitse netwerk ontwikkelingsplan (NEP) lijkt de inzet van de bergingen te worden beperkt door de
capaciteiten die aan de import uit Nederland en de Duitse productie worden toegewezen. Er staat namelijk een
aanzienlijk grotere technische productiecapaciteit voor de Duitse L-gas cavernes dan wordt meegenomen. De
totale technische capaciteit is 3 mln m3/uur, terwijl slechts 1,6 mln m3/uur wordt meegenomen in de plannen.
Op pagina 46 van het ‘implementation report’ lijkt de oorzaak hiervan onder andere een economische afweging
te zijn geweest10 . In het laatste rapport van de Task Force Monitoring L-Gas Market Conversion wordt wel de
volledige capaciteit weergegeven.

In figuur 2 heeft DNV de N-1 formule uitgerekend op basis van de beschikbare technische capaciteiten van de individuele
installaties zonder transportbeperkingen. Uit deze analyse blijkt dat de het verschil tussen vraag en aanbod van capaciteit
lager is dan uit de analyse van GTS komt. Vanuit de leveringszekerheidsnorm zou het Groningenveld per 1 april 2024
gesloten zou kunnen worden.

9 https://www.tweedekamer.nl/downloads/document?id=8017514e-f035-4cc2-be26-

247e5d4c3000&title=Eindrapport%20Validatie%20van%20GTS%20advies%20van%2029%20januari%202021.pdf

10 https://fnb-gas.de/wp-content/uploads/2021/09/fnb_gas_umsetzungsbericht_2021_de.pdf

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 13

Figuur 2: N-1 formule

DNV kan de uitgangspunten voor de N-1 formule niet volledig valideren. Hiervoor is nader onderzoek nodig in hoeverre
voor de Duitse L-gas bergingen het gat tussen de in de berekening van GTS aangenomen beschikbare capaciteit en de
technische capaciteit gedicht kan worden. Daarnaast is er door GTS niet onderzocht in hoeverre er in lijn met de EU
verordening gebruik gemaakt zou kunnen worden van afschakelbare contracten met industriële grootverbruikers.
DNV doet een aantal aanbevelingen ten aanzien va de berekening van de N-1 formule:


Onderzoek de mogelijkheid om langjarige zekerheid te verkrijgen over de beschikbaarheid van de drie (3) L-gas
cavernes in Epe die rechtstreeks op het GTS net zijn aangesloten. Voor meer details zie de validatie van de
beschikbaarheid van de L-gas cavernes in paragraaf 4.1.6.



Onderzoek of de beschikbaarheid van de overige Duitse L-gas cavernes omhoog kan door ofwel de
grenscapaciteit met Nederland te verlagen of andere technische maatregelen.



Onderzoek of gebruik gemaakt kan worden van een tijdelijke onderbreking of reductie van de levering aan grote
L-gas afnemers.

4.1.5

Werkvolume Norg

Het werkvolume voor Norg is door GTS in de base case op 4 bcm gesteld. Bij de start van het gasjaar 2021/2022 was de
berging tot 5,0 bcm gevuld11 . Momenteel heeft de gasopslag een vergunning voor een werkvolume van 6 bcm. Dit
betekent dat de aanname van GTS in de base case niet uitgaat van de maximale benutting van het werkvolume in de
gasopslag Norg.
Het injecteren van pseudo L-gas in de gasopslag Norg dient twee doelen. Enerzijds speelt de opslag een rol om de
gasproductie uit het Groningenveld maximaal te reduceren. Dit wordt bereikt door het overschot aan pseudo L-gas in de
11 https://agsi.gie.eu/#/

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 14

zomermaanden op te slaan en deze volumes in de winter weer te produceren. Hierdoor krijgen de conversiefaciliteiten
van GTS een hogere benuttingsgraad. Anderzijds heeft de gasopslag Norg in de L-gas markt de grootste
productiecapaciteit. Daarmee speelt de gasopslag een belangrijke rol in het waarborgen van de leveringszekerheid voor
afnemers van L-gas (en indirect via een gereduceerd gebruik van de kwaliteitsconversie in de winter ook voor H-gas)..
Figuur 3 laat zien dat voor het vullen van de gasopslag in Norg twee gasleidingen beschikbaar zijn. Oorspronkelijk was
de berging alleen aangesloten op het netwerk van GTS via de A540 pijpleiding. Dit is een 36 inch pijpleiding met een
transportcapaciteit van 56 mln m3 aardgas per dag. Echter, deze leiding is niet in staat de maximale productiecapaciteit
van ongeveer 80 mln3 per dag in de wintermaanden af te voeren. Hierdoor was de uitzendcapaciteit van de berging
gelimiteerd door de transportcapaciteit in de A540. Ook zorgde de werkdruk in de A540 ervoor dat de injectiecompressie
op Norg niet volledig efficiënt kon worden ingezet en beperkingen opleverde voor het maximaal benutten van het
werkvolume. Een tweede leiding - de NorgroN leiding - is door de NAM aangelegd om deze beperkingen op te heffen.
Deze leiding is rechtstreeks op de ringleiding van het Groningenveld aangesloten en heeft een capaciteit van 80 mln3 per
dag. Hierdoor kan in de winter de volledige productiecapaciteit op het GTS net ingevoerd worden en kan in de zomer het
vullen van de opslag verbeterd worden.
Figuur 3: Pijpleidingen naar de gasopslag Norg12

In het gesprek met GTS is gebleken dat er tijdens de zomermaanden geen Groningenvolumes meer in de NorgroN leiding
getransporteerd worden. Hierdoor wordt de NorgroN leiding niet meer gebruikt en zorgt de lagere werkdruk in de A540
ervoor dat de opslag minder efficiënt kan worden gevuld. GTS heeft hier een aanname gedaan dat er in alle
omstandigheden 4 bcm geïnjecteerd kan worden. Ook wordt aangegeven dat 4 bcm voldoende werkvolume is om in het
komende gasjaar de Groningenproductie op minimumflow te houden.
Een belangrijke vraag hierbij is wat een eventuele hogere vulgraad van de gasopslag Norg aan voordelen zou kunnen
bieden. Deze vraag moet worden bezien in de context van de gestelde doelen die de gasopslag in Norg dient. Ten aanzien
van de minimalisering van de Groningenproductie heeft een hogere vulgraad geen effect. Een hogere vulgraad zorgt ook
niet voor een hogere productiecapaciteit. Daarmee heeft het ook geen effect op back-up productiecapaciteit van het
Groningenveld. Een hogere vulgraad zou wel kunnen bijdragen aan het reduceren van de kans dat extra
Groningenvolumes moeten worden geproduceerd in het geval van mogelijke tegenvallers op andere gebieden (zoals een
12 https://www.commissiemer.nl/docs/mer/p24/p2415/2415-002sn.pdf

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 15

hogere marktvraag). Ten aanzien van de leveringszekerheid zou een hogere vulgraad van de gasopslag Norg een grote
bijdrage kunnen leveren. Dit vermindert namelijk de afhankelijkheid in de wintermaanden van geïmporteerd H-gas. Gezien
onze aanbevelingen ten aanzien van de leveringszekerheid in de validatie over gasjaar 2021/2022 en de recente
geopolitieke spanningen met Rusland kan de gasopslag Norg een belangrijke rol spelen om de leveringszekerheid in de
Noordwest Europese markt te vergroten.
DNV kan de aanname van GTS tot het vullen van gasopslag Norg tot 4 bcm onderschrijven gelet op de technische
onzekerheid rondom de aanleverdruk van de A540. Een hogere vulgraad heeft in de base case geen effect meer op de
Groningenproductie vanuit een volume- of capaciteitsoogpunt. Echter DNV ziet dit als een minimale vulgraad en acht de
kans groot dat er in veel jaren mogelijkheden zijn meer pseudo L-gas in de gasopslag Norg te injecteren. Hierbij zou ook
de mogelijkheid onderzocht kunnen worden of de injectieperiode voor Norg tot in oktober kan doorlopen. Vandaar dat
DNV het volgende adviseert:


Onderzoek hoe een streven kan worden ingebouwd om eventuele overschoten aan stikstof maximaal aan te
wenden om gasopslag Norg zo dicht mogelijk te vullen tot de maximaal toegestane 6 bcm. Dit draagt bij aan het
verkleinen van het risico op tegenvallers van de gasproductie uit het Groningenveld en het vergroot de
leveringszekerheid in Noordwest Europa. Daarmee is het een ‘no regret’ maatregel.

4.1.6

Beschikbaarheid L-gas cavernes Epe-NL

Naast de conversiemiddelen om H-gas naar L-gas om te zetten, spelen gasopslagen een belangrijke rol bij het leveren
van voldoende productiecapaciteit. Deze gasopslagen kunnen onderverdeeld worden in (leeg geproduceerde) gasvelden
en zoutcavernes. Een caverneopslag bestaat vaak uit een cluster van meerdere cavernes. GTS gaat in haar base case
uit van het beschikbaar zijn van twee (2) L-gas caverneopslagen. Te weten: Zuidwending (6 cavernes) en een deel van
de L-gas caverneopslagen in Epe. De zoutcavernes in Epe vormen met 76 cavernes het grootste zoutcavernecluster in
Europa. Deze 76 cavernes voor aardgas zijn verder onder te verdelen in 47 cavernes voor H-gas en 29 cavernes voor Lgas. Van de 29 L-gas cavernes zijn 15 cavernes rechtstreeks aangesloten op het netwerk van GTS en 14 op het Duitse
netwerk13. De drie caverneopslagen die zijn aangesloten op het GTS netwerk worden geopereerd door Eneco, Vattenfall
en RWE Gas Storage West. In het gasjaar 2021/2022 blijkt dat alle 3 de cavernesopslagen operationeel zijn.
Tabel 3: Overzicht aardgascavernes Epe
Gaskwaliteit

Naam faciliteit

Marktgebied

Aantal
cavernes

Werkvolume

Productiecapaciteit

(mln. m3)

(m3/h)

(#)
EPE-Eneco - NL

TTF

EPE-Vattenfall -NL

TTF

EPE-Vattenfall -DE
L-gas

EPE - RWE Gas Storage

94

7

300

400.000
500.000

THE

100.00

TTF

6

296

500.000

THE

4

178

400.000

EPE – Uniper - DE

THE

10

439

1.023.541

EPE – Trianel – DE

THE

4

190

600.000

West - NL
EPE - RWE Gas Storage
West - DE

H-gas

2

13 https://www.lbeg.niedersachsen.de/download/169420/Erdoel_und_Erdgas_in_der_Bundesrepublik_Deutschland_2020.pdf

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 16

EPE – Uniper – DE

THE

29

1461

1.750.256

EPE – KGE - DE

THE

4

186

400.000

THE

10

388

870.000

EPE - RWE Gas Storage
West - DE

De minimumflow op het Groningenveld wordt voor het gasjaar 2022/2023 bepaald door de benodigde capaciteit voor de
leveringszekerheid. Na de ingebruikname van Zuidbroek II zijn volumes in de base-case niet meer nodig. GTS heeft DNV
bevestigd dat het beschikbaar zijn van alle drie de cavernes te Epe voor komend gasjaar rechtstreeks doorwerkt op de
vereiste minimumflow op het Groningenveld. In het geval alle drie de cavernes gegarandeerd beschikbaar zouden zijn
dan zou de door GTS aangegeven benodigde back-up capaciteit van 2,7 mln. m3/uur verminderen met ongeveer 0,8 mln.
m3/uur tot 1,9 m3/uur. Daarnaast zou het langjarig beschikbaar hebben van de drie cavernes de sluiting van het
Groningenveld in de base case (zonder ombouw van Grijpskerk) met 1 1/2 jaar vervroegen.
DNV onderschrijft dat GTS, als onafhankelijk netbeheerder, deze capaciteit niet zelf kan contracteren. Daarmee kan GTS
de beschikbaarheid niet zelf garanderen. Als onderdeel van de marktconsultatie over de planningsuitgangspunten
probeert GTS de beschikbaarheid te verifiëren en te bepalen in welke mate deze in de base case meegenomen kan
worden. Tijdens de laatste consultatieronde heeft GTS van 1 operator feedback ontvangen over de beschikbaarheid van
de caverne. Verder heeft DNV van GTS vernomen dat op korte termijn van een tweede operator zekerheid kan worden
verwacht. GTS zal zijn raming van de base case bijstellen indien de beschikbaarheid voor komend gasjaar wordt bevestigd.
DNV kan op basis van bovenstaande de aanname in de base case onderschrijven.
Gezien het grote belang van de beschikbaarheid van de L-gas cavernes voor de minimalisering van de
Groningenproductie zou DNV het volgende adviseren:


Onderzoek hoe de capaciteit in deze drie L-gas cavernes in Epe richting GTS gegarandeerd kan worden.
Uiteindelijke zou dit in de base case (zonder ombouw van Grijpskerk) de Groningenproductie kunnen verlagen
en kan het Groningenveld minimaal 1 1/2 jaar eerder worden gesloten.

4.1.7

LNG peakshaver

De LNG peakshaver is op dit moment gekoppeld aan het H-gasnetwerk van GTS voor de aanvoer van gas, en moet in
de zomermaanden dit gas omzetten naar vloeibaar aardgas (LNG). De installatie heeft een grote productiecapaciteit,
maar een beperkt werkvolume. Vandaar dat de installatie slechts een zeer korte periode met een hoge productiecapaciteit
kan worden gebruikt. Wanneer het werkvolume geproduceerd is, duurt het een lange periode (normaliter de
zomermaanden) om het LNG weer aan te vullen. De installatie is niet in staat om zelf stikstof te produceren, maar is
afhankelijk van externe (vloeibare) stikstof leveringen.
De peakshaver zal in het gasjaar 2022/2023 zijn omgebouwd naar een mengstation dat potentieel gedurende langere tijd
ingezet kan worden. Niet het maken van het LNG maar de beschikbare hoeveelheid vloeibaar stikstof is dan de limiterende
factor. De inzet als mengstation betekent echter dat er gelijktijdig met de inzet van H-gas in andere mengstations een
beroep wordt gedaan op het H-gas netwerk. Hiermee wordt het belang van de H-gas leveringszekerheid vergroot ten
opzichte van de huidige situatie. Aangezien GTS in haar analyses aanneemt dat H-gas altijd beschikbaar is, levert de
ombouw van de LNG peakshaver modelmatig geen andere uitkomsten op. Echter zoals in de validatie vorig jaar al
uitvoerig beschreven, neemt het belang van de leveringszekerheid van het H-gas systeem hierdoor verder toe. GTS
besteed in haar analyses verder geen aandacht aan dit aspect. Wel heeft DNV begrepen dat GTS buiten dit advies om
diverse studies naar de H-gas leveringszekerheid heeft lopen. Op basis van bovenstaande kan DNV het uitgangspunt
van GTS valideren. DNV zou wel de volgende aanbeveling willen doen:


Onderzoek welke gevolgen de omzetting van de LNG peakshaver op de leveringszekerheid van het
Nederlandse H-gassysteem heeft.

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 17

4.1.8

H-gas aanbod

GTS neemt in haar advies aan dat er altijd voldoende H-gas geïmporteerd wordt om de vereiste hoeveelheid pseudo Ggas te kunnen produceren en de L-gas exportstromen richting het buitenland te verrijken. Deze H-gas importen komen
hoofdzakelijk uit drie (3) bronnen: Noors gas, Russisch gas en LNG. De import van LNG via de GATE terminal in
Rotterdam komt voor het grootste deel uit twee landen: Rusland en de Verenigde Staten14.
De laatste tijd zijn er zorgen over de afhankelijkheid van de Russische gasstromen vanwege de hoog opgelopen
geopolitieke spanningen. Het laatste ENTSOG rapport “Union-wide simulation of gas supply and infrastructure disruption
scenarios (SoS simulation)” 202115 laat zien dat er ondanks een goed functionerende markt situaties kunnen ontstaan
waarbij onderbrekingen van de aanvoer ontstaan. In het bijzonder bij een combinatie van extreem koud weer, de
onderbreking van de aanvoerroute door Oekraïne en de onbeschikbaarheid van de Nordstream 2. Hierbij dient opgemerkt
te worden dat ENTSOG in haar analyse uitgaat van een 'koude periode in een normaal jaar', terwijl GTS in haar advies
hier een winter hanteert die een keer in de twintig jaar voorkomt (1-20 winter).
Daarnaast laat de Ten Year Network Development Plant (TYNDP)16 zien dat er de komende jaren een grotere delta in
Europa tussen de verwachte gasvraag en het langjarig gecontracteerde aanbod te verwachten is. Figuur 4 toont aan dat
Rusland hier nog steeds wordt gezien als een belangrijke bron van additioneel aardgas.

Figuur 4: De detla tussen langjarig gecontracteerd aanbod en de verwachte vraag17

In de validatie over gasjaar 2021/2022 is uitgebreid stilgestaan bij de transformatie van het Nederlandse gassysteem in
de komende jaren en het (toenemende) belang van de H-gas leveringszekerheid hierbij. De laatste leveringszekerheids
simulaties in combinatie met de analyses in het TYNDP laten zien dat er een realistische kans is op gastekorten bij
onderbrekingen in de H-gas aanvoer door Oekraïne in combinatie met de onbeschikbaarheid van de Nordstream 2.
Hierdoor lijkt het (name op de korte termijn) niet reeel aan te nemen er altijd voldoende H-gas is ten behoeve van de
stikstofinstallaties.
Op de langere termijn laten verschillende scenario’s (met name de emissieloze zoals in de World Energy Outlook 2021)
zien dat de aardgasgasvraag vanaf 2030 hard kan dalen18. De elektrificatie van het eindverbruik speelt hierbij vaak een
14

https://energy.ec.europa.eu/system/files/2022-01/Quarterly%20report%20on%20European%20gas%20markets%20Q3_2021_FINAL.pdf

15

https://www.entsog.eu/sites/default/files/2021-11/20211130_ENTSOG%20Union-wide%20SoS%20simulation%20report%202021%20%281%29.pdf

16

https://entsog.eu/sites/default/files/2021-05/7_ENTSOG%20-%20Extra%20EU%20supply%20potentials%20part%201.pdf

17 https://entsog.eu/sites/default/files/2021-05/7_ENTSOG%20-%20Extra%20EU%20supply%20potentials%20part%201.pdf
18 https://iea.blob.core.windows.net/assets/888004cf-1a38-4716-9e0c-3b0e3fdbf609/WorldEnergyOutlook2021.pdf

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 18

belangrijke rol. Het is dan ook de verwachting dat in de toekomstige Nederlandse energievoorziening elektriciteit en
waterstof een grotere rol zullen gaan spelen (bijvoorbeeld in de verwarming, mobiliteit en industrie). De
elektriciteitsproductie verschuift naar offshore wind en zon op land. Gedurende koude, donkere windarme periodes die
wellicht weken kunnen duren, zal een groot park aan regelbare generatoren (centrales, motoren, brandstofcellen,
batterijen, import, etc.) bij moeten spingen. Ook zal waterstof uit aardgas (“blauwe waterstof") hierbij een ondersteunende
rol kunnen spelen. De recente monitoringsrapportage van de gezamenlijke netbeheerders bevestigd dit beeld voor
Nederland. Figuur 5 laat zien dat er een hoge capaciteitsvraag voor aardgas in de elektriciteitssector blijft. Voor het
aardgasnetwerk is met name de behoefte van de elektriciteitscentrales (regulier en piek) van belang. Deze kunnen
optellen tot 30 GW / ~6 miljoen m3/uur.
De doorkijk van de GTS-analyse laat slechts de benodigde behoefte aan Groningen productiecapaciteit en de
leveringszekerheid van de L-gasmarkt in de periode 2022 tot 2027 zien. Het is echter zeer aannemelijk dat Nederland
ook in de toekomst in hoge mate aangewezen blijft op de nog resterende aardgasbergingen voor de waarborging van de
leveringszekerheid.

Figuur 5: Capaciteitsbehoefte van het toekomstige elektriciteitsnetwerk19

Op basis van bovenstaande kan DNV de aanname van GTS dat er altijd genoeg H-gas beschikbaar is niet valideren.
DNV doet daarbij de volgende aanbevelingen:


Onderzoek de impact op het Nederlandse gassysteem van het ENTSOG scenario waarbij gelijktijdig de
Nordstream II niet beschikbaar is en ook de importen door Oekraïne of de volledige Russische aanvoer
onderbroken zijn



Neem de lange termijn ontwikkelingen in de Nederlandse energievoorziening in beschouwing bij de bepaling
van de H-gas leveringszekerheid

4.1.9

Wobbe-index H-gas

GTS gaat in haar advies uit van een Wobbe-index voor H-gas van 51,93. Deze aanname is gebaseerd op de
productieprognoses die zijn afgegeven door de diverse producenten van aardgas uit “kleine velden”. Daarnaast gaat GTS
voor de komende jaren uit van een licht stijgende Wobbe-index. Dit wordt veroorzaakt door een afnemend aanbod van
gas uit de Nederlandse kleine velden dat wordt gesubstitueerd door andere H-gas importstromen. De Wobbe-index van
het geïmporteerde gas ligt hoger dan de Wobbe-index uit de kleine velden. Het gevolg hiervan is dat er bij iedere kubieke
19 https://www.netbeheernederland.nl/_upload/files/NetbeheerNL_Rapport-Energiesysteem_A4_FC.pdf

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 19

meter H-gas meer kubieke meters stikstof moeten worden toegevoegd om dit gas op de juiste Wobbe-index te krijgen.
De efficiency van de pseudo G-gas productie neemt daarmee af.
Figuur 6 illustreert het beleid voor pseudo-G gas om de H-gas stromen met de laagste Wobbe-index eerst te converteren
en dit aan te vullen met H-gasstromen met oplopende Wobbe-index. Dit zorgt voor een zo efficiënt mogelijke inzet van de
stikstofinstallaties. Hierbij kan het zo zijn dat LNG met een groot aandeel hogere koolwaterstoffen wellicht niet te
converteren is tot volwaardig pseudo G-gas. Pseudo-G-gas moet namelijk naast de Wobbe-index ook voldoen aan andere
kwaliteitseisen (calorische waarde, methaangetal, etc.)). Dit kan niet altijd worden gehaald door meer stikstof toe te
voegen. Voor de pseudo G-gas productie wordt dus een strikte voorkeur aangehouden in H-gas stromen die als eerste
worden ingezet voor conversie en wordt LNG vooral gebruikt voor export.
De Wobbe-Index wordt berekend op basis van de volgende formule:

Hierbij is W de Wobbe-index in MJ/Nm3, Hs de calorische bovenwaarde en d relatieve dichtheid ten opzichte
van lucht.

Figuur 6: Inzetvoorkeur voor H-gas conversie naar pseudo G-gas. Normaal jaargemiddeld aanbod en
mogelijke tijdelijke ongunstige marktsituatie20

De Wobbe-index van het Groningengas ligt op 43,8. Binnen Nederland moet het gas voor de eindverbruikers van G-gas
liggen tussen 43,5 en 44,421. Dit betekent dat er voldoende stikstof aan het H-gas moet worden toegevoegd om de Wobbeindex minimaal op 44,4 te krijgen. De exacte calorische bovenwaarde en de dichtheid van het H-gas bepalen hoeveel
kubieke meter stikstof er aan een kubieke meter H-gas moet worden toegevoegd voordat deze geschikt is voor een Ggas eindverbruiker. Voor de export van L-gas over de punten Winterswijk, Zevenaar en Hilvarenbeek geldt een Wobbeindex van 46,5. Dit betekent dat GTS het in Nederland geproduceerde G-gas kan verrijken met een bepaalde hoeveelheid
H-gas totdat de Wobbe-index van het G-gas een maximale waarde van 46,5 bereikt.
Naast een inschatting van de productie uit kleine velden is het voor de berekening van de benodigde productiecapaciteit
uit het Groningenveld van belang uit welke Wobbe-index het geïmporteerde H-gas zal bestaan. In de berekening van GTS
wordt rekening gehouden met een jaargemiddelde Wobbe-index van (geïmporteerd) H-gas. GTS geeft aan dat het lastig
is om precies in te schatten wat de Wobbe-index van de toekomstige aanbodmix zal zijn. Er wordt in de GTS-analyse
rekening gehouden met een onzekerheid van de H-gas Wobbe-index van +/- 0.3 als een van de gevoeligheden in de
analyse. De waarde van +/- 0.3 komt uit een analyse van historische Wobbe-index variaties. De impact van de
20 Illustratie DNV
21 https://wetten.overheid.nl/BWBR0035367/2022-01-01

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 20

jaargemiddelde H-gas wobbe-variaties op de sluitingsdatum van Groningen is klein ten opzichte van een aantal andere
onzekerheden . Echter in combinatie met andere tegenslagen zou het er wel toe kunnen leiden dat de sluitingsdatum een
jaar vertraging oploopt.
Naast de variaties in de jaargemiddelde Wobbe-index kan bij ongeplande uitval van een grote H-gas bron de Wobbeindex potentieel tijdelijk significant hoger zijn. Dit kan leiden tot een mindere efficiënte inzet van stikstof. Hierbij kan
bijvoorbeeld gedacht worden aan LNG dat een aanmerkelijk hogere verbrandingswaarde kan hebben. Als dit de
mengstations bereikt op de Maasvlakte (bij de peakshaver), Pernis of Wieringermeer zal met dezelfde stikstofhoeveelheid
minder G-gas geproduceerd kunnen worden. GTS geeft aan dat deze ongeplande uitval met de reguliere back-up
middelen (stikstof Pernis andere G-gas middelen) opgevangen kan worden. De kans dat zowel de H-gas Wobbe-index
zeer hoog is en er daarnaast sprake is van een extreem hoge gasvraag (dus minder G-gas productie én hoge marktvraag)
is niet beschouwd. Het betreft in de ogen van GTS namelijk een samenloop van unieke omstandigheden de benodigde
en beschikbare capaciteiten zo dicht bij elkaar liggen dat dit tot problemen zou kunnen leiden. Bij mogelijke toekomstige
invoeding van LNG in de Eemshaven kan dit ook de mengstations in Zuidbroek bereiken met een soortgelijke impact als
hierboven beschreven.
Daarnaast is hierbij het beeld dat het niet zozeer de vraag is of er wel voldoende pseudo G-gas zal zijn met de juiste
Wobbe-index, maar dat er wellicht tijdelijke marktsituaties kunnen ontstaan waardoor het pseudo G-gas qua overige
specificaties (calorische waarde, methaangetal etc.) lokaal sterk kunnen gaan fluctueren. In latere jaren zakt de
marktvraag naar L-gas zo sterk dat er een steeds ruimere buffer ontstaat. Echter het is niet uit te sluiten dat er de komende
jaren ongeplande problemen kunnen ontstaan bij de productie van pseudo G-gas bij het wegvallen van een grote H-gas
importstroom en bergingen (zeker indien Grijpskerk wordt geconverteerd naar L-gas).
Op basis van bovenstaande kan DNV de aannames van GTS ten aanzien van Wobbe-index onderschrijven en worden
geen grote problemen ten aanzien van de Wobbe-index verwacht. Wel zou DNV de volgende aanbeveling doen:


Onderzoek of er aanleiding is dat mogelijke kortdurende significante toenames van de Wobbe-index de
productiecapaciteit van pseudo G-gas verlagen

4.1.10 Temperatuurprofielen
GTS maakt in haar analyse gebruik van temperatuurprofielen van de afgelopen 30 jaar gemeten in De Bilt. De inschatting
van de binnenlandse marktvraag wordt gebaseerd op de KEV 2021 en voor de buitenlandse markten op de gegevens die
door de Task Force Monitoring L-Gas Market Conversion worden aangeleverd. Op basis van de temperatuurprofielen
wordt de verwachte L-gas marktvraag als functie van het aantal graaddagen gemodelleerd.
De L-gas markt bestaat voor een significant deel uit kleinverbruikers. Voor deze verbruikers is de consumptie van aardgas
grotendeels afhankelijk van de temperatuur. Een ander deel bestaat uit industrieën of elektriciteitscentrales. De
industrieën nemen veelal gelijkmatig gas af die weinig correlatie heeft met de temperatuur. De inzet van
elektriciteitscentrales en daarmee de gasvraag is moeilijker te voorspellen. Alleen centrales die ook warmte leveren aan
omliggende industrieën of huishoudens kennen een redelijk voorspelbaar patroon van de gasvraag. Deze worden
gedreven door de warmtevraag die meestal een temperatuurrelatie of constante vraag kent.
Voor de berekening van de omvang van de eindverbruikersgasmarkt en de gevraagde capaciteit is de
temperatuurafhankelijkheid dus een belangrijke input parameter. Het gebruiken van historische data kent echter een
intrinsieke onzekerheid. De daadwerkelijke (piek)vraag van de Nederlandse kleinverbruikersmarkt gedurende een 1-op20 winter situatie zou in de 2022-2030 periode significant kunnen afwijken van het gedrag uit het verleden. De oorzaken
hiervoor zijn:


De data van marktgedrag tijdens 1-op-20 winter periodes is schaars.



De markt evolueert continu. Woningen en kantoren worden beter geïsoleerd, oude woningen worden
vervangen door all-electric alternatieven, en conventionele lage rendement ketels en gaskachels worden

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 21

vervangen door intelligente condenserende ketels. De markt zal significant verandert (kunnen) zijn ten
opzichte van 1995-1996.


Zeer koude winterdagen verschillen onderling sterk in karakter. Het kan een dag betreffen van -12 oC met
windkracht 6 uit het oosten of -18 oC met een stralende zonneschijn. Ook zullen niet overal in Nederland
dezelfde wintercondities aanwezig zijn. Tevens zal pas na meerdere zeer koude dagen, dus pas als de
externe gebouwconstructies helemaal afgekoeld zijn, de betreffende “-15.5 oC piekvraag” optreden.

Al deze effecten resulteren uiteindelijk in een significante onzekerheid in de capaciteits- en vraagbehoefte van de Ggasmarkt. GTS geeft niet aan wat de omvang van deze onzekerheid is, maar houdt in haar analyse een algehele provisie
aan voor een onverwacht hoge aardgasvraag voor binnenland en export. Aangezien het hier een zeer korte periode (20232026) betreft is de verwachting dat deze effecten beperkt zijn en is een meer diepgaande analyse van de onzekerheden
in de “1-op-20 jaar piekvraag” dan ook niet noodzakelijk.
Daarmee kan DNV dit uitgangspunt van GTS valideren en zijn er geen verdere aanbevelingen op dit punt.

4.1.11 Binnenlandse G en H-gasvraag
GTS gebruikt in haar advies de KEV2021 als basis om de binnenlandse gasvraag te schatten. Hierbij geeft GTS aan dat
de KEV 2021 een reductie van het gasverbruik laat zien ten opzichte van de KEV2020. Het verschil is 1 mrd m3 in 2022
oplopend tot 2 mrd m3 in 2024. De daling wordt veroorzaakt door een verminderde aardgasinzet voor de
elektriciteitsproductie.
Figuur 7: Elektriciteitsproductie per herkomst22

De voornaamste reden voor de daling is een vermindering van het aantal vollasturen van de centrale gasgestookte
elektriciteitsopwekking. Deze zorgt voor een lagere gasconsumptie. De toename van de duurzame stroomopwekking door
wind en zon leidt ertoe dat er minder gasgestookte centrales nodig zijn om de overige stroomvraag in te vullen. Deze
centrale

gasgestookte

centrales

gebruiken

voornamelijk

H-gas.

Het

aardgasverbruik

in

de

decentrale

elektriciteitsopwekking laat geen significante daling zien. In dit segment wordt nog wel veel G-gas geconsumeerd. In

22 https://www.pbl.nl/publicaties/klimaat-en-energieverkenning-2021

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 22

tegenstelling tot de KEV2021 laat de monitoring rapportage van Tennet juist een toename zien van de vollasturen van de
gasgestookte elektriciteitsopwekking 23.
Figuur 8 laat de toename van de energieopbrengst uit zon en wind zien die volgens het PBL tussen 2020 en 2022
respectievelijk 64% voor zon (van 8,1 naar 13,4 TWh) en 78% voor wind (van 15,3 naar 27,4 TWh) bedraagt. De stijging
van het opgesteld vermogen voor zon en wind bedraagt tussen 2020 naar 2022 respectievelijk 39% (voor zon) en 27%
(voor wind). Aangezien de stijging van de opgewekte stroom sneller stijgt dan het opgestelde vermogen, betekent dit dat
het PBL uitgaat van een forse stijging van het aantal vollasturen van deze technologieën.
Figuur 8: Elektriciteitsopwekking wind en zon24

Deze stijging is voor wind is te verklaren door de stijging van het opgestelde vermogen voor wind vanwege de
ingebruikname van een aantal offshore windparken. Deze parken hebben ongeveer 5000 vollasturen. Dit ligt fors hoger
dan de huidige 2500 vollasturen van het gemiddeld opgesteld vermogen aan wind in Nederland. Ook voor wind op land
wordt een aanzienlijke stijging verwacht in het aantal vollasturen voor nieuwe windparken. De stijging van het aantal
vollasturen voor zon is wat moeilijker te verklaren. Nieuwe installaties hebben met 900 vollasturen een hoger aantal
vollasturen dan de huidige 750-800 vollasturen25. Het is moeilijk voor te stellen dat gecombineerd met de bestaande
installaties het totale opgestelde vermogen aan zon 900 vollasturen uitkomt. Figuur 9 toont de ontwikkeling van het aantal
vollasturen.
Figuur 9: Ontwikkeling van het aantal vollasturen

23

https://www.tennet.eu/fileadmin/user_upload/Company/Publications/Technical_Publications/Dutch/TenneT_Rapport_Monitoring_Leveringszekerheid_2021.pdf

24 https://www.pbl.nl/sites/default/files/downloads/pbl-2021-klimaat-en-energieverkenning-2021-4681.pdf
25 https://www.rijksoverheid.nl/binaries/rijksoverheid/documenten/rapporten/2021/09/2023/monitor-zon-pv-in-nederland/Monitor+Zon-PV+2020.pdf

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 23

In werkelijkheid zal de opbrengst van zonne- en windparken fluctueren op basis van het daadwerkelijk aantal zonuren en
de windsnelheden. Wanneer deze leiden tot een lagere opbrengst, zal dat gecompenseerd moeten worden met
conventionele stroomopwekking. Aangezien de kolencentrales in Nederland gelimiteerde draaiuren hebben, is het
aannemelijk dat dit tekort (deels) door gascentrales opgevangen zal worden. Omgekeerd is het ook mogelijk dat de
opwekking hoger zal zijn dan verwacht. In dat geval zullen de gascentrales waarschijnlijk een lager aantal vollasturen
hebben.
Daarnaast is de Nederlandse stroommarkt via de diverse import- en exportkabels op grenspunten verbonden met de
Europese stroommarkt. In omliggende landen, zoals Duitsland, wordt het vermogen kolengestookte centrales en nucleaire
centrales afgebouwd. Het is daarmee niet ondenkbaar dat de Nederlandse gascentrales (afhankelijk van de prijsvorming
op de gasmarkt) een deel van deze capaciteit zullen gaan invullen.
In de door GTS verwachte daling van de inzet van het gasgestookt vermogen zit dus een aanzienlijke mate van
onzekerheid. De verwachting is dat een eventuele tegenvallende daling van de gasvraag voor de centrales die op H-gas
werken geen impact heeft op de vraag naar L-gas. Echter, voor de voorziene vraagreductie op de L-gas markt zou dit wel
kunnen leiden tot een hoger dan verwachte vraag. Figuur 10 toont aan dat de verkenning van het PBL een grote mate
van onzekerheid kent en vaak te optimistisch is gebleken.
Figuur 10: Realisaties en PBL voorspelling van primair energieverbruik aardgas26

DNV kan op basis van bovenstaande de aanname van GTS onderschrijven om de KEV2021 als basis voor de
binnenlandse marktvraag te nemen. De KEV2021 is de meest recente verwachting van de ontwikkeling van de
Nederlandse energievraag en neemt de actuele beleidsontwikkelingen in ogenschouw. Wel vindt DNV het verstandig dat
GTS in de gevoeligheidsscenario’s een 5% stijging van de L-gas marktvraag meeneemt.

4.1.12 Exportvolumes
GTS neemt in zijn advies de exportvolumes aan op basis van de Winter Report 2022 van de Task Force Monitoring LGas Market Conversion. Hierin worden de laatste inzichten met betrekking tot de aardgasvraag in de L-gas
eindverbruikersmarkt meegenomen en de meest actuele planning ten aanzien van de ombouw van eindverbruikers in het
buitenland.
Ondanks de Covid-19 pandemie ligt de ombouw van eindverbruikers nog steeds op schema. In België is de meest recente
verwachting zelfs dat de ombouw kan worden versneld zodat er vanaf gasjaar 2024/2025 geen L-gas vanuit Nederland
meer nodig is. In Duitsland, daarentegen, is de gemiddelde marktvraag voor L-gas verhoogd met 200 tot 600 mln. m3.
Deze verhoging wordt toegeschreven aan een lagere conversie efficieny bij het eindverbruik van aardgas. Het effect van
26 https://www.pbl.nl/onderwerpen/energie-en-energievoorziening/publicaties

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 24

de huidige hoge gasprijzen is hierin niet meegenomen. Verder blijkt dat de Duitse L-gas cavernes in het vorige gasjaar
niet helemaal gevuld waren bij de start van de winter en wordt er gewaarschuwd dat dit voor het huidige gasjaar jaar extra
vraag kan creëren. Verder blijkt dat de voorspelling van de Duitse gasproductie naar beneden is bijgesteld. Deze is
verlaagd met 255 tot 300 mln. m3. Het effect van een verhoogde Duitse L-gas vraag en een verlaagde gasproductie
vertaalt zich slechts gedeeltelijk naar een extra vraag voor pseudo L-gas. In Nederland kan het geproduceerde L-gas
namelijk worden verrijkt met H-gas. Dit betekent dat een stijging in de L-gas vraag in Duitsland slechts voor ongeveer
40%-60% doorwerkt in een hogere vraag naar pseudo L-gas voor Nederland.
Op basis van de data die door Trading Hub Europe (THE) is gepubliceerd heeft DNV een analyse van de
vraagontwikkeling van de Duitse L-gasmarkt gemaakt27. Uit figuur 11 kan inderdaad worden afgeleid dat de vraag naar
L-gas het afgelopen gasjaar met 6 TWh gestegen is ten opzichte van het jaar daarvoor. Deze stijging van de vraag wordt
gedreven door een stijging in het huishoudelijke segment, terwijl het industriële segment juist een daling laat zien. Het is
mogelijk dat dit het gevolg is van het toegenomen thuiswerken en een lagere kantoorbezetting veroorzaakt door de Covid19 pandemie. Het is daarom de vraag hoe structureel deze stijging is.
Figuur 11: Ontwikkeling Duitse L-gas vraag

Op basis van de data die door Gasunie Deutschland28 en Nowega29 wordt gepubliceerd heeft DNV een analyse van de
Duitse productiecapaciteit uitgevoerd. Figuur 12 laat zien dat de Duitse productiecapaciteit inderdaad langzaam afneemt.
Echter de gerealiseerde productiecapaciteit loopt redelijk in lijn met de voorspelde capaciteiten. De tussentijdse bijstelling
naar beneden blijkt nog niet uit de meest recente data. Het is de verwachting dat de recente ontwikkeling van de gasprijs
en de politieke perceptie van de binnenlandse gaswinning naar aanleiding van de oorlog tussen Rusland en Oekraïne
eerder zullen leiden tot een vertraging in de daling. Deze vertraging wordt veroorzaakt door een opleving van de
stimulering van de Duitse binnenlandse productie.

27

https://www.tradinghub.eu/en-gb/Download/Download-center-THE

28 https://transparenz.gasunie.de/
29 https://transparenz.nowega.de/

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 25

Figuur 12: Ontwikkeling capaciteit Duitse gasproductie

DNV heeft onvoldoende onderbouwing om de aannames van GTS ten aanzien van de Duitse exportvraag en Duitse
productie te valideren. De door DNV uitgevoerde analyse ondersteunen de bijstellingen van de Duitse cijfers niet
zondermeer. DNV beveelt het volgende aan:


Nader onderzoek uit te voeren naar de achterliggende oorzaak van de stijging van de Duitse L-gas vraag.



Nader onderzoek uit te voeren naar gevolgen van de spanningen in Oekraïne op de stimulering van de Duitse

Belangrijk is te begrijpen in welke mate deze structureel is.
binnenlandse productie.

4.1.13 Ombouw grootverbruikers
De Gaswet schrijft voor dat na 1 oktober 2022 er niet meer dan 100 miljoen kuub per jaar aan laagcalorisch aardgas mag
worden onttrokken aan het gasnet door afnemers en dat afnemers die in de gasjaren 2016/2017, 2017/2018 en 2018/2019
in ten minste twee van die gasjaren meer dan 100 miljoen kuub per jaar hebben onttrokken uit het laagcalorische gasnet
geen gas meer mogen onttrekken via die verbinding. GTS heeft van 9 (industriële) grootverbruikers een meldingsformulier
ontvangen die per 1 oktober 2022 geen laagcalorisch gas meer mogen gebruiken. Deze grootverbruikers moeten daarom
worden overgezet naar hoogcalorisch gas.
GTS geeft in haar advies aan dat het in de base case ervan uitgaat dat vier (4) van de negen (9) grootverbruikers voor de
start van het gasjaar 2022/2023 zijn omgebouwd van het L-gas naar het H-gas systeem. Deze ombouw is voor een (1)
grootverbruiker in augustus 2021 reeds afgerond. Voor drie andere grootverbruikers is de verwachting dat deze voor de
start van het gasjaar 2022/2023 zijn omgebouwd. Vijf (5) grootverbruikers zijn niet voor de start van het gasjaar 2022/2023
omgebouwd.
Op basis van deze planning geeft GTS aan dat de vertraging in de ombouw geen impact heeft op de sluitingstermijn van
het Groningenveld. In de base case zijn geen volumes uit Groningen meer nodig voor de L-gas markt. De
productievolumes uit het Groningenveld worden grotendeels bepaald door de benodigde capaciteit om de
leveringszekerheid te kunnen garanderen. Hoewel DNV niet precies weet wat de capaciteiten van de laatste 5
grootverbruikers zijn, wordt deze op ongeveer 300.000 m3/h geschat. Aangezien de door GTS ingeschatte capaciteit voor
het gasjaar 2022/2023 nog 2,7 mln m3/h bedraagt, zou een tijdige omschakeling van alle L-gas grootverbruikers inderdaad
niet leiden tot een eerdere sluiting van het Groningenveld. Wel leidt de vertraging in de ombouw tot een grotere
capaciteitsbehoefte dan in het geval van een tijdige ombouw. Als alle grootverbruikers tijdig waren omgebouwd was de
behoefte aan productiecapaciteit op het Groningenveld in het GTS advies rond de 2,4 mln m3/h uitgekomen. Dit had

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 26

mogelijk geleid tot een lager aantal clusters dat beschikbaar zou moeten zijn op het Groningenveld. Uiteindelijk zou dit
kunnen resulteren in een lagere minimum flow.
Op basis van bovenstaande kan DNV de aannames van GTS onderschrijven. Wel merkt DNV op dat een tijdige ombouw
van de L-gas grootverbruikers mogelijk had kunnen resulteren in een lagere minimum flow voor gasjaar 2022/2023 en
verder. DNV ziet echter momenteel geen mogelijkheden om deze ombouw voor het gasjaar 2022/2023 nog te versnellen.
DNV adviseert het volgende:


Maak inzichtelijk welke impact een versnelde ombouw van de resterende L-gas grootverbruikers heeft op de
behoefte aan productiecapaciteit op het Groningenveld

4.2

Gevoeligheidsanalyse

Net als in eerdere adviezen voert GTS zowel een gevoeligheidsanalyse uit op de capaciteitsbalans als op de
volumebalans. Deze capaciteitsbalans is de uitkomst van de N-1 berekening. Ten aanzien van de capaciteitsbalans neemt
GTS in haar analyse een aantal gevoeligheden mee die individueel de grootste positieve of negatieve impact kunnen
hebben op de sluitingsdatum van het Groningenveld. Dit betreft 1) de impact van wel/ geen gasopslag Epe beschikbaar,
2) wel/geen opslag Grijpskerk op G-gas, 3) sterk hogere marktvraag, 4) niet beschikbaar stikstofinstallatie Zuidbroek en
5) hogere/lagere H-gas Wobbe-index. Een aantal gevoeligheidsscenario’s (vertraging Zuidbroek, hogere marktvraag,
hoge H-gas Wobbe) zijn stochastisch van aard, terwijl de beschikbaarheid van Epe/ Grijpskerk gedurende 2022 duidelijk
zouden moeten worden. Wel/niet beschikbaar zijn van Epe en/of

Grijpskerk geven individueel aanleiding tot

onzekerheden van ongeveer één jaar in de sluiting van Groningen. De overige effecten worden individueel kleiner
ingeschat. Ook de kans dat twee stochastische effecten tegelijk op kunnen treden en samen tot significante vertraging
kunnen leiden wordt klein ingeschat. Dit met name vanwege de korte periode waarin deze onzekerheden spelen. Kortom
de kans dat in 2025 zowel de marktvraag zeer hoog is en Zuidbroek ook niet beschikbaar is wordt niet beschouwd en op
dit moment verwaarloosbaar geacht ten opzichte van de onzekerheden in beschikbaarheid Epe en/of Grijpskerk. Ten
aanzien van de volumebalans neemt GTS in haar analyse dezelfde gevoeligheden mee als in de capaciteitsanalyse.
Alleen wordt voor het volume ook een hogere minimum flow meegenomen en een derde cleaning cyclus op Grijpskerk.
DNV onderschrijft dat deze gevoeligheden de grootste impact op de capaciteits- en volumebalans hebben. In het kader
van de oorlog in Oekraïne zou het te overwegen zijn om ook een gevoeligheid uit te voeren op de beschikbaarheid van
H-gas. Dit zou kunnen helpen inzichtelijk te maken in welke jaren een dergelijke onderbreking impact zou kunnen hebben
op de capaciteits- of volumebalans voor het Groningenveld.
In de gevoeligheidsanalyses wordt de ombouw van Grijpskerk als base case genomen. Voor het inzicht in de toegevoegde
waarde van deze maatregel en de robuustheid ten opzichte van andere onzekerheden zou het beter zijn om de base case
weer te geven zonder de ombouw van Grijpskerk. Zeker zolang hier nog geen beslissing over is genomen. Nu is het niet
mogelijk om inzicht te krijgen in de volumebalans voor het Groningenveld als de ombouw van Grijpskerk niet doorgaat.
De koppeling tussen de capaciteitsbalans en de volumebalans is lastig te leggen. Met name is het niet duidelijk waarom
gevoeligheden die leiden tot een lagere capaciteitsvraag zoals een lagere Wobbe-index en het beschikbaar zijn van alle
Epe-cavernes niet leiden tot een lagere volumevraag. Nu worden al deze gevoeligheden op hetzelfde productievolume
geschat, terwijl in het vorige advies een dalende capaciteitsbehoefte zich ook vertaalde in een dalende minimum flow.
DNV kan de gevoeligheidsanalyse van GTS deels valideren. Het is echter niet duidelijk waarom een lagere
capaciteitsbehoefte bij een aantal gevoeligheden zich niet vertaalt in een lagere volumevraag. DNV beveelt ten aanzien
van de gevoeligheidsanalyse het volgende aan:


Maak inzichtelijk waarom gevoeligheden die leiden tot een lagere capaciteitsvraag niet leiden tot een lagere
volumevraag. Op basis van het voorgaande advies lijkt een lagere capaciteitsbehoefte zich ook zou vertalen in
een lagere minimum flow.



Gebruik het ombouwen van Grijpskerk niet als base case zolang dit besluit nog niet genomen is. Dit maakt het
makkelijker om verschillende maatregelen met elkaar te vergelijken.

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 27



Voeg een gevoeligheid toe met betrekking tot de beschikbaarheid van H-gas.

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 28

APPENDIX A
Vragenlijst
Deze vragenlijst is gebruikt als leidraad bij het gesprek met GTS (d.d. 7-2-2022)

Procesmatig


Zijn er nog grote wijzigingen geweest in het model?



Is er een vier ogen controle geweest op de wijzingen en uitkomsten van het model?



Hoe is er omgegaan met de reacties uit de marktconsultatie die eindigde op 10 december 2020?

Inhoudelijk
A. Planningsuitgangspunten/ H-gasaanbod
1.

Wat is de status van de eventuele conversie van UGS Grijpskerk van H-gas naar pseudo G-gas?


Op welke wijze draagt een ombouw van UGS Grijpskerk bij aan het reduceren van de benodigde
Groningen volume en/of capaciteit?



Waarom is er pas een effect zichtbaar in het gasjaar 23/24 en niet eerder t.o.v. de base case? Wij hadden
een jaar eerder verwacht.



Wat is de impact van het omzetten van UGS Grijpskerk op H-gas voor de beschikbaarheid van H-gas
(capaciteit)? En de N-1 norm in het H-gassysteem?

2.

Wij begrijpen dat GTS nu instructies aan marktpartijen (m.n. GasTerra) kan geven wanneer er (kwaliteits)

3.

Wat is de timing van eventuele sluitingen en/of conversies van L-gascavernes en hoe worden deze

4.

Wat zijn de uitgangspunten t.a.v. het werkvolume van UGS Norg? Is dit 4 bcm of inmiddels al 6 bcm? Als Norg

onbalans in het systeem ontstaat. Wat zijn de eventuele gevolgen van een sluiting van GasTerra in 2024?
meegenomen in de modellering?
tot 6 bcm zou worden gevuld met het gereedkomen van Zuidbroek II, zou Groningen in een koud jaar dan ook
naar 0 kunnen? Of ontstaat er dan een capaciteitstekort en kan het volume niet tijdig uit de berging naar de
markt afgevoerd worden?
5.

Voor de inschatting van de capaciteit wordt uitgegaan van een koud moment (bijv. dag). Een langdurige koude
periode kan ook volume vergen. Worden dergelijke situaties ook gemodelleerd? En op welke wijze wordt het
aanbod uit de Gate-terminal (voor de aanvoer van H-gas voor mengstations) in zo'n situatie dan meegenomen?

6.

Tijdens een koude winterpiek kan de gasvraag in omringende landen ook hoog zijn. Dit kan invloed hebben op
de beschikbaarheid van H-gas en de transit behoefte.



Hoe worden zulke situaties meegenomen?
ENTSOG gaat in hun analyse uit van een 'koude periode in een normaal jaar'. In hoeverre is dit anders dan
het doorrekenen van een koud jaar?

7.

Hoe wordt er omgegaan met fysieke beperkingen binnen aardgasnet aangezien capaciteiten op dit moment
worden gestapeld. Zijn er ook simulatiepakketten gebruikt naast het Excelmodel?

B. Leveringszekerheid bij lage temperaturen
8.

De maximale uitzendcapaciteit van een berging kan afhankelijk zijn van de vulgraad. Is dit bij UGS Norg ook het
geval en hoe wordt deze relatie dan meegenomen in de modellering? Wordt er bijvoorbeeld van uitgegaan dat
de uitzendcapaciteit lager is naar mate het seizoen vordert omdat het aannemelijk is dat de vulgraad laag is.

9.

In de berekening wordt rekening gehouden met een gemiddelde Wobbe-index van (geïmporteerd) H-gas.
Echter, de Wobbe-index kan potentieel hoger tijdens momenten met lage temperaturen en leiden tot een minder
efficiënte inzet van stikstof. Hoe wordt (de kans op) dergelijke situaties meegenomen?

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 29

10. Wat zijn de aannames omtrent het gebruik van de elektriciteitscentrales bij koud weer? Indien deze ook
maximaal afnemen op koude dagen is er dan voldoende H-gas capaciteit?

C. Impact van externe ontwikkelingen: COVID & stikstofproblematiek
11. Ombouw van L-gas naar H-gas in het buitenland: Wat is de impact van COVID op de ombouwplannen?
12. Planning Zuidbroek II: Hoe wordt omgegaan met de eventuele impact van een nieuwe COVID-golf op de bouw
van de stikstofinstallatie? Wat wordt gedaan om het kritische tijdspad te bewaken? Er wordt gesproken over
"beperkende maatregelen" die van belang zijn voor de voortgang. Zijn dit Nederlandse maatregelen of gaat dit
over wereldwijde maatregelen?
13. Ombouw industriële grootverbruikers:


GTS gaat ervan uit dat de laatste vier (van de negen) grootverbruikers in de loop van 2022/2023 worden
omgebouwd. Echter, vanuit de wet mogen deze negen bedrijven vanaf oktober 2022 geen L-gas meer
gebruiken. Zou de base case niet moeten zijn dat alle negen bedrijven van oktober 2022 geen L-gas meer
krijgen?



(Hoe) heeft COVID impact op de planning?

14. Hoe wordt omgegaan met de stikstofproblematiek voor deze onderwerpen?

D. Back-up/N-1:
15. Heeft een verkorting van de winterperiode (nu november tot en met maart) invloed op het aantal clusters dat
stand-by moet staan en daarmee het Groningenvolume o.g.v. de minimum flow.
16. Is UGS Norg nog steeds de grootste individuele infrastructuur of zijn er andere belangrijke installaties
bijgekomen wanneer wordt ingezoomd op de H-gasmarkt? Bijvoorbeeld Oude-Statenzijl voor de aanvoer van Hgas.

E.

Marktontwikkelingen/ KEV 2020
17. Is de impact van de sluiting van de kolencentrales op de Nederlandse gasvraag duidelijk?
18. Wat gebeurt er met de cavernes (bijv. overzetten op H-gas, sluiting, aansluiten op Duitse netwerk)?
19. In de consultatie is er een opmerking ontvangen over de modellering van de Franse en Belgische gasvraag. Is
deze opmerking meegenomen in de analyse? Waarom wel of waarom niet?

DNV – Rapportnr.: 202793-RM 22-0497, Rev. 2 – www.dnv.com

Page 30

Over DNV
De drijfveer van DNV is het waarborgen van leven, eigendommen en het milieu. Vanuit deze doelstelling helpt DNV
organisaties de veiligheid en duurzaamheid van hun bedrijfsvoering te verbeteren. DNV is 's werelds grootste
classificatiemaatschappij voor schepen en offshore-installaties. Het bedrijf speelt tevens een toonaangevende rol als
technisch adviseur voor de olie- en gassector en als inhoudelijk expert voor bedrijven in de energiewaardeketen. DNV is
bovendien een van de grootste certificatie-instellingen wereldwijd.