Onderzoek 8: Effecten van een eventuele productiebeperking op de gasbaten
1.Inleiding
In deze notitie worden de effecten van een eventuele productiebeperking op de gasbaten voor de
periode 2014-2024 nagegaan. Volumebeperkingen van de productie van Groningengas leiden tot
een neerwaarts effect op de baten. Het Groningengas is een belangrijke bron van gas op de
Europese markt. Indien de beperkingen substantieel zijn kan dit de marktprijs beïnvloeden
waardoor de daling van de baten deels gemitigeerd zou kunnen worden. Hierbij geldt hoe groter de
reductie hoe groter het effect op de prijs zou kunnen zijn. Bij het analyseren van de gevolgen voor
de baten moet dus rekening gehouden met eventuele prijseffecten. Bij een reductie van het
Groningenvolume is uitgegaan van vier scenario’s:
a) beperking tot 40 miljard m3
b) beperking tot 35 miljard m3
c) beperking tot 30 miljard m3
d) beperking tot 20 miljard m3
2.Uitgangspunten voor volumina en prijzen
Uitgangspunt voor de Groningenproductie is het volgende profiel (in miljarden m3):

verwachte Groningenproductie
50,0

40,0

30,0

20,0

10,0

0,0
2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

Op hoofdlijnen is de verwachte productie:




voor 2014, 2015 en 2016 ongeveer 46 tot 47 miljard m3;
vervolgens langzaam dalend naar 40 miljard m3 in 2020;
en vanaf 2020 een versnelling van de afname tot ongeveer 30 miljard m3 in 2024.

Indien er prijseffecten zijn als gevolg van een beperking van de Groningenproductie dan is dit ook
van invloed op de baten die voortvloeien uit de kleine velden. De productie van gas uit de
Nederlandse kleine velden bedraagt naar verwachting in 2014 ongeveer 24 miljard m3 en die zal
afnemen tot ongeveer 10 miljard m3 in 2024.

1

Voor prijzen wordt uitgegaan van de ICE-ENDEX prijzen, waarop de forward prijzen tot en met
2019 staan. Voor 2020 en verder is het prijsniveau van 2019 aangehouden. Op de ENDEX staan de
prijzen in €/MWh en die zijn omgerekend naar ct/m3. Kort samengevat, ontstaat dan het volgende
basispad voor de totale gasbaten (inclusief Vpb) in miljoenen euro’s:

Merk op dat de baten halveren in 10 jaar tijd, namelijk van € 13 miljard in 2014 tot € 6,5 miljard in
2024. Dit wordt vooral veroorzaakt door de dalende productie, globaal van 71 miljard m3 in 2014
tot 39 miljard m3 in 2024.
3.Omgevingsfactoren
Aan de orde komen een aantal omgevingsfactoren die voor de analyse van belang zijn.
a) volume Groningen
Het verwachte Groningenprofiel laat een dalend profiel zien. Dit dalende profiel is op hoofdlijnen in
de markt bekend aangezien dit regelmatig naar de buitenwereld is gecommuniceerd. Enkele
voorbeelden hiervan:
1) er is aangegeven dat vanaf ongeveer 2020 Groningen in decline gaat en dat in het
verlengde hiervan de Nederlandse productie tegen 2024 gedaald is onder het niveau van
de binnenlandse consumptie;
2) de discussies rondom de gassamenstelling en ombouw in Duitsland, Frankrijk en België in
verband met de verminderde beschikbaarheid van Groningengas.
Daarnaast is het in de markt bekend dat de Minister eind 2013 mogelijk een besluit neemt over
productiebeperkende maatregelen voor 2014 en verder. Marktpartijen zijn er dus mee bekend dat
de productie van Groningengas dalende is en eventueel verder beperkt kan worden en
aangenomen mag worden dat dit verdisconteerd is in de marktprijzen.
b) het prijsniveau
De prijzen op de forward curve laten een duidelijke daling zien. Gas dat nu gekocht wordt voor
2019 is ongeveer 10% goedkoper dan gas dat nu wordt gekocht voor 2014. Deze dalende forward
curve is al geruime tijd te zien. De World Bank gaat in haar commodity forecast voor Europa uit
van de dalende prijzen evenals voor het LNG voor Japan. Voor Noord-Amerika vertoont de forward
curve een stijgende tendens. De World Bank verwacht dus dat het prijsverschil tussen NoordAmerika en Europa zal dalen. Dus ondanks een dalende Groningenproductie en een mogelijke
productiebeperking verwachten marktpartijen een daling van de prijzen. Marktpartijen verwachten
blijkbaar geen tekorten en zien dan ook geen reden om zich daar voor in te dekken. Een
vergelijkbare situatie doet zich voor bij de spreads. De zomer/winter spread is minder dan 2 ct/m3
en is nog nooit zo laag geweest op de TTF. Groningengas is vooral nodig in de winter en een
mogelijke productiebeperking zal vooral effect hebben op het aanbod in de winter. Ook deze
prijssignalen in de markt duiden erop dat geen gastekorten worden verwacht.
c) de verwachte gasvraag in Noordwest Europa
De verwachte gasvraag in Noordwest Europa is ongeveer stabiel voor de komende 10 jaar op een
niveau van 305 miljard m3. In Noordwest-Europa wordt ongeveer 90 miljard m3 gevraagd uit
Duitsland. Voor Groningengas is Duitsland een belangrijke markt zodat in meer detail naar deze
markt gekeken wordt. Jaarlijks maken de Duitse netbeheerders, verenigd in de FBN, een plan voor
de komende 10 jaar ten behoeve van het netbeheer (Netzentwicklungsplan). In het meest recente
Plan staan op hoofdlijnen drie scenario’s:

2





hoog met een verwachte groei van de gasvraag van ongeveer 0% per jaar;
midden met een verwachte krimp van ongeveer 1% per jaar;
laag met verwachte krimp van ongeveer 2% per jaar.

De netbeheerders nemen dus aan dat nulgroei het meest optimistische scenario is en dat is in die
zin van belang dat de netbeheerders verantwoordelijk zijn voor voldoende transportcapaciteit en bij
hun ramingen ook rekening moeten houden met een hoge vraag. Hieruit volgt dat de 90 miljard m3
aan de bovenkant van de verwachtingen zit en dat krimp eerder voor de hand ligt. Daarnaast
wordt de Duitse L-gasmarkt afgebouwd. Tot 2020 in beperkte mate, maar na 2020 in versneld
tempo, ook omdat GTS heeft aangegeven dat tussen 2020 en 2030 de L-gas exportcapaciteit
vanuit Nederland naar Duitsland in 10 jaar volledig wordt afgebouwd en de Duitse L-gasmarkt
grotendeels afhankelijk is van het Groningengas. Vanuit Duitsland zal er geen extra vraag naar
Groningengas ontstaan, maar zal er eerder sprake zijn van een rem op de vraag naar
Groningengas.
d) Mogelijkheden voor extra aanbod naar Noordwest Europa
Aanbod op de Europese markt komt naast Nederland vooral uit Noorwegen, Rusland en LNG. Zeker
vanuit Rusland is nog extra aanbod mogelijk. Het Russische aanbod naar geheel Europa is de
laatste jaren aanzienlijk lager dan het niveau van enkele jaren geleden. Het huidige niveau
bedraagt minder dan 150 miljard m3 en er is ruimte tot 185 miljard m3.1 De transportcapaciteit
vanuit Rusland is meer dan voldoende hiervoor. Nord Stream heeft een capaciteit van 55 miljard
m3 per jaar en in 2012 is hier minder dan 25% van benut. Mogelijk wordt Nord Stream nog verder
uitgebreid met 55 miljard m3 per jaar. Daarnaast kan extra aanbod aangetrokken worden door LNG
als door tekorten prijsstijgingen ontstaan.
e) Prijselasticiteit
Door prijsmutaties ontstaan veranderingen in de vraag. Door middel van de prijselasticiteit kan een
inschatting worden gemaakt in welke mate de vraag reageert op een prijsverandering. Het aantal
studies naar de prijselasticiteit van de gasvraag is beperkt. Door E.ON (2011)2 is recent een studie
uitgevoerd naar de prijselasticiteiten voor de elektriciteits- en de gasvraag, waarbij voor de
gasvraag onderzoek is gedaan naar kleinverbruikers (“residential demand”) voor twaalf OECD
landen. Op basis van de resultaten van Duitsland, Frankrijk, Nederland en het Verenigd Koninkrijk
volgt voor Noordwest-Europa dat



de lange termijn elasticiteit ongeveer -0,25 bedraagt; en,
dat op korte termijn hiervan ongeveer de helft gerealiseerd wordt.

Als v(t) de procentuele vraagmutatie in de vraag is voor periode t en p(t) de bijbehorende
procentuele prijsmutatie dan leidt dit tot
v(t) = - 0,125 * [ p(t) + 0,5 * p(t-1) + 0,52 * p(t-2) + 0,53 * p(t-3) + ……….

].

Dus als de prijs met 10% stijgt dan daalt de vraag in dezelfde periode met 1,25%. In de volgende
periode komt daar nog 0,63% bij en in de daarop volgende komt er 0,31% bij etc., waardoor
uiteindelijk de vraag voor kleinverbruikers met 2,5% daalt. Let wel, hierbij is dus geabstraheerd
van eventuele effecten van de prijs op het aanbod. Het betreft uitsluitend de reactie van de vraag
op prijsmutaties. De prijselasticiteit is alleen bepaald voor kleinverbruikers. De studie van E.ON
geeft aan dat ongeveer 50% van het verbruik in de vier landen bestemd is voor het residential
demand. De overige 50% van de gasvraag wordt gebruikt voor industrie en
elektriciteitsopwekking. Er mag verwacht worden dat de elasticiteit voor industrie en

1

IHS Forum, European Gas: Caught between opposing forces, 22 May, Amsterdam
E.ON Energy Research Center Series; “Econometric Estimation of Energy Demand Elasticities” (Reinhard
Madlener, Ronald Bernstein, Miguel Angel Alva Gonzalez), Volume 3, Issue 8
2

3

elektriciteitsopwekking groter is dan die van kleinverbruik, die nauwelijks alternatieven hebben.
Anderson et. al3 (2011) schatten dat voor de industrie in het Verenigd Koninkrijk, Frankrijk en
Italië de elasticiteit in een bandbreedte van -0,30 tot -0,60 ligt, waarbij de chemische en
petrochemische industrie een elasticiteit heeft van -0,60. Op basis hiervan maken we de
veronderstelling dat voor industrie en elektriciteitsopwekking de lange termijn elasticiteit ongeveer
-0,50 bedraagt en dat op korte termijn ook hiervan ongeveer de helft gerealiseerd wordt. Dit leidt
er toe dat voor industrie en elektriciteitsopwekking de vraagvergelijking geschreven kan worden als
v(t) = - 0,250 * [ p(t) + 0,5 * p(t-1) + 0,52 * p(t-2) + 0,53 * p(t-3) + ……….

].

Er vanuit gaand dat kleinverbruik ongeveer 50% van de totale vraag vertegenwoordigt en industrie
en elektriciteitsopwekking de overige 50%, ontstaat, als beide vraagvergelijkingen worden
gecombineerd, voor de gehele gasvraag in Noordwest-Europa de volgende vergelijking
v(t) = - 0,188 * [ p(t) + 0,5 * p(t-1) + 0,52 * p(t-2) + 0,53 * p(t-3) + ……….

].

De prijselasticiteit van totale gasvraag zal gebruikt worden om een inschatting te maken van de
mogelijke effecten van een productiebeperking zijn op de prijsvorming.
f) Algemeen uitgangspunt
Op basis van bestaande omgevingsschets is de conclusie dat er voldoende gas beschikbaar is voor
Noordwest-Europa. Er wordt aangenomen dat het overig aanbod voor Europa (dus exclusief
Groningen) zodanig flexibel is dat zonder prijseffecten tenminste 10 miljard m3 reductie van
Groningengas opgevangen kan worden. Met behulp van de prijselasticiteit zal een schatting worden
gemaakt voor de maximale prijsstijging waardoor een bandbreedte ontstaat voor de daling van de
verwachte gasbaten.
4.Beperking tot 40 miljard m3
In de figuur zijn de gevolgen aangegeven als de productie wordt beperkt tot 40 miljard m3.

3

T.B. Anderson, O.B. Nilsen, R. Tveteras (2011), “How is demand for natural gas determined across European
industrial sectors?” Energy Policy 39, pag 5499-5508.

4

Volume effecten bij beperking tot 40 mrd m3 per jaar
50,0

40,0

30,0

Groningenproductie
beperking tot 40 mrd m3
verschil

20,0

10,0

0,0
2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

-10,0

Op korte termijn zal de productie lager uitvallen en vanaf 2020 hoger, maar de mutaties zijn
beperkt. De grootste mutatie is ongeveer 7 miljard m3. De mutaties zijn zodanig beperkt dat er
geen prijseffecten worden verwacht. De bateneffecten bedragen in miljoenen euro’s:

en grafisch

bateneffecten bij 40 mrd m3
1000

500

0
2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

-500

-1000

-1500

-2000

5

Het patroon in de batenmutatie volgt die van de productie met als hoofdlijn:




voor 2014, 2015 en 2016 een tegenvaller van circa € 1,5 miljard m3 per jaar;
vervolgens afnemend tot nul in 2020;
en de latere jaren een meevaller, maar al weer snel afnemend.

5.Beperking tot 35 miljard m3
In de figuur zijn de gevolgen aangegeven als de productie wordt beperkt tot 35 miljard m3.

Volume effecten bij beperking tot 35 mrd m3 per jaar
50,0

40,0

30,0

20,0
Groningenproductie
beperking tot 35 mrd m3
verschil
10,0

0,0
2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

-10,0

-20,0

Het patroon is vergelijkbaar met dat van 40 miljard m3, op korte termijn een daling van de
productie en op de langere termijn een toename van de productie. Zoals aangegeven is er sprake
van een ruime markt en kan een beperking van 10 miljard m3 zonder prijseffecten worden
opgevangen. De figuur laat zien dat voor de jaren 2014, 2015 en 2016 de productiebeperking
marginaal meer is dan 10 miljard m3.
Om de prijseffecten te bepalen is de volgende benadering toegepast. Met behulp van de
vergelijking
v(t) = - 0,188 * [ p(t) + 0,5 * p(t-1) + 0,52 * p(t-2) + 0,53 * p(t-3) + ……….

].

wordt bepaald welke prijsverhoging nodig is om de vraag te beperken zonder dat er sprake is van
extra aanbod. Bijvoorbeeld voor 2014 wordt de Groningenproductie beperkt van 46,8 miljard m3
naar 35,0 miljard m3, een afname van 11,8 miljard m3. Zoals aangegeven nemen we aan dat de
eerste 10,0 miljard m3 opgevangen kan worden binnen het overig aanbod zonder dat er sprake is
van prijswijzigingen. Er resteert dan nog een tekort 1,8 miljard m3. Aan de hand van bovenstaande
vergelijking is bepaald welke prijsstijging nodig moet zijn om een dergelijk tekort volledig met
vraagreductie op te vangen. Dit is de noodzakelijke prijsstijging indien het overig aanbod volledig
inelastisch is. Hierbij kan direct de kanttekening worden gemaakt dat in de praktijk het aanbod niet
inelastisch is. Prijsstijgingen zullen leiden tot extra aanbod. We dan ook veronderstellen dat het
aanbod zodanig elastisch is dat maximaal de helft van de noodzakelijke prijsstijging nodig is om
het resterende tekort op te vangen. Zoals aangegeven is de markt ruim en mogelijkheden hiervoor
zijn met name:

6




extra aanbod uit Rusland;
extra aanbod door LNG.

In de onderstaande figuur staat dit als volgt aangegeven:



de bovenste lijn de noodzakelijke prijsstijging die nodig om een tekort volledig met
vraagreductie op te vangen;
de onderste lijn is de maximale prijsstijging die we veronderstellen om het tekort op te
vangen omdat prijsstijgingen leiden tot extra aanbod.

prijseffecten bij beperking tot 35 bcm
10,0%

5,0%

0,0%
2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

-5,0%

Dit leidt tot het volgende effect op de baten waarbij:



maximaal: het maximale effect op de baten indien er vanuit gegaan wordt dat er geen
prijseffect is als gevolg van een productiebeperking;
minimaal: het minimale effect op de baten als we aannemen dat bateneffecten deels
gemitigeerd worden door prijsstijgingen.

Het effect op de baten bevindt zich in de aangegeven bandbreedte en in onderstaande figuur is dat
grafisch weergegeven.

7

bateneffecten bij 35 mrd m3
1500

1000

500

0
2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

-500

-1000

-1500

-2000

-2500

-3000

De hoofdlijn is dat:




voor de eerste drie jaar een tegenvaller van ongeveer € 2,5 miljard per jaar;
en vervolgens langzaam afnemend tot 2021;
en voor de jaren daarna een beperkte meevaller.

6.Beperking tot 30 miljard m3
In de figuur zijn de gevolgen aangegeven als de productie wordt beperkt tot 30 miljard m3.

Volume effecten bij beperking tot 30 mrd m3 per jaar
50,0

40,0

30,0

20,0
Groningenproductie
beperking tot 30 mrd m3
verschil
10,0

0,0
2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

-10,0

-20,0

8

Met uitzondering van 2024 zal voor de gehele periode de productie lager worden. Een volume
reductie boven de 10 miljard m3 wordt op een identieke wijze opgevangen zoals aangegeven bij
een beperking tot 35 miljard m3 en dat leidt tot:

prijseffecten bij beperking tot 30 bcm
15,0%

10,0%

5,0%

0,0%
2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

-5,0%

Alleen voor de eerste drie jaar is er een prijseffect te verwachten en dit heeft de volgende
bateneffecten:

bateneffecten bij 30 mrd m3
500

0
2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

-500

-1000

-1500

-2000

-2500

-3000

-3500

-4000

-4500

9

Op hoofdlijnen volgt:



voor eerste drie jaar een tegenvaller van circa € 3,5 miljard per jaar;
en vervolgens aflopend naar nihil tot 2023.

7.Beperking tot 20 miljard m3
In de figuur zijn de gevolgen aangegeven als de productie wordt beperkt tot 20 miljard m3.

Volume effecten bij beperking tot 20 mrd m3 per jaar
50,0

40,0

30,0

20,0
Groningenproductie
beperking tot 20 mrd m3
verschil

10,0

0,0
2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

-10,0

-20,0

-30,0

Over de gehele periode zal de productie afnemen.
Met uitzondering van 2024 zal voor de gehele periode de productie lager worden. Wederom
aannemende dat een volume reductie boven de 10 miljard m3 geheel opgevangen dient te worden
zoals boven beschreven dan volgt:

10

prijseffecten bij beperking tot 20 bcm
35,0%

30,0%

25,0%

20,0%

15,0%

10,0%

5,0%

0,0%
2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

-5,0%

Bij een reductie tot 20 miljard m3 daalt de Groningenproductie met ongeveer 25 miljard m3 en
uitgaande van bovenstaande prijswijziging leidt dit voor de baten tot:

bateneffecten bij 20 mrd m3
0
2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

-1000

-2000

-3000

-4000

-5000

-6000

-7000

Op hoofdlijnen volgt een tegenvaller:



van jaarlijks € 5 tot € 6 miljard voor de jaren 2014 tot en met 2016;
en vervolgens langzaam afnemend tot tekort van 2 miljard in 2024.

11

8. Samenvatting
De tabel vat de resulterende bandbreedten in miljarden samen, waarbij is afgerond op honderden
miljoenen.

2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024

Beperking tot 40
miljard m3
-1,5
-1,5
-1,4
-0,6
-0,4
-0,2
0,7
0,6
0,4
0,2

Beperking tot 35
miljard m3
-2,5 - -2,7
-2,5 - -2,6
-2,4 - -2,5
-1,7
-1,4
-1,2
-1,0
-0,3
0,4
0,8
0,9

Beperking tot 30
miljard m3
-3,1 - -3,8
-3,2 - -3,7
-3,2 - -3,6
-2,8
-2,5
-2,2
-2,0
-1,3
-0,6
-0,2
0,2

Beperking tot 20
miljard m3
-4,6 - -6,1
-5,0 - -5,9
-5,0 - -5,7
-4,6 - -4,9
-4,2 - -4,5
-4,0 - -4,2
-3,8 - -4,0
-3,3
-2,6
-2,2
-1,8

Directie Energiemarkt
Ministerie van Economische Zaken
10 september 2013

==============

12