EINDRAPPORT

Validatie van GTS adviezen
over benodigde
Groningenproductie
Ministerie van Economische Zaken en Klimaat

Rapport nr.: OGNL.182598.2
Datum: 10-09-2019

Versie:

Eindrapport

DNV GL – Oil & Gas

Rapport titel:

Validatie van GTS adviezen over benodigde

Markets & Transaction Advisory

Groningenproductie

Energieweg 17

Ministerie van Economische Zaken en Klimaat,

9743 AN Groningen

Klant:

Bezuidenhoutseweg 73, 2500 EK Den Haag
Contactpersonen:
Datum:

10-09-2019

Tel:

Project nr.:

10159488

KvK 09006404

Organisatie unit:

Markets & Transaction Advisory

Rapport nr.:

OGNL.182598.2

Geschreven door:

Beoordeeld door:

Goedgekeurd door:

Copyright © DNV GL 2019 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 GL undertakes no duty of care
toward any third party. Reference to part of this publication which may lead to misinterpretation is prohibited. DNV GL and the
Horizon Graphic are trademarks of DNV GL AS.

DNV GL Distributie:
☒ Onbeperkte distributie (intern en extern)

Trefwoorden:

☐ Onbeperkte distributie binnen de DNV GL Groep

gasproductie, stikstof

Groningen, aardgas, GTS, advies,

☐ Onbeperkte distributie binnen DNV GL Netherlands B.V.
☐ Geen distributie (vertrouwelijk)

Versie Datum

Reden voor uitgave

Auteur

0

28-06-2019

Conceptrapportage

MV, MB

1

09-08-2019

Tweede conceptrapportage

MV, MB

IW

2

28-08-2019

Eindrapport

MV, MB

IW

RB

3

10-09-2019

Eindrapport v1

MV, MB

IW

RB

DNV GL Netherlands B.V.

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Beoordeeld

Goedgekeurd

INHOUD
SAMENVATTING........................................................................................................................... 1
1

INLEIDING ..................................................................................................................... 3

2

AANPAK VAN DE VALIDATIE DOOR DNV GL........................................................................ 5

2.1

Achtergrond

5

2.2

Aanpak

7

3

REVIEW VAN HET GEVOLGDE PROCES .............................................................................. 9

3.1

Methodiek om tot nieuwe maatregelen te komen

9

3.2

Samenwerking met andere partijen

10

3.3

Kwaliteitsborging

11

4

UITGANGSPUNTEN EN REKENMETHODIEK ....................................................................... 12

4.1

Inzet van stikstofcapaciteit 100%

13

4.2

Inschatting (<40 m3/uur) L-gasvraag kleinverbruikers

16

4.3

Inzet van seizoensbergingen Norg en Alkmaar

18

4.4

Loslaten van flexibiliteitsrestrictie

19

4.5

Benodigde capaciteit van het Groningenveld

20

4.6

Voldoende aanbod van aanvoercapaciteit voor H-gas

22

5

CONCLUSIES ................................................................................................................ 23

A

VRAGENLIJST VOOR INTERVIEW MET GTS ....................................................................... 24

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2. www.dnvgl.com

Blz. i

SAMENVATTING
DNV GL is door het ministerie van Economische Zaken en Klimaat (EZK) gevraagd om een
onafhankelijke validatie uit te voeren op het advies over het benodigde Groningenvolume van Gasunie
Transport Services (GTS). Het advies is vastgelegd in drie brieven van GTS aan de Minister van EZK (Min
EZK):
1. de brief van GTS aan de Min EZK betreffende de raming van de productievolumes uit het
Groningenveld en de capaciteit voor het gasjaar 2019/2020 en verder (brief 1, van 31 januari
2019).
2. de brief van GTS aan Min EZK betreffende het voorlopige advies over de maatregelen om de
Groningenproductie te reduceren (brief 2, van 11 juni 2019).
3. de brief van GTS aan Min EZK betreffende het finaal advies over de maatregelen om de
Groningenproductie te reduceren (brief 3, van 25 juli 2019).
Het implementeren van de voorgestelde maatregelen resulteren volgens GTS in een benodigd
Groningenvolume voor volgende gasjaar (2019/2020) van 11,8 miljard kubieke meter (bcm) in een
gemiddeld jaar. Vanaf medio 2022 is deze vrijwel nihil (voor zowel een gemiddeld als koud jaar). DNV
GL concludeert dat er geen aanleiding is om de voorgestelde maatregelen niet te implementeren.
Deze validatie borduurt voort op drie eerdere validatiestudies uitgevoerd door DNV GL. Naast een
inhoudelijke validatie op de aannames, rekenmethodiek en daaruit voortkomende adviezen is DNV GL
ditmaal gevraagd ook het door GTS gevolgde proces om tot nieuwe maatregelen te komen te evalueren.
Ten aanzien van het proces zien we dat GTS een aantal van onze adviezen uit vorige validatiestudies
heeft geïmplementeerd, bijvoorbeeld om intern de kwaliteit te borgen. Ook vinden we de gekozen,
multidisciplinaire aanpak om te komen tot nieuwe maatregelen goed. Wel merken we op dat
samenwerking met andere betrokken partijen beter zou kunnen.
Inhoudelijk hebben we specifiek naar zes onderwerpen gekeken:
1. 100% inzet van stikstofcapaciteit ter grootte van de installaties in Ommen en Wieringermeer
2. Inschatting van binnenlandse L-gasvraag voor afnemers met een aansluiting <40 m3/uur
3. Inzet van seizoensbergingen Norg en Alkmaar
4. Loslaten van de flexibiliteitsrestrictie op de productie van het Groningenveld
5. Benodigde capaciteit van het Groningenveld
6. Voldoende aanbod van aanvoercapaciteit voor H-gas
DNV GL verwacht dat de effecten op de gasmarkt, als gevolg van een planmatige inzet van 100%
stikstofcapaciteit, mee zullen vallen. Dit wordt bevestigd door GTS in hun derde brief naar aanleiding van
reacties van marktpartijen uit de gehouden consultatie1. Echter, de gebruikte inschatting van de dalende
vraag naar gas in Nederland is wellicht wat optimistisch omdat in recente jaren de voorspelde daling niet
is gehaald. Dit kan leiden tot een groter benodigd Groningenvolume dan door GTS is berekend.
De seizoensberging Alkmaar is in de afgelopen winter niet volledig ingezet. Een hogere inzet leidt tot een
lager Groningenvolume. We merken op dat met een planmatige inzet van 100% stikstofcapaciteit, het
noodzakelijker wordt de gasopslag in Alkmaar volledig in te zetten. In de derde brief doet GTS een

1

DNV GL heeft de consultatiereacties niet ingezien maar was wel aanwezig tijdens de consultatie workshop op 4 juli 2019.

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 1

voorstel (afhankelijk van een lopend onderzoek) om GasTerra te laten sturen op de beschikbare
stikstofcapaciteit. Dit kan helpen de benutting van de gasopslag te vergroten.
Daarnaast constateert DNV GL dat de flexibiliteitsrestrictie op de maandelijkse Groningenproductie is
losgelaten om minder volume uit het veld te kunnen halen. De flexibiliteit neemt door het lagere volume
wel toe, omdat in de zomermaanden het benodigde Groningenvolume zeer klein is. Dit hebben we ook
aangegeven in het door ons gevoerde gesprek met het Staatstoezicht op de Mijnen (SodM). SodM is
gevraagd hierover een advies te geven.
Ten slotte, doet DNV GL twee aanbevelingen die niet direct invloed hebben op het Groningenvolume van
11,8 bcm voor het aanstaande gasjaar, maar wel op de langere termijn. Ten eerste is aan te bevelen
duidelijkheid te krijgen over de relatie tussen de benodigde (stand-by) capaciteit en het volume uit het
Groningenveld. Daarnaast adviseren we rekening te houden met de uitkomsten van het proces voor
incrementele capaciteit voor de noodzakelijke uitbreiding van aanvoercapaciteit van hoogcalorisch gas.

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 2

1

INLEIDING

DNV GL is door het ministerie van Economische Zaken en Klimaat gevraagd om een onafhankelijke
validatie te geven van:
1. de brief van Gasunie Transport Services aan de Minister van EZK betreffende de raming van de
productievolumes uit het Groningenveld en de capaciteit voor het gasjaar 2019/2020 en verder
(brief 1, van 31 januari 2019). Deze brief komt voort uit de wettelijke taak2 van GTS om jaarlijks
een raming te geven van de omvang van de laagcalorische gasmarkt in Noordwest-Europa, het
vanuit leveringszekerheid benodigde volume uit het Groningenveld en de bijbehorende capaciteit van
het veld voor de komende 10 jaar;
2. de brief van GTS aan de minister van EZK betreffende het voorlopige advies over de maatregelen om
de Groningenproductie te reduceren (brief 2, van 11 juni 2019). Deze brief is tot stand gekomen
naar aanleiding van de aardbeving in Westerwijtwerd op 22 mei 2019 en de daaropvolgende vraag
van de Minister van EZK om in kaart te brengen wat er mogelijk is om de gasproductie in Groningen
versneld naar beneden te brengen. Het uitgangspunt is de maximaal 12 miljard kubieke meter
Groningen gas (in een gemiddeld jaar) die volgens Staatstoezicht op de Mijnen veilig gewonnen kan
worden. De brief en de maatregelen daarin richten zich vooral op het komende gasjaar 2019/2020,
waarvoor de maatregelen uit brief 1 niet toereikend bleken om onder de 12 miljard kuub uit te
komen.
Gezien de korte termijn waarin de maatregelen in brief 2 zijn bedacht en doorgerekend, heeft GTS
nog niet alle veronderstellingen kunnen bespreken en toetsen met andere partijen. Het is daarom
een voorlopig advies, dat ter consultatie aan de markt is voorgelegd.
3. de brief van GTS aan de minister van EZK betreffende het finaal advies over de maatregelen om de
Groningenproductie te reduceren (brief 3, van 25 juli 2019). De maatregelen en uitgangspunten uit
het voorlopig advies (voorgaande brief 2), die leiden tot een maximale Groningenproductie in een
gemiddeld jaar van 11,8 bcm in 2019/2020, blijven staan maar worden explicieter gemaakt. GTS
geeft een nadrukkelijk advies om de beschreven graaddagenformule en benodigde capaciteit van het
Groningenveld (beiden veranderd ten opzichte van brief 1) te hanteren.
Daarnaast, geeft deze brief een beeld van de ontwikkeling van Groningenproductie op de langere
termijn. GTS stelt dat de behoefte aan Groningenproductie in een gemiddeld jaar vanaf medio 2022
nihil is. GTS benadrukt hierbij het belang van het behoud van de huidige gasopslagen in Nederland
en van voldoende aanvoercapaciteit van H-gas naar Nederland.
De maatregelen en ramingen uit deze drie brieven vormen de basis voor het vaststellingsbesluit,
waarmee de Minister van EZK het volume bepaalt dat NAM in het komende gasjaar moet winnen en
welke operationele strategie NAM hierbij dient te hanteren. Het ontwerp vaststellingsbesluit voor het
gasjaar 2019/2020 is al gepubliceerd, tegelijkertijd met bovengenoemde brief 2.
Op basis van het definitieve advies van GTS, zal SodM een advies uitbrengen aan de Minister van EZK
over effecten op de veiligheid, in het bijzonder als gevolg van mogelijk grotere fluctuaties in de
Groningenproductie. Ook dit SodM advies dient als input voor het vaststellingsbesluit.
De brieven dienen tevens als input voor het operationeel afbouwplan dat door het ministerie van EZK
wordt opgesteld met betrokken partijen (GTS, NAM, Shell/ExxonMobil). Het operationeel afbouwplan is

2

Volgens de in 2018 gewijzigde Gaswet en Mijnbouwwet.

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 3

de routekaart vanaf de ingebruikname van de stikstoffabriek Zuidbroek in 2022 tot de definitieve
beëindiging van het Groningenveld (voor 2030).
In dit rapport zijn de overwegingen en het oordeel van DNV GL op de drie brieven van GTS
gedocumenteerd. Hierbij betreft het zoveel mogelijk een geïntegreerde validatie van de brieven. Daar
waar het onderscheid belangrijk is zal dat duidelijk worden aangegeven.
Het rapport is als volgt gestructureerd. Na een korte toelichting op de aanpak van DNV GL in het
volgende hoofdstuk, beschrijft de rest van het document het resultaat van de validatie, dat wil zeggen
een gedetailleerde evaluatie en beschrijving van het proces, uitgangspunten en rekenmethode.

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 4

2

AANPAK VAN DE VALIDATIE DOOR DNV GL

2.1 Achtergrond
In 2013 is GTS een studie3 gestart naar de leveringszekerheid in relatie tot het inzetten van
kwaliteitsconversie. Twee jaar daarna is een update hiervan4 integraal als bijlage opgenomen bij een
gezamenlijke studie met EZK, ACM, NAM, GasTerra en GTS5. Die studie naar mogelijkheden en effecten
van een maximale inzet van kwaliteitsconversie om de gaswinning uit het Groningenveld te beperken
onder waarborging van de leveringszekerheid moet worden gezien tegen de achtergrond van de
aardbevingsproblematiek rondom het Groningenveld. GTS heeft enkele malen een update en bijstelling
uitgevoerd van haar onderzoeken naar leveringszekerheid. In 2016 is bovenop de wens om de productie
van het Groningenveld te verminderen tevens de behoefte ontstaan om die productie gelijkmatiger te
laten verlopen; dit onder andere naar aanleiding van een advies van SodM betreffende seismiciteit6. In
juni 2016 heeft GTS hierover een advies uitgebracht aan de Minister van EZK7.
De brief van mei 2017 bevat een geactualiseerde versie8, waarin GTS rapporteert over het
Groningenvolume voor leveringszekerheid voor de gasjaren tot en met 2020/21. Hierin heeft GTS een
formule afgeleid voor de te verwachten Wobbe-index van het H-gas dat wordt aangeleverd aan de
mengstations, welke veel invloed heeft op de benodigde Groningenproductie. De brief van juli 2017 richt
zich op de capaciteitsmatige ontwikkeling en lange termijn verwachtingen, inclusief verwachte
volumeontwikkelingen, voor de periode 2020-20309.
De onderzoekslijn van GTS beperkt zich tot de levering van gas aan de laagcalorische gasmarkt. De
adviezen richten zich steeds op de mogelijkheden om de Groningenproductie te verlagen, door optimaal
gebruik te maken van de inzet van geconverteerd hoogcalorisch gas. Sinds 2015 is ervaring opgedaan
met het opvangen van gereduceerde Groningenproductie met behulp van kwaliteitsconversiemiddelen.
In 2016 is besloten om na de zomer van 2017 op basis van de nieuwste ervaringen en inzichten een
besluit te nemen over de nieuwe stikstofinstallatie.
Vanwege de aardbeving in Zeerijp op 8 januari 2018 heeft GTS in haar brief van 31 januari 2018 laten
weten dat een Groningenvolume van 21 bcm mogelijk blijft (bij het uitgangspunt van vlakke winning),
ook als een aantal productieclusters wordt ingesloten zoals voorgesteld door NAM 10. SodM adviseert op 1
februari 2018 echter om zo snel mogelijk een maximaal productievolume van 12 bcm per jaar te
bereiken11. In haar advies van 27 maart 2018 schets GTS mogelijke maatregelen om tot een verdere
reductie van de vraag naar gas uit het Groningenveld te komen12. De bouw van de stikstoffabriek is
daarin de meest in het oog springende maatregel, daarnaast wordt ingezet op de ombouw van
(industriële) grootverbruikers.

3
4
5
6
7
8

Mogelijkheden kwaliteitsconversie en gevolgen voor de leveringszekerheid. Resultaten onderzoek 7. GTS-rapport LA 13.413, d.d. 3 oktober
2013.
Mogelijkheden kwaliteitsconversie en gevolgen voor de leveringszekerheid. Update 2015 van resultaten onderzoek 7. GTS-rapport LP
15.061, d.d. 28 september 2015.
Onderzoek andere benadering van de gaswinning. Onderzoek naar de mogelijkheden en effecten van een maximale inzet van
kwaliteitsconversie om de gaswinning uit het Groningenveld te beperken onder waarborging van de leveringszekerheid. December 2015.
Advies Winningsplan Groningen 2016. Staatstoezicht op de Mijnen. Mei 2016.
Groningen volume en leveringszekerheid periode 2017-2020. Brief van GTS aan de minister van Economische Zaken. GTS-brief L 16.0030,
d.d. 8 juni 2016.
Groningen volume en leveringszekerheid. Brief van GTS aan de minister van Economische Zaken. GTS-brief L 17.0026, d.d. 17 mei 2017.

9

L-gas capaciteit en kwaliteitsconversie. Brief van GTS aan de minister van Economische Zaken. GTS-brief LP 17.0132, d.d. 20 juli 2017.

10

Advies GTS inzake leveringszekerheid. Brief van GTS aan de minister van Economische Zaken en Klimaat. GTS-brief L 18.0005, d.d. 31
januari 2018.

11
12

Advies Groningen-gasveld n.a.v. aardbeving Zeerijp van 8 januari 2018. Brief van SodM aan de minister van Economische Zaken en
Klimaat. SodM-brief 18018656, d.d. 1 februari 2018.
Advies GTS leveringszekerheid middels scenario analyse. Brief van GTS aan de minister van Economische Zaken en Klimaat. GTS-brief L
18.0020, d.d. 27 maart 2018.

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 5

GTS introduceerde in maart 2018 ook de vernieuwde graaddagenformule (op basis van 92,5% van de
gecombineerde inzet van de stikstofinstallaties in Ommen en Wieringermeer), waarin de relatie tussen
het Groningenvolume en het aantal graaddagen wordt bepaald. De graaddagenformule is de trendlijn
van het benodigde Groningenvolume op basis van 30 doorgerekende temperatuurprofielen. De
graaddagenformule dient daarmee als bovengrens voor de Groningenproductie. Het Groningenveld wordt
in de nieuwe berekeningen als balanspost gebruikt en niet meer als basis volume.
Tabel 1 geeft een overzicht van de diverse GTS adviezen en bijbehorende verwachte of benodigde
productie uit het Groningenveld voor het gasjaar 2019/20 in de base case en/of een gemiddeld gasjaar
qua temperatuurprofiel. Bij het Groningenvolume in de tabel worden ook de belangrijkste aannames en
maatregelen genoemd die ten grondslag liggen aan het volume (met effect in 2019/20) of de
verandering daarin ten opzichte van het jaar (of de jaren) ervoor.
Tabel 1

GTS adviezen, Groningenvolumes en DNV GL validatie-studies in de afgelopen jaren

GTS advies

Groningenvolume in 2019/2020

DNV GL
validatie

3 oktober 2013 | Resultaten onderzoek 7

-

Mogelijkheden kwaliteitsconversie en gevolgen
voor de leveringszekerheid
28 september 2015 | Update van onderzoek 7 door

23-30 bcm

GTS

•

Wobbe 53 MJ/m

Mogelijkheden kwaliteitsconversie en gevolgen

•

85% stikstofinzet

•

18-24 bcm bij veronderstelling dat nieuwe

voor de leveringszekerheid

3

stikstoffabriek al beschikbaar is
December 2015 | Onderzoek andere benadering

November

van gaswinning door Min EZK, ACM, NAM,

2015

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
8 juni 2016 | Brief van GTS aan Min EZK

24 bcm

Groningen volume en leveringszekerheid periode

•

Meer gelijkmatige inzet Groningen

2017-2020

•

Wobbe 51,8 MJ/m3

•

Temperatuurprofielen 30/31 jaar periode

-

i.p.v. 50 jaar
16 juni 2016 | Brief van GTS aan Min EZK

Geen inschatting van het volume gegeven.

-

17 mei 2017 | Brief van GTS aan Min EZK

21 bcm

Mei 2017

Groningen volume en leveringszekerheid (periode

•

L-gas capaciteit en kwaliteitsconversie

2018-2021)

Geen vaste Wobbe, maar een formule
waarin het operationele beleid (inzet H-gas
met lagere Wobbe) wordt meegenomen

20 juli 2017 | Brief van GTS aan Min EZK
L-gas capaciteit en kwaliteitsconversie (tevens

21 bcm

November
2017

volume tot 2030)

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 6

GTS advies

Groningenvolume in 2019/2020

DNV GL
validatie

31 januari 2018 | Brief van GTS aan Min EZK

21 bcm

-

27 maart 2018 | Brief van GTS aan Min EZK

17,4 bcm

-

Advies GTS leveringszekerheid middels scenario

•

92,5% stikstofinzet

analyse

•

Groningen als balanspost o.b.v.

Advies GTS inzake leveringszekerheid

graaddagenformule
•

Gedeeltelijke ombouw industrie

31 januari 2019 | Brief 1 van GTS aan Min EZK

15,9 bcm

Dit docu-

Raming benodigd Groningenvolume en capaciteit

•

Additionele inkoop stikstof

ment

gasjaar 2019/2020 en verder

•

Ontwikkelingen Duitsland

11 juni 2019 | Brief 2 van GTS aan Min EZK

11,8 bcm

Dit docu-

Voorlopig advies over de maatregelen om de

•

100% stikstof inzet

ment

Groningenproductie te reduceren

•

Vullen van de ondergrondse berging in
Norg met pseudo G-gas

•

Export van pseudo G-gas via Oude
Statenzijl naar Duitsland

•
25 juli 2019 | Brief 3 van GTS aan Min EZK
Finaal advies over de maatregelen om de

Norg tijdelijk met 1 bcm minder vullen

11,8 bcm

Dit document

Groningenproductie te reduceren
Nota bene: sommige validatie-studies zijn op conceptbrieven en -onderzoek uitgevoerd waardoor datum van validatie eerder is dan datum van
de officiële brief of onderzoek van GTS.

2.2 Aanpak
DNV GL heeft in 2015 het brede onderzoek naar de alternatieve benadering van de gaswinning
geëvalueerd, waarvan de ‘update van onderzoek 7’ onderdeel uitmaakte. Vervolgens heeft DNV GL in
2017 de validatie gedaan van zowel het GTS-advies over leveringszekerheid als het advies over de L-gas
capaciteit en kwaliteitsconversie.
Zoals aangegeven in de inleiding, heeft de onderhavige validatie door DNV GL betrekking op de drie door
GTS opgestelde brieven aan de Minister van EZK. Deze validatie is op een soortgelijke manier uitgevoerd
als de validaties van eerdere GTS adviezen. Omdat de drie GTS brieven updates zijn van voorgaande
adviezen met een vergelijkbare opbouw en vanwege de korte doorlooptijd betreft dit een validatie op de
belangrijkste wijzigingen.
De focus van de validatie is gelegd op de plausibiliteit en haalbaarheid van de conclusies. Hiertoe
beschouwen wij de gebruikte methodes, de logica van inputkeuzes en de redelijkheid van de gemaakte
aannames waar deze afwijken van de adviezen beschouwd in onze eerdere validatie-studies. DNV GL
toetst daarbij nadrukkelijk of de aanbevelingen gedaan in onze eerdere validaties ook daadwerkelijk zijn
opgevolgd. Daarnaast beoordelen we het door GTS gevolgde proces voor het tot stand komen van hun
advies.

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 7

DNV GL heeft – na afstemming met EZK – GTS betrokken bij het validatie proces om de resultaten toe te
lichten en vragen te beantwoorden. Hiertoe is een vragenlijst opgesteld (zie bijlage A), die als leidraad
heeft gediend voor een interview met GTS op 20 juni 2019.
Op basis van de eerste twee brieven en het interview heeft DNV GL een eerste (concept)
validatierapportage gemaakt.13 Dit conceptrapport is ook naar GTS verzonden. Een klein aantal
wijzigingen zijn na verdere toelichting van GTS in deze versie van het rapport verwerkt.
Vervolgens heeft DNV GL de consultatieworkshop bijgewoond, die GTS op 4 juli voor hun klanten en
representatieve organisaties heeft georganiseerd. Tevens heeft DNV GL op 9 juli een gesprek gehad met
SodM over het voorlopige advies van GTS (brief 2). Relevante inzichten die uit deze bijeenkomsten zijn
verkregen, evenals het finale advies van GTS (brief 3) zijn in deze (eind)versie van het validatierapport
opgenomen.

13

Validatie van adviezen van GTS over bepaling benodigde Groningenproductie. Conceptrapportage. DNV GL-rapport OGNL.182598, d.d. 2806-2019.

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 8

3

REVIEW VAN HET GEVOLGDE PROCES

Een onderdeel van de validatie is het analyseren van het door GTS gevolgde proces om tot het advies te
komen. Tijdens het interview met GTS is geprobeerd een beeld te vormen van het gevolgde proces voor
zowel de brief van 31 januari als de brief van 11 juni. DNV GL heeft hierbij de nadruk gelegd op:
•

Methodiek om te komen tot maatregelen die zorgen voor een volumereductie van de productie
van het Groningenveld

•

Interne kwaliteitsborging met betrekking tot de adviezen

•

Samenwerking met andere partijen.

GTS volgt voor het jaarlijkse advies over de benodigde hoeveelheid laagcalorisch gas en bijbehorende
capaciteit en de vraagontwikkeling naar laagcalorisch gas voor de komende 10 jaar Artikel 10a, eerste
lid, onderdeel q van de Gaswet en de daaruit volgende Uitvoeringregeling Gaswet. Hierin staat
voorgeschreven dat deze adviezen voor 1 februari aan de minister worden aangeboden. Hieraan
voorafgaand vindt een evaluatie plaats van het afgelopen gasjaar en een consultatie met de
representatieve organisaties van netgebruikers.

3.1 Methodiek om tot nieuwe maatregelen te komen
DNV GL heeft vervolgens gevraagd hoe het proces intern bij GTS is geregeld. GTS heeft aangegeven dat
er – naast de reguliere overleggen die elk kwartaal plaatsvinden – na de beving bij Zeerijp (van 8
januari 2018) een sessie is geweest met experts van binnen de organisatie om alle mogelijke
maatregelen te verzinnen die het benodigde Groningengas kon verminderen. Dit resulteerde in een longlist met maatregelen. Deze maatregelen zijn volgens geprioriteerd op meest kansrijk. Belangrijke criteria
hierbij waren:
1. de bijdrage aan volumereductie die de maatregel kon bewerkstelligen en
2. de kans op een succesvolle realisatie op korte termijn.
Het tweede criteria is van belang vanwege de urgentie van het verlagen van de Groningenproductie in de
aankomende jaren aangezien na 2022 de vernieuwde stikstoffabriek gereed is.
DNV GL vindt dat een dergelijke aanpak waarin experts van meerdere disciplines in een gezamenlijke
sessie worden gevraagd opties aan te dragen goed. Op deze wijze wordt de kans op meerdere of
alternatieve oplossingsrichtingen vergroot dan in een situatie waarin slechts het kernteam naar
oplossingen zoekt.
We merken wel op dat GTS met name lijkt te focussen op de inzet van technische maatregelen.
Maatregelen die invloed hebben op de markt (door in te grijpen op vrije gashandel) of die door de markt
geregeld kunnen worden, worden als minder haalbaar gezien. Hetzelfde geldt voor maatregelen die
kunnen ingrijpen op de rechten van andere personen of bedrijven. Als voorbeeld wordt het versneld in
productie nemen van het ‘Hanzeveld’ nabij Schiermonnikoog genoemd. Afgezien van de technische
haalbaarheid om dit veld op korte termijn in gebruik te nemen, werd verwacht dat hierdoor ook
procedures moesten worden overgeslagen. Dit zou kunnen inbreken op de rechten van andere personen.
Dergelijke maatregelen zijn ook niet als haalbaar geacht.

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 9

3.2 Samenwerking met andere partijen
Om te komen tot het jaarlijkse advies consulteert GTS een aantal partijen. Een belangrijke groep zijn de
naburige netbeheerders. GTS heeft overleg met Duitse, Belgische en Franse netbeheerders over de te
verwachte ontwikkelingen ten aanzien van de vraag naar laagcalorisch gas en de plannen om afnemers
over te schakelen naar hoogcalorisch gas.
Voor de Nederlandse markt gebruikt GTS de voorspellingen uit de Nationale Energieverkenning (NEV)
van 2017. Omdat deze vorig jaar niet is geüpdatet, zijn er geen officiële recentere voorspellingen over
de te verwachte gasvraag beschikbaar. GTS heeft aangegeven dat zij zich graag baseert op de
voorspelling uit het NEV aangezien deze een integrale modelleringen van het Nederlandse
energiesysteem geeft en wordt gebruikt voor het opstellen van beleid.
DNV GL begrijpt het uitgangspunt voor het volgen van de NEV en daarmee de officiële visie van de
overheid. Echter, de laatste energieverkenning dateert van oktober 2017 en loopt daarmee twee jaar
achter het komende gasjaar. Wanneer de voorspelling achterhaald is en de geprojecteerde daling van de
huishoudelijke markt niet wordt gehaald, zal het volume uit het Groningenveld navenant stijgen. De
schatting is daarmee een belangrijke parameter in het pad naar een lager volume uit het Groningenveld.
In hoofdstuk 4.2 evalueren we de historische gasvraagtrend en spiegelen dit aan de toekomstige
inschatting zoals gedaan in het de NEV.
Een belangrijk punt is het regelmatige overleg met GasTerra en NAM, de twee partijen die invloed
hebben op de hoeveelheid gas die uit het Groningenveld wordt geproduceerd en op welke wijze de twee
seizoensbergingen met laagcalorisch gas worden ingezet. In onze validatie-studie van mei 2017 stelden
wij het volgende: “De indruk bij DNV GL bestaat dat meer interactie en openheid tussen de partijen zou
kunnen leiden tot een aanscherping van de aannames ten aanzien van de inzet van de bergingen en er
dus ruimte zou kunnen bestaan voor verbetering van het proces. Interactie en transparantie kunnen op
gespannen voet staan met commerciële en operationele belangen van de verschillende partijen en de
uitgangspunten van een vrije markt, maar naar de mening van DNV GL rechtvaardigt de ernst van het
dossier rondom aardbevingen het nastreven van dergelijke verbeteringen.”
GTS bevestigde desgevraagd dat zij de mogelijke maatregelen en geobserveerde realisaties met deze
partijen bespreekt. Echter, de indruk van DNV GL is dat GasTerra en NAM geen actieve rol spelen om tot
nieuwe maatregelen te komen, terwijl dit mogelijk wel tot nieuwe inzichten kan leiden14. Het doel is
immers om op een zo laag mogelijke productie uit te komen ongeacht de graaddagenformule. GTS geeft
aan dat samenwerking of overleg met GasTerra en NAM niet strookt met de commerciële belangen van
deze partijen. Daarnaast merken we op dat GTS geen mandaat heeft deze partijen hiertoe te verplichten
en daarmee afhankelijk is van inzichten en de informatie waarover zij zelf beschikken.
In de brief van 25 juli 2019 met het definitieve advies stelt GTS voor om de mogelijkheid te onderzoeken
om GasTerra te laten sturen op een maximale inzet van de stikstofinstallaties. Dit lijkt een voorstel voor
het intensiveren van de dagelijkse operationele samenwerking om een zo hoog mogelijk inzet van de
beschikbare stikstofcapaciteit te kunnen behalen.
Over het advies van 11 juni wordt een consultatieworkshop gehouden waaraan alle klanten van GTS en
representatieve organisaties kunnen deelnemen.

14

Het is belangrijk te melden dat DNV GL enkel GTS heeft geïnterviewd en niet GasTerra en NAM.

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 10

3.3 Kwaliteitsborging
GTS gebruikt voor het doorrekenen van het effect van de maatregelen op de Groningenproductie
hetzelfde model zoals door ons in 2017 gevalideerd. GTS geeft aan dat het model qua uiterlijk is
gewijzigd en is verbeterd ten aanzien van de bediening, maar in de basis nog hetzelfde is. In onze
validatie van juni 2017 hebben we geadviseerd om dit model met de overige planningsmodellen in
gebruik binnen GTS voor de netwerkplanning te integreren. GTS heeft dit inmiddels gedaan en er is een
apart model opgezet in de softwaretool ‘MCA’. MCA wordt binnen GTS al lange tijd gebruikt in de
‘reguliere’ netwerkplanning, strategische analyses van het Europese gasnetwerk en de dit jaar
gepubliceerde Infrastructure Outlook 205015 welke is opgesteld samen met TenneT, de landelijk
netbeheerder voor elektriciteit. MCA is dus een veelgebruikte tool waarin meerdere personen binnen GTS
kennis van hebben.
Beide modellen zijn in gebruik. Het originele model uit 2017 is nog leidend, maar wordt wel
onafhankelijk gecontroleerd met de uitkomsten van de softwaretool MCA. De modellen worden beheerd
en bestuurd door twee verschillende personen. Verschillen in de uitkomsten tussen beide modellen
worden uitgezocht en opgelost.
Voor informatie aangeleverd door externe partijen, geeft GTS aan ‘sanity checks’ uit te voeren. Als
voorbeeld wordt de te verwachten productiehoeveelheid uit de kleine velden genoemd zoals opgegeven
door de gasproducenten. GTS controleert of de hoeveelheden logisch zijn in vergelijking met historische
hoeveelheden.
Het advies wordt uiteindelijk opgesteld door het kernteam. Dit kernteam bestaat uit drie personen die
vrijwel fulltime op het dossier werken. Twee van deze personen zijn verantwoordelijk voor de
modellering. Daar waar nodig betrekt het kernteam een bredere groep experts uit de organisatie. De
informatie van deze experts wordt vervolgens in de modellering geïmplementeerd. Doordat het
kernteam bijna volledige op het dossier werkt, is er geen projectmatige aanpak. De aard van het werk
heeft inmiddels meer weg van ‘ongoing business’.
Het kernteam heeft onderling ook een controlerende functie. Het advies wordt opgesteld en vervolgens
gecontroleerd door de modelleurs. Uiteindelijk wordt het opgestelde advies besproken in het
managementteam-overleg en ondertekend door de directeur van GTS.
Vervolgens gaat het advies in conceptvorm naar het ministerie van EZK. Daar wordt de brief
gecontroleerd en verschillen met eerdere adviezen moeten door GTS worden verklaard. Ook deze stap
draagt bij aan de kwaliteitscontrole van de gegeven adviezen.

15

Gasunie en Tennet, Infrastructure outlook 2050, 2019.

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 11

4

UITGANGSPUNTEN EN REKENMETHODIEK

Dit hoofdstuk presenteert de validatie van DNV GL op een aantal belangrijke uitgangspunten en de
daarmee samenhangende rekenmethodiek. We beginnen met een overzicht van de uitgangspunten die
ongewijzigd zijn ten opzichte van onze validatie uit 2017. Vervolgens bespreken we achtereenvolgens de
volgende uitgangspunten:
1. 100% inzet van stikstofcapaciteit ter grootte van de installaties in Ommen en Wieringermeer
2. Inschatting van binnenlandse L-gasvraag voor afnemers met een aansluiting <40 m3/uur
3. Inzet van seizoensbergingen Norg en Alkmaar
4. Loslaten van de flexibiliteitsrestrictie op de productie van het Groningenveld
5. Benodigde capaciteit van het Groningenveld
6. Voldoende aanbod van H-gas
Een aantal algemene uitgangspunten die GTS heeft gebruikt voor de volumeberekeningen zijn
ongewijzigd. Het gaat dan bijvoorbeeld om:
•

de algemene veronderstelling dat cavernes (Epe en Zuidwending) volgens de technische specificaties
volumeneutraal over het gasjaar worden ingezet (dit geldt overigens ook voor Alkmaar);

•

de LNG peakshaver op de Maasvlakte die volgens de technische specificaties wordt ingezet;

•

de Wobbe-index van het H-gas die een iets stijgende trend vertoont vanwege dalende productie uit
Nederlandse kleine velden;

•

de temperatuurprofielen van de afgelopen 30 jaar die worden gebruikt voor de inschatting van de
vraag naar gas en voor de bepaling van een koud of gemiddeld jaar. Omdat deze periode ieder jaar
mee schuift is het eerdere koude jaar 1985/86 vervangen door het temperatuurprofiel uit 1995/96;

•

de inschatting van de L-gas vraagontwikkeling in het buitenland. Er wordt gerekend met een
marktreductie van 10% per jaar. DNV GL heeft geen recente, gedetailleerde informatie van de
Belgische en Franse netbeheerders kunnen vinden die wijzen op versnelling van de ombouw. De
ombouwplannen lopen tot en met 2029. DNV GL beschouwt deze aanname als redelijk en heeft dus
geen tegenstrijdige informatie kunnen vinden. In Duitsland vinden specifieke ontwikkelingen plaats,
zoals de gedeeltelijke ombouw van een elektriciteitscentrale nabij Keulen van L-gas op H-gas en het
gereedkomen (per april 2020) van het mengstation van GTG Nord net over de grens bij Bunde /
Oude Statenzijl.

Overigens veronderstelt GTS ook nog steeds dat het Groningenveld back-up volume zal leveren van
1,5 bcm (bovenop het graaddagengebaseerde volume) in geval van onvoorziene omstandigheden,
bijvoorbeeld als de eigen back-up voorzieningen van GTS niet meer toereikend zijn.

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 12

4.1 Inzet van stikstofcapaciteit 100%
Het belangrijkste, gewijzigde uitganspunt in de brief van 11 juni is de inzet van de stikstofinstallaties in
Ommen en Wieringermeer op 100%. Door deze wijziging wordt ook het effect op de reductie van het
benodigde Groningenvolume van twee andere maatregelen groter, namelijk:
1. het vullen van de ondergrondse opslag in Norg met pseudo G-gas en
2. de export van pseudo G-gas via grenspunt Oude Statenzijl (OSZ) door een kleine investering in
het netwerk van GTS.
Onder dit uitgangspunt garandeert GTS dat de stikstofcapaciteit ter grootte van de gecombineerde
technische capaciteit van de mengstations in Ommen en Wieringermeer altijd beschikbaar is. In Figuur 1
is de historische beschikbaarheid over de periode van 1 april 2018 tot 1 april 2019 van beide
mengstations te zien. Hieruit blijkt dat beide stations niet altijd volledig inzetbaar zijn. Als terugvaloptie
zijn het mengstation in Pernis en de stikstofcaverne in Heiligerlee beschikbaar.
In hetzelfde figuur is ook de daadwerkelijke gerealiseerde stikstofinzet getoond. Deze lijn laat zien dat er
met enige regelmaat wordt teruggevallen op Pernis en Heiligerlee. Dit is te zien aan de ononderbroken
lijn die de bovenste vlakken (gelabeld als Heiligerlee en Pernis) doorkruist. Hoewel Heiligerlee een grote
uitzendcapaciteit heeft (te zien aan de hoogte van het lichtgrijze, bovenste vlak), is de vulsnelheid van
de caverne beperkt. De uitzendcapaciteit kan dus niet constant worden gebruikt, omdat de caverne dan
leeg raakt en lange tijd nodig heeft om weer te vullen. De terugvalfunctie kan daarmee niet worden
gegarandeerd. Ook Pernis kan niet altijd volledig worden ingezet omdat het geproduceerde pseudo
G-gas niet altijd kan worden afgevoerd naar de achterliggende markt. Daarnaast wordt stikstof gebruikt
in dit station ook deels ingezet voor het ‘afwobben’ van hoogcalorisch gas uit de GATE-terminal voor de
import van vloeibaar aardgas (dit gebeurt in het daarvoor bestemde mengstation Botlek). Dit afwobben
is noodzakelijk om het vloeibare aardgas aan de kwaliteitseisen van de hoogcalorische markt te voldoen
en niet voor de conversie naar pseudo G-gas.

106

miljoen m3(n)/uur

14
12
10

93
85

96
87
79

120

109

94
86

86

89

100
80

65

8

60

6

40

4
20

2
0

Benuttingsgraad (%)

16

0

Heiligerlee (beperkt volume)

Pernis

Ommen en Wieringermeer

Gerealiseerde stikstofinzet

Benuttingsgraad stikstof (rechter as)

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 13

Figuur 1

Historische beschikbaarheid en inzet van stikstof

Bron: DNV GL analyse op basis van data GTS

Anderzijds, door de inzet van Pernis en Heiligerlee kan de stikstofinzet boven de 100% uitkomen16. In de
maanden december 2018 en januari 2019 lag de gemiddelde inzet boven de 100%. Dit is aangegeven
met de stippellijn. In de brief van 11 juni geeft GTS aan dat ook in de maanden april en mei 2019 de
gemiddelde stikstofinzet op respectievelijk 100% en 109% lag. De zwarte, ononderbroken lijn geeft de
stikstofinzet op dag-basis aan; op ongeveer een derde van de dagen lag deze boven de 100%.
In de afgelopen jaren is de geplande inzet – waarop benodigde Groningenvolume via de
graaddagenformule wordt bepaald – bijgesteld van 85% naar 92,5% en dus nu naar
hoogstwaarschijnlijk 100%. In de studie van 201517 over de nieuwe manier van het bedrijven van de
mengstations en de rol van het Groningenveld is destijds gekozen voor 85% om verschillende redenen:
1. Ten eerste, was er geen ervaring met deze nieuwe manier van produceren en een
veiligheidsmarge van 15% werd als realistisch gezien.
2. Daarnaast bestond de angst dat een hogere stikstofinzet partijen zou kunnen verleiden tot het
misbruiken van economische machtsposities (‘gaming’) en daarmee nadelige uitkomsten (te
hoge prijzen) kan veroorzaken.
3. Verder zijn er ook zorgen geuit over het opbreken van de ‘kwaliteitsloze’ gasmarkt 18.
In 201819 is vervolgens gestreefd naar een inzet van 92,5% nadat op verzoek van de minister een
nieuwe graaddagenformule is opgesteld.
In de brief van 11 juni is vervolgens een inzet van 100% voorgesteld waarmee een significante
volumereductie van het Groningenveld mogelijk is. Volgens GTS kan deze inzet worden gegarandeerd
met de huidige middelen op basis van ervaring opgedaan in de afgelopen jaren. Ook de twee andere
maatregelen, waarvan de effectiviteit afhankelijk is van dit percentage, kunnen volgens GTS zeer
waarschijnlijk op tijd worden gerealiseerd (dat wil zeggen vanaf april 2020 beschikbaar). Het vullen van
de ondergrondse opslag bij Norg is al technische mogelijk op dit moment. Export van pseudo G-gas via
Oude Statenzijl is na een relatief kleine aanpassing in het netwerk (i.e. het verbinden van twee leidingen
over een afstand van enkele tientallen meters) naar alle waarschijnlijkheid ook te realiseren voor april
2020. Dit betekent overigens dat de Groningenproductie hierdoor met name in de zomer van 2020 sterk
afneemt20.
De technische haalbaarheid van 100% inzet van de stikstofinstallaties bij Ommen en Wieringermeer is
volgens GTS dus geen probleem. Daarmee resteert dat een mogelijk nadelig gevolg het eventueel
‘gamen’ van de markt (bijvoorbeeld de minder liquide ‘within-day’ markt) zou kunnen zijn en het
ingrijpen in een kwaliteitsloze gasmarkt.
Zoals aangegeven laat Figuur 1 zien dat in het verleden de stikstofinzet al meerdere keren boven de
100% uitkwam. In de onderstaande figuur is geprobeerd inzichtelijk te maken of een hogere stikstofinzet
leidt tot hogere prijzen op de within-day markt. Hiervoor is het volgende gedaan:

16 Het is belangrijk om op te merken dat 100% inzet niet persé hetzelfde volume stikstof betekend; in de zomer is de beschikbare
17
18

19
20

stikstofcapaciteit in sommige weken lager dan in de winter door gepland onderhoud aan de installaties.
GTS, Mogelijkheden kwaliteitsconversie en gevolgen voor de leveringszekerheid - Update 2015 van resultaten onderzoek 7, kenmerk LP
15.061, 28 september 2015
De kwaliteitsloze gasmarkt houdt in dat gashandel niet is gescheiden voor hoog- en laagcalorisch gas. Een partij kan dus hoogcalorisch gas
verkopen aan een andere partij die laagcalorisch gas verbruikt en vice versa. GTS zorgt door middel van kwaliteitsconversiemiddelen voor
de fysieke balans in beide netwerken.
GTS, Update graaddagenvergelijking gasjaar 2018/2019, kenmerk L 18.0061, 30 oktober 2018.
In hoofdstuk 4.4 bespreken we het effect op de benodigde flexibiliteit van de Groningenproductie van deze maatregelen.

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 14

•

De gemiddelde prijs per dag is berekend voor de within-day balanceringsacties zoals uitgevoerd
door GTS op de gasbeurs ICE Endex.

•

Vervolgens is per dag het verschil tussen de gemiddelde within-day prijs en de
maandgemiddelde day-ahead prijs berekend. De hypothese is dat een hogere stikstofinzet leidt
tot een groter verschil tussen de maandgemiddelde day-ahead prijs en de daggemiddelde withinday prijs.

•

Vervolgens is de stikstofinzet op dagbasis21 uitgezet tegen het bovenstaande verschil. Dit is
getoond in Figuur 2 hieronder. Figuur 2 laat geen duidelijk verband zien tussen een hogere
stikstofinzet en hogere within-day gasprijzen. Hoewel deze analyse zijn beperkingen heeft, lijkt
er geen aanleiding om te veronderstellen dat een hogere stikstofinzet leidt tot hogere within-day

Verschil within-day prijs met
maandgemiddelde day-ahead prijs
(EUR/MWh)

gasprijzen.
4.00
2.00
0.00
-2.00
-4.00

-6.00
-8.00

-10.00
0

50

100

150

Stikstofinzet (%)

Figuur 2

Historische stikstofinzet en mogelijk effect op within-day gasprijzen22

Bron: DNV GL analyse op basis van data van GTS en Elexys

De kwaliteitsloze gasmarkt zou kunnen worden beïnvloed wanneer GTS moet ingrijpen in de markt met
verzoeken of instructies aan marktpartijen. Artikelen 4.4.5 en 4.4.6 van de Transportcode gas LNB
maken dit mogelijk. Een hogere inzet van de stikstofinstallaties geeft minder ruimte om H-gas in te
passen. Hierdoor bestaat de kans dat GTS vaker een verzoek of instructie moet afgeven bij een teveel
aan H-gas.
GTS geeft een verzoek af aan marktpartijen om hun H-gas/L-gas balans aan te passen wanneer het
verschil tussen de inzet van de stikstof en de op dat moment beschikbare capaciteit minder dan
120.000 m3/uur is23. Een instructie wordt afgegeven wanneer het verschil tussen inzet en beschikbare
capaciteit kleiner is dan 60.000 m3/uur. Het aanpassen van de H-gas/G-gas balans betekent normaliter
dat de hoeveelheid in te voeren H-gas moet worden verlaagd en vervangen door meer (pseudo) G-gas in

21

Dit zijn dezelfde gegevens als uit Figuur 1

22

Theoretisch zou deze grafiek ook de impact van de gasprijs op de stikstofinzet kunnen laten zien. Echter, door het ontbreken van een
duidelijke correlatie, is de causaliteit ook niet van belang.

23

De beschikbare capaciteit heeft betrekking op alle stikstofinstallaties. Dus naast Ommen en Wieringermeer worden ook Pernis en
Heiligerlee hierin meegenomen.

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 15

te voeren24. Marktpartijen met zowel H-gas als (pseudo) G-gas invoermogelijkheden kunnen vervolgens
aanpassingen maken.
Uit onze analyse van de stikstofinzet over de maanden december 2018 tot en met mei 2019 blijkt dat in
5,7% van de tijd de resterende stikstofcapaciteit onder 120.000 m3/uur kwam en 1,0% onder
60.000 m3/uur. In de maanden waarin de stikstofinzet boven de 100% uitkwam was dit respectievelijk
7,7% en 1,2%. In de maanden met een stikstofinzet lager dan 100% was dit respectievelijk 1,6% en
0,7%. Dit is samengevat in de onderstaande tabel.
Tabel 2

Ingrijpen in kwaliteitsloze gasmarkt als gevolg van hogere stikstofinzet

Situatie

Percentage uren met resterende
stikstofcapaciteit lager dan
120.000 m3/uur
(‘verzoek’)

Percentage uren met resterende
stikstofcapaciteit lager dan
60.000 m3/uur
(‘instructie’)

Gemiddelde Dec 2018 – Mei 2019

5,7%

1,0%

Maanden met stikstofinzet van 100%
of hoger

7,7%

1,2%

Maanden met stikstofinzet van 100%
of lager

1,6%

0,7%

Bron: DNV GL analyse o.b.v. data GTS

Op basis van Tabel 2 zal een hogere stikstofinzet hoogstwaarschijnlijk leiden tot het vaker afgeven van
een verzoek of instructie door GTS om de H-gas/G-gas balans te herstellen. Hierdoor wordt er inderdaad
vaker ingegrepen op de kwaliteitsloze gasmarkt, omdat marktpartijen niet meer vrij zijn om elk type gas
in te voeren.
In het definitieve advies geeft GTS kort antwoord op de consultatiereactie van zes marktpartijen. Deze
heeft GTS gegroepeerd in vier thema’s waarvan een over het de te verwachten aanwijzingen gaat25.
Volgens GTS zullen aanwijzingen incidenteel worden gegeven. Hiervoor wordt geen onderbouwing
gegeven. Echter, in paragraaf 3.2 gaven wij al aan dat GTS op dit moment onderzoekt GasTerra te laten
sturen op het volledige gebruik van de beschikbare stikstofcapaciteit. Dit zal volgens DNV GL naar
verwachting bijdragen aan het beperken van het aantal te geven aanwijzingen.

4.2 Inschatting (<40 m3/uur) L-gasvraag kleinverbruikers
Nieuw in de brief van 31 januari is de inschatting van de binnenlandse L-gasvraag voor afnemers met
een aansluiting kleiner dan 40 m3/uur. Deze lijn laat een daling zien van de L-gasvraag en is gebaseerd
op de Nationale Energieverkenning van 2017. De ontwikkeling van deze L-gasvraag is van belang voor
de benodigde Groningenproductie, met name in de jaren voorafgaand aan het gereedkomen van de
nieuwe stikstofinstallatie in Zuidbroek. Na het gereedkomen van de stikstofinstallatie te Zuidbroek is de
beschikbare hoeveelheid stikstof voldoende om ver onder de 12 bcm uit te komen en zelfs (bijna) op nul
wanneer de voorgestelde maatregelen worden ingevoerd.
Op basis van openbare informatie beschikbaar gesteld door regionale netbeheerders Liander en Stedin,
heeft DNV GL een analyse gemaakt van de historische daling van de gasvraag voor deze groep
afnemers. De analyse is uitgevoerd voor de jaren 2014 tot en 2019. Voor elk van deze jaren is de
gemiddelde gasvraag per aansluiting berekend. Dit getal is vervolgens genormaliseerd (basisjaar is
24

25

Theoretisch zou ook de vraag naar G-gas kunnen worden verlaagd, maar dit zal in de praktijk moeilijker uit te voeren zijn. Daarnaast kan
alleen pseudo G-gas worden ingezet wanneer dit uit een ondergrondse berging komt. Is dit niet mogelijk, dan zal er meer uit het
Groningenveld moeten worden geproduceerd.
DNV GL heeft de consultatiereacties niet ingezien.

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 16

2014 = 100%). Het verloop van de genormaliseerde gasvraag per aansluiting is vervolgens per jaar in
Figuur 3 getoond. De genormaliseerde vraag meet alleen energiebesparing (implementatie van
energiebesparende maatregelen of energiezuinig gedrag van bewoners) en geen populatie-effecten, dat
wil zeggen het aantal afnemers aangesloten op het gasnetwerk26. Historisch is de gemiddelde gasvraag
met 1,3% per jaar afgenomen over de laatste zes jaar; over de laatste vijf jaren is de daling slechts
0,7% per jaar27. De afname van de L-gasvraag door kleinverbruikers wordt voor de toekomst door GTS
ingeschat op 1,8% per jaar28. Echter, in deze daling wordt ook rekening gehouden met aansluitingen die
van het gas afgaan.
100%
95%

-1,3 %/jaar

Liander

-0,7 %/jaar

Stedin
GTS

90%
85%

-1,8 %/jaar

80%
75%
70%

Figuur 3

Historische L-gasvraag ontwikkeling en inschatting toekomstige L-gasvraag

Bron: DNV GL analyse op basis van informatie van Liander, Stedin en GTS

Om na te gaan wat de effecten zijn van een verandering in het aantal huishoudens dat is aangesloten op
het aardgasnet, is ook gekeken naar de gegevens van het CBS 29. Volgens het CBS is de totale
aardgasvraag van huishoudens tussen 2012 en 2017 (het meest recente jaar beschikbaar bij het CBS)
gedaald met 2,0% per jaar. Wel dient worden aangemerkt dat tussen 2015 en 2017 de vraag met 1,0%
per jaar is toegenomen. Daarnaast houdt de data van het CBS geen rekening met andere
kleinverbruikers ook opgenomen in de groep van verbruikers met een vraag van 40 m3/uur of kleiner.
Op basis van deze informatie kan niet worden gesteld dat de aannames ten aanzien van de daling van de
kleinverbruikersmarkt voor laagcalorisch gas onjuist is. Het is wel van belang dat de voorgenomen
maatregelen worden geïmplementeerd, als de reductie in de aardgasvraag door kleinverbruikers niet de
geplande daling halen zoals gebruikt door GTS. Een hogere L-gasvraag zou tot een hoger benodigd
Groningenvolume leiden.

26

Voor weer/temperatuureffecten is ook gecorrigeerd.

27

Samengestelde jaarlijkse groei of Compound Annual Growth Rate (CAGR)

28

Om het toekomstige verloop van de L-gasvraag zoals gebruikt door GTS te kunnen vergelijken met de historisch vraag, is de lijn uit de
brief van GTS in het verlengde van de lijnen van Liander en Stedin getoond.

29

CBS, Energieverbruik particuliere huishoudens 2017, https://www.cbs.nl/nl-nl/achtergrond/2019/05/energieverbruik-particulierehuishoudens-2017 (geraadpleegd op 24-06-2019)

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 17

4.3 Inzet van seizoensbergingen Norg en Alkmaar
GTS neemt in haar analyse aan dat de seizoensbergingen in Norg en Alkmaar, met respectievelijk ca. 5
bcm en 0,5 bcm werkgasvolume, volledig worden ingezet. Dit is een belangrijke aanname omdat de
berging in Alkmaar gevuld wordt met pseudo G-gas en dus zorgt voor een daling van het benodigde
Groningenvolume. Voor de berging in Norg ligt er het voorstel om deze te vullen met pseudo G-gas
vanaf voorjaar 2020. Hierdoor wordt de aanspraak die moet worden gedaan op het Groningenveld lager.
GTS kan overigens zelf niet de inzet van deze bergingen bepalen aangezien deze onder contract staan bij
GasTerra.
De onderstaande figuur geeft weer hoe beide bergingen in de afgelopen winter zijn ingezet. De verticale
as geeft de vulgraad (in procenten) weer van beide bergingen. Bij 100% is de berging vol en bij 0%
leeg. Zoals te verwachten valt, zijn beide bergingen vol op 1 oktober 2018 voor aanvang van de winter.
De berging in Norg wordt vervolgens geleidelijk leeg geproduceerd tot het laagste punt in april waarna
de berging weer wordt gevuld om in oktober 2019 weer vol te zijn. De berging in Alkmaar laat echter
een ander patroon zien. De vulgraad van de berging komt niet onder de 80% en daarmee is de berging
niet volledig ingezet30.
120

Vulgraad berging (%)

100
80
60
40
20
0
1-okt-18

1-nov-18 1-dec-18

1-jan-19

UGS Norg

Figuur 4

1-feb-19 1-mrt-19

1-apr-19

UGS Alkmaar

Historische inzet van seizoensbergingen Norg en Alkmaar

Bron: DNV GL analyse op basis van data van Gas Infrastructure Europe’s Aggregated Gas Storage Inventory (AGSI+) website

Voor het lopende gasjaar is de hoeveelheid gas nodig uit het Groningenveld (resulterend uit de
graaddagenformule) bepaald met een stikstofinzet van 92,5%. Het niet leeg produceren van Alkmaar
hoeft dus niet te betekenen dat er meer gas uit Groningen wordt geproduceerd dan met de
graaddagenformule wordt berekend. Immers, de stikstofinzet kan in de praktijk nog boven de 100%
uitkomen en daarmee meer pseudo G-gas produceren. Voor het aanstaande gasjaar, waarvoor een
stikstofinzet van 100% wordt voorgesteld, is deze ruimte beperkt (alleen als in de praktijk de stiksofinzet
boven de 100% komt). Het is daarom van belang dat beide bergingen worden benut. In haar derde brief
beargumenteert GTS dat GasTerra – met het niet volledig benutten van gasopslag Alkmaar terwijl Norg
wel is ingezet – heeft laten zien dat het kan sturen op hogere stikstofpercentages.
30

Alkmaar is een peakshaver waarvan de inzet ook achter de hand wordt gehouden voor (zeer) koude dagen. Volledige benutting van het
volume aan het eind van de winter kan daarom niet worden verwacht.

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 18

Tevens adviseert GTS in haar derde brief met het definitieve advies om een eventuele sluiting van de
gasopslag te Grijpskerk (voor hoogcalorisch gas) in ieder geval te laten afhangen van het op dit moment
lopende onderzoek naar de benodigde flexibiliteit in het hoogcalorische gassysteem om de
leveringszekerheid te garanderen. Immers een deel van de flexibiliteit zal bij het sluiten van het
Groningenveld geleverd moeten worden door andere middelen. De gasopslag in Grijpskerk zou daarvoor
nodig kunnen zijn. Als aanvulling hierop adviseert DNV GL om mogelijke veranderingen in het
Gasgebouw als gevolg van een vervroegde sluiting van het Groningenveld mee te nemen in een studie
naar het operationaliseren van het advies en de uitvoerbaarheid op langere termijn.

4.4 Loslaten van flexibiliteitsrestrictie
Het vorige door DNV GL gevalideerde advies ging uit van een restrictie op de productie van het
Groningenveld: De productie van Groningen mocht op maandbasis niet meer afwijken dan 20% van het
gemiddelde over het gehele jaar (op regioniveau was dit 50%). Dit leidde tot een meer gelijkmatigere
productie. Een meer gelijkmatigere productie leidt echter ook tot een hoger volume, omdat in de
zomermaanden de productie boven een niveau van 20% onder het gemiddelde moet liggen. Omdat er zo
snel mogelijk maximaal 12 miljard m3 per jaar moet worden geproduceerd, is deze restrictie losgelaten.
Hierdoor kan in de zomermaanden minder uit het Groningenveld worden geproduceerd.

Maandelijkse productie

Jaargemiddelde

Onder- en bovengrens

Groningenproductie (miljard m3/maand)

3.0

2.5

2.0

1.5

1.0

0.5

0.0

Figuur 5

Historische aardgasproductie uit het Groningenveld

Bron: DNV GL analyse op basis van informatie van NAM

Figuur 5 illustreert dit principe. De maandproductie (kolommen) mag niet meer afwijken dan +/- 20%
van het jaargemiddelde. De onder- en bovengrens – die pas achteraf zijn te bepalen – zijn ook
aangegeven. Te zien is dat in het verleden ruim binnen deze grenzen is gebleven om schommelingen in
de productie te beperken. In het nieuwe advies wordt hiervan afgeweken om minder volume uit het veld
te kunnen halen. Schommelingen in de productie nemen daarom waarschijnlijk toe. Volgens GTS zou het

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 19

Groningenveld in de zomer van 2020 naar bijna nul kunnen, terwijl in de winter wel Groningenproductie
benodigd is. DNV GL is niet gevraagd een uitspraak te doen over de mogelijke gevolgen op de
seismische activiteit van het loslaten van deze restrictie, maar vindt het belangrijk deze aanname
duidelijk te maken. We hebben begrepen dat SodM gevraagd is dit te beoordelen.

4.5 Benodigde capaciteit van het Groningenveld
Het definitieve advies van GTS voorspelt dat er vanaf gasjaar 2022/2023 (1 oktober 2022 t/m 30
september 2023) geen Groningenvolume meer nodig is voor een gemiddeld jaar en slechts een beperkt
Groningenvolume voor een koud jaar wanneer de voorgestelde maatregelen worden geïmplementeerd.
Om te voldoen aan Verordening (EU) 2017/193831 voor het zekerstellen van de gaslevering is er een
zekere capaciteitsbehoefte van het Groningenveld nodig na het gasjaar 2022/2023. Deze verordening
introduceert de zogenaamde N-1 formule32:
“De N – 1-formule geeft de technische capaciteit van de gasinfrastructuur weer om te voorzien in de
totale gasvraag in een berekend gebied in het geval van een verstoring van de grootste afzonderlijke
gasinfrastructuur gedurende een dag met een uitzonderlijk hoge gasvraag die voorkomt met een
statistische waarschijnlijkheid van eens in de 20 jaar.
Gasinfrastructuur heeft betrekking op het gastransmissienet, inclusief de met het berekende gebied
verbonden interconnecties en productie-, LNG- en opslaginstallaties.”
Tijdens het validatie-onderzoek zijn, met betrekking tot de berekening uitgevoerd door GTS, twee
opmerkingen gemaakt door de betrokken partijen:
1. Is het juist om de gasopslag bij Norg als de grootste afzonderlijke gasinfrastructuur te
beschouwen?
De achterliggende gedachte van deze opmerking is mogelijk dat Norg uit verschillende installaties33 kan
bestaan. De grootste afzonderlijke gasinfrastructuur zou daarmee niet de gehele gasopslag zijn, maar
enkel een gasbehandelingsinstallatie. In dat geval wordt gerekend met een lagere capaciteit die kan
wegvallen. Dit zou vervolgens kunnen leiden tot een lagere capaciteitsbehoefte van het Groningenveld.
In de verordening staat de volgende omschrijving: “Wanneer meerdere gasinfrastructuren met een
gemeenschappelijke upstream- of downstreamgasinfrastructuur zijn verbonden en niet afzonderlijk
kunnen worden geëxploiteerd, worden zij als één gasinfrastructuur beschouwd.” Het aggregatieniveau
waarop een gasinfrastructuur wordt gedefinieerd is dus van belang. Omdat DNV GL geen informatie
heeft gekregen over de specifieke installaties bij Norg, kan niet worden beantwoord of de
upstreamgasinfrastructuur afzonderlijk kan worden geëxploiteerd. Overigens kan ook een individuele
aansluitleiding tussen de gasopslag Norg en het GTS-netwerk als grootste afzonderlijke gasinfrastructuur
worden gezien. De capaciteit van deze leiding zal waarschijnlijk vergelijkbaar zijn met de totale
uitzendcapaciteit van de gasopslag Norg.
Op basis van recente preventieve actieplannen34 — een verplichting die voortkomt uit de verordening —
lijken andere lidstaten, met uitzondering van Ierland, hetzelfde aggregatieniveau te hanteren (dus de
31
32
33

34

Verordening (EU) 2017/1938 van het Europees Parlement en de Raad van 25 oktober 2017 betreffende maatregelen tot veiligstelling van
de gasleveringszekerheid en houdende intrekking van Verordening (EU) nr. 994/2010
Cf. Bijlage II van Verordening (EU) 2017/1938
Een gasbehandelingsinstallatie zorgt ervoor dat het aardgas wat uit een berging komt (weer) voldoet aan de kwaliteitseisen van de
landelijk netbeheerder. Het aardgas uit een berging moet bijvoorbeeld worden gedroogd of worden ontdaan van bepaalde componenten
omdat het kussengas van een andere kwaliteit is dan het werkgas en zich daarmee kan vermengen.
De genoemde landen zijn de enige lidstaten die voor 2019 een (voorlopig) preventieve actieplan hebben opgesteld. Deze planning zijn
vergelijkbaar met het Nederlandse Bescherm- en Herstelplan Gas dat op dit moment in ontwikkeling is.

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 20

upstreamgasinfrastructuur als een geheel te zien). Hieronder in de tabel staat een kort overzicht met de
grootste afzonderlijke gasinfrastructuur zoals gekozen per land.
Tabel 3

Grootste afzonderlijke gasinfrastructuur in omringende landen

Land

Grootste afzonderlijke
gasinfrastructuur

Opmerkingen DNV GL

Denemarken

Entrypunt Ellund

Dit entrypunt wordt gevoed door twee afzonderlijke leidingen vanuit
Duitsland. Er is gekozen om de totale capaciteit te beschouwen.

Duitsland

Entrypunt Greifswald

Dit is het entrypunt in Duitsland voor de Nord Stream leidingen vanuit
Rusland door de Baltische zee. Er liggen twee leidingen in parallel. Er
wordt slechts een gedeelte van de capaciteit meegenomen omdat een
deel van de capaciteit alleen kan worden afgevoerd via een aparte
leiding (OPAL) direct bedoeld om Tsjechië van gas te voorzien. Dit
gedeelte kan dus sowieso geen gas aan Duitsland leveren. Er wordt
geen onderscheid gemaakt tussen de beide Nord Stream leidingen.

Ierland

Moffat entrypunt

In Ierland kiest men ervoor om een gedeelte van de entry capaciteit
van het entrypunt Moffat te nemen. In eerdere risicobeoordelingen
vormde de totale capaciteit van entrypunt Moffat de grootste
gasinfrastructuur. Op dit moment is men bezig de compressiestations in
Beattock en Brighouse Bay aan te passen zodat de ‘single point of
failure’ wordt geëlimineerd. Hierdoor wordt slechts een gedeelte van de
capaciteit beschouwd. Deze aanpak lijkt dus meer overeen te komen
met een situatie waarin gasopslag Norg wordt opgesplitst.

Spanje

LNG-importterminal van
Barcelona

In Spanje is gekozen om de gehele capaciteit van de LNGimportterminal in Barcelona als grootste onafhankelijke infrastructuur
aan te duiden.

Tsjechië

Meerdere scenario’s
onderzocht

In Tsjechië wordt de N-1 berekening uitgevoerd voor vijf grenspunten
en zeven gasopslagen (en de combinatie van drie gasopslagen). Er is
niet gekozen een verdere disaggregatie van de infrastructuur te kiezen.

Verenigd
Koninkrijk

Felindre leiding of ‘South
Wales Gas pipeline’

De Felindre leiding wordt gezien als grootste onafhankelijke
infrastructuur. Deze leiding verbindt twee LNG-importterminals (Dragon
en South Hook) met de rest van het gasnet. Er is dus niet gekozen om
een verder onderscheid te maken tussen beide LNG-importterminals.

Zweden

Öresund leiding

Zweden is vrijgesteld van de Verordening. Desalniettemin voert
Zweedse Energie Agentschap de N-1 berekening uit om een idee te
krijgen van de mogelijke situatie bij een dergelijke gebeurtenis. In
Zweden wordt de Öresund leiding, de verbinding met Denemarken, als
grootste gasinfrastructuur gezien.

2. Wat zijn de gevolgen voor het achter de hand houden van Groningencapaciteit op het te
produceren volume uit het Groningenveld?
Wanneer het Groningenveld gedurende de winterperiode een zekere capaciteit moet kunnen leveren,
dienen de gasbehandelingsinstallaties op ‘stand-by’ te staan. Hiervoor is een minimum flow nodig; ook
voor overslagen tussen het NAM-netwerk en het GTS-netwerk lijkt een minimum flow nodig. Volgens
GTS is in de eerste jaren de productie uit het Groningenveld groot genoeg om aan deze minimum flow
vereisten te voldoen. Voor de situatie op lange termijn, bijvoorbeeld wanneer het veld wel capaciteit
moet kunnen leveren maar geen volume, is dit nog niet bekend. De wijze waarop de daadwerkelijke
sluiting van het Groningenveld wordt vormgegeven, is nog onbekend en zal later worden ingevuld. Het
afbouwplan, dat later in 2019 wordt opgesteld, zal hieraan een concretere invulling geven. De relatie
tussen capaciteit en volume van het Groningenveld zou mee kunnen worden genomen om meer
duidelijkheid te geven.

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 21

4.6 Voldoende aanbod van aanvoercapaciteit voor H-gas
In de brief van 25 juli 2019 geeft GTS aan dat zij op basis van een ENTSOG-analyse concluderen dat er
een tekort aan H-gas aanvoercapaciteit ontstaat tussen Duitsland en Nederland. Tevens geeft GTS aan
dit aan de Duitse netbeheerders kenbaar te hebben gemaakt zodat zij hier rekening mee kunnen houden
in het Duitse netwerkontwikkelingsplan. GTS vraagt de Minister dit bij zijn Duitse ambtsgenoot te
onderschrijven.
DNV GL vindt het goed dat er communicatie is tussen de netbeheerders en dat in een vroeg stadium
over en weer wordt geïnformeerd over mogelijke uitbreidingsbehoefte. Echter, DNV GL gelooft ook dat
de noodzaak voor additionele capaciteit primair vanuit een wens van de marktpartijen moet worden
geregeld. Hiervoor zijn immers processen op Europees niveau opgesteld35. In Nederland en de
omringende netbeheerders zijn deze processen recentelijk opgestart om de behoefte voor additionele
capaciteit bij de marktpartijen te peilen.
Uiteraard moet ervoor worden gewaakt dat op basis van deze processen de benodigde infrastructuur in
voldoende mate en tijdig kan worden gerealiseerd. Wellicht dat door de snel opeenvolgende
ontwikkelingen rond het Groningenveld de noodzaak voor additionele infrastructuur niet volledig
zichtbaar is bij marktpartijen. Daarnaast kunnen de te volgen processen een te lange doorlooptijd
vergen waardoor de capaciteit niet gereed is op het moment dat er behoefte aan is. Het gereedkomen
van het mengstation in Zuidbroek zorgt immers voor een instantaan hogere vraag naar H-gas. Het valt
echter niet aan te bevelen om voor te sorteren op een bepaalde oplossing, maar de resultaten van deze
processen mee te nemen in de noodzaak voor additionele capaciteit36.

35
36

Verordening (EU) 2017/459 van de Commissie van 16 maart 2017 tot vaststelling van een netcode betreffende
capaciteitstoewijzingsmechanismen in gastransmissiesystemen en tot intrekking van Verordening (EU) nr. 984/2013
Wellicht dat er bij marktpartijen een behoefte is om importcapaciteit vanuit België of het Verenigd Koninkrijk te vergroten. Eventueel zou
de LNG-importterminal kunnen worden uitgebreid.

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 22

5

CONCLUSIES

Dit rapport betreft een validatiestudie van drie brieven van GTS over een advies voor het benodigde
Groningenvolume. De brieven borduren voort op eerdere adviezen gegeven door GTS. Lettend op het
komende gasjaar 2019/2020 is de inschatting van het benodigde Groningenvolume telkens lager. Dit
komt door steeds verdere aanscherping van een aantal uitgangspunten; vaak op basis van opgedane
ervaring en daarmee het verkregen comfort dat een dergelijke aanscherping mogelijk is. Ook zorgt een
toenemende maatschappelijke en politieke druk voor een aanscherping van de uitgangspunten.
Andere redenen voor de daling van het benodigde Groningenvolume zijn individuele projecten, zoals de
gedeeltelijke ombouw van een gasgestookte centrale en de bouw van een mengstation in Duitsland.
Volgens GTS zijn er nu geen (grote) maatregelen meer mogelijk die het volume nog verder naar
beneden kunnen brengen, met uitzondering van de nieuwe stikstoffabriek die operationeel wordt voor
het gasjaar 2022/2023. DNV GL heeft GTS gevraagd of er andere, niet enkel technische, maar ook
markt-gebaseerde maatregelen een bijdrage kunnen leveren aan een daling van het benodigde
Groningenvolume. In het definitieve advies van GTS wordt dit nogmaals bevestigd.
DNV GL heeft GTS geïnterviewd over het gevolgde proces. GTS gaf aan een aantal aanbevelingen uit
onze eerdere validatie-studies te hebben geïmplementeerd. Dit betreft bijvoorbeeld de evaluatie van het
afgelopen gasjaar als het implementeren van het rekenmodel in de suite van tools die GTS voor hun
reguliere werkzaamheden gebruikt. In een eerdere validatie-studie hebben we echter ook aangegeven
dat een intensievere samenwerking tussen GTS en de belangrijkste partijen rond de assets in Groningen,
GasTerra en NAM, tot belangrijke inzichten kon leiden. Uit het interview met GTS is niet de indruk
ontstaan dat hier veel verandering in is gekomen. Het voorstel om GasTerra te laten sturen op de
beschikbare stikstofcapaciteit is een verdere operationalisering van de samenwerking en dus positief te
noemen.
Ten aanzien van de door ons uitgevoerde validatie, zien wij op dit moment geen aanleiding om de
voorgestelde maatregelen niet te implementeren. Zoals aangegeven door GTS is de technische
implementatie voor het voorjaar van 2020 mogelijk. Ook de effecten op de gasmarkt lijken mee te
vallen. We plaatsen wel onze kanttekeningen bij de gebruikte inschatting van de dalende vraag naar gas
in Nederland. De voorspelde daling wordt wellicht niet gerealiseerd. Een minder snelle daling van de
gasvraag, zorgt ervoor dat het benodigde Groningenvolume hoger uitkomt dan door GTS is berekend.
Daarnaast geven we aan dat de flexibiliteitsrestrictie op de maandelijkse Groningenproductie is
losgelaten. De flexibiliteit neemt door het lagere volume wel toe, omdat in de zomermaanden het
benodigde Groningenvolume zeer klein is. SodM is gevraagd hierover een advies te geven.
Ten slotte, doet DNV GL twee aanbevelingen die niet direct invloed hebben op het Groningenvolume van
11,8 bcm voor het aanstaande gasjaar, maar wel op de langere termijn. Ten eerste is aan te bevelen
duidelijkheid te krijgen over de relatie tussen de benodigde (stand-by) capaciteit en het volume uit het
Groningenveld. Daarnaast adviseren we rekening te houden met de uitkomsten van het proces voor
incrementele capaciteit voor de noodzakelijke uitbreiding van aanvoercapaciteit van hoogcalorisch gas.

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 23

A VRAGENLIJST VOOR INTERVIEW MET GTS
DNV GL is gevraagd door het ministerie van Economische Zaken en Klimaat (EZK) voor het uitvoeren
van een validatie-onderzoek over de GTS-adviezen ten aanzien van het minimaal benodigde Groningenvolume. Als onderdeel van deze validatie wil DNV GL graag GTS interviewen over de brieven van GTS
van 31 januari 2019 en 11 juni 2019. Deze vragenlijst dient als een leidraad voor het interview.

Vragen over het proces
Deze groep vragen richt zich op hoe het advies tot stand is gekomen.
•

In ons vorige advies aan het ministerie van Economische Zaken (dd. 17 mei 2017), zijn er een
aantal adviezen geformuleerd door DNV GL. In hoeverre is GTS geïnstrueerd deze adviezen op te
volgen?

•

Kan GTS schetsen hoe het proces (d.w.z. de stappen die zijn genomen) dat wordt doorlopen om
jaarlijks tot een advies te komen is verlopen? En hoe is het vernieuwde advies hierin geplaatst?

•

Op welke wijze komen nieuwe maatregelen tot stand?
o

Wordt er een onderscheid gemaakt tussen de maatregelen die een effect hebben op de
bedrijfsvoering van andere bedrijven dan GTS en GTS zelf?

o

Is er een ‘long-list’ beschikbaar van maatregelen en hoe is deze tot stand gekomen?
Bijvoorbeeld, welke maatregelen zijn beschouwd, maar uiteindelijk – wegens gegronde
redenen – niet in het advies terechtgekomen?

o
•

Waren de maatregelen in brief 2 (van 11 juni 2019) al eerder geïnventariseerd?

Vindt er een reflectie plaats op eerdere adviezen? Hoe staan de twee meest recente adviezen en
de gevolgde methodologie in relatie tot eerdere adviezen?

•

Hoe zit de interne kwaliteitsborging van GTS eruit?

•

Welke partijen worden tijdens het opstellen van het advies geconsulteerd? Welke vragen zijn aan
deze partijen gesteld of welke opdracht hebben deze partijen meegekregen?

•

Wat is de opdracht die GTS heeft gekregen? Welke kaders/eisen/randvoorwaarden zijn
meegegeven? Is het strikt volgen van de Gaswet of Europese richtlijnen ter discussie gesteld?

Inhoudelijke vragen
De volgende groep vragen gaan inhoudelijk over de gegeven adviezen. De vragenlijst is opgesplitst in
vragen over de brief van 31 januari 2019 en de brief van 11 juni 2019.

Vragen n.a.v. de brief van 31 januari 2019
•

Is het model ook nog veranderd ten opzichte van onze validatie van 2017 (destijds is een Excelmodel gebruikt)? Is het mogelijk om nog eens door het model te lopen?

•

Wat is de relatie tussen de capaciteitseis en het benodigde volume uit het Groningenveld? D.w.z.
zorgt de noodzaak voor een hogere capaciteit ook voor een hoger volume, of is deze relatie niet
aanwezig?

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 24

•

Hoe komt de marktvraag-graaddagenformule tot stand en wat is de relatie met de NEV en het
USB2019?

•

Hoe komt GTS aan het volume van 1,5 bcm voor de back-up functie van het Groningenveld? En
wat zijn de operationele consequenties en het mogelijke effect op het minimum
Groningenvolume?

•

L-gasvraag in Nederland. GTS maakt een nieuwe inschatting van het verloop van de gasvraag
van kleinverbruikers (< 40 m3/uur). Waarom wordt dit toegevoegd aan de analyse? Hoe wordt
deze inschatting meegenomen in de totale L-gasvraag en de mogelijkheid om het
Groningenvolume te reduceren? Op welke wijze zou de analyse een ander resultaat krijgen
wanneer dit niet wordt gedaan?

•

L-gasvraag in Frankrijk en België: In hoeverre wordt een 10% daling van het volume en de
capaciteit al aangenomen voor het komende gasjaar 2019/2020? Er wordt in de brief gesteld dat
er regelmatig contact is met de Duitse netbeheerders. Is er net zo’n intensief contact met de
Franse en Belgische netbeheerder, bijvoorbeeld tijdens Project Tulipe37?

•

Wat is het effect van het hanteren van een ander temperatuurprofiel (1995/1996 i.p.v.
1985/1986) voor een koud jaar op het benodigde Groningenvolume? Leidt dit bijvoorbeeld tot
een lager of hoger volume voor een gemiddeld jaar?

•

Stikstofinzet na april 2020 is niet altijd voor 100% mogelijk. Dit komt door (1) regulier
onderhoud en (2) een beperkte markt in de zomermaanden. Wij vermoeden dat de beperking in
de schommelingen van het Groningenveld (+/-20% van het gemiddelde op maandbasis) ook een
rol speelt. Wat zou een ruimere bandbreedte van deze schommelingen kunnen opleveren aan
reductie van het volume (omdat bijvoorbeeld stikstof in deze zomermaanden meer kan worden
ingezet)?

•

Figuur 4: Wat betekenen de lijnen ‘Basispad’ en ‘Basispad (interpolatie)’? Wat betekent
interpolatie in deze figuur? Is dit de schatting van maart 2018?

•

•

Benodigde capaciteit uit het Groningenveld:
o

Wat is het niveau van de ‘uitzonderlijk hoge gasvraag’ voor een dag in het L-gasgebied?

o

Hoe is de temperatuur van -15,5°C bepaald?

Volume-effect van de additionele stikstofinkoop is wel meegenomen, maar in de
capaciteitsbepaling nog niet. Kunnen jullie toelichten waarom dit niet mogelijk is?

•

Bijlage over uitgangspunten:
o

Er staat genoemd dat het Groningenveld enkel wordt ingezet als sluitpost om de
leveringszekerheid te waarborgen. In hoeverre is een beperking op de flexibiliteit van
Groningen nog van toepassing? Want, als het niet mogelijk is om alle stikstof in de
zomermaanden in te zetten, betekent dit dat het Groningenveld dan op nul staat?

o

Inzet van Norg en Alkmaar wordt door GasTerra bepaald. Wat is de specifieke manier
waarop deze worden ingezet? Heeft GasTerra aangegeven hoe Norg en Alkmaar worden
bedreven? In hoeverre komt deze inzetstrategie overeen met een die zorgt voor een
minimale productie uit Groningen?

37

https://www.cre.fr/Documents/Deliberations/Avis/conversion-zone-nord-de-la-france-gaz-h

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 25

o

Wat betekent het dat Epe en Zuidwending en de LNG-Peakshaver worden ingezet
volgens de ‘huidige technische specificaties’? Welke inzetstrategie wordt er gebruikt?

o

Er wordt aangenomen dat H-gas altijd voldoende beschikbaar is, maar de mengstations
doen maximaal 92,5%. Waardoor wordt de inzet van de mengstations beperkt?

Vragen n.a.v. de brief van 11 juni 2019
•

Op pagina 3 van de brief wordt vermeld dat de maatregelen nog nadere uitwerking vereisen.
Hoe verhoudt zich dat tot het gegeven advies? In hoeverre is het advies gebaseerd op
gevalideerde uitkomsten?

•

Nu de stikstofinstallaties op 100% worden ingezet, stelt GTS dat er extra beroep op
Groningenproductie moet worden gedaan in geval van uitval. Echter, de reserve van 1,5 bcm is
nog hetzelfde als bij een inzet van 92,5%. Kan GTS uitleggen waar dit op gebaseerd is?

•

Op pagina 3, onder advies 2a. staat dat er een beperkte investering door GTS noodzakelijk is om
pseudo G-gas via OSZ te exporteren. In eerdere adviezen was dit pas mogelijk per april 2022.
Waaruit bestaat de investering en waarom kan het nu sneller worden gerealiseerd?

•

Op pagina 3, onder advies 2b. staat dat de gasopslag Norg met pseudo G-gas kan worden
gevuld en dat ‘deze maatregel binnen het gasgebouw’ verder moet worden uitgewerkt. Kan GTS
een toelichting geven wat wordt bedoeld met het verder uitwerken binnen het gasgebouw? Wat
zijn concrete stappen die moeten worden genomen om dit te realiseren?

•

Op pagina 4 onder 3 staat het advies om gasopslag Alkmaar prioriteit te geven. Echter, dit leidt
niet tot een verlaging van de Groningenproductie omdat dit al is verondersteld in de
modelmatige analyse. Kan GTS hierop een toelichting geven? Waarom staat dit advies genoemd,
wanneer het niet leidt tot een lagere productie uit het Groningenveld?

•

Welke overige maatregelen zijn er mogelijk wanneer het vullen van gasopslag Norg met pseudo
G-gas en export van pseudo G-gas via OSZ niet mogelijk is per april 2020?

•

Welke maatregelen zorgen voor met name voor de seizoenfluctuaties waarover SodM een
uitspraak moet doen (omdat de productie van het Groningenveld buiten de aanbevolen
bandbreedtes komt)?

•

Welke maatregel zou met name impact kunnen hebben op de productieverdeling van het
Groningenveld, aangezien GTS dit niet heeft meegenomen in de analyse?

•

Pagina 6, tabel 2: De stikstofinzet is hoger dan 100% in de maanden april en mei. Kan GTS
toelichten waarom deze inzet hoger kan zijn dan 100%?

•

In de brief van 31 januari 2019 is het ombouwen van industriële grootverbruikers een van de
eerstgenoemde maatregelen; in de update van 11 juni blijkt dat het wellicht mogelijk is om een
grootverbruiker om te bouwen mits er overeenstemming is over nadeelcompensatie? Welke
partijen zijn betrokken en hoe ziet het proces eruit om tot overeenstemming te komen over deze
nadeelcompensatie?

•

Op welke wijze kan zeker worden gesteld dat de voorgestelde maatregelen ook daadwerkelijk
kunnen worden uitgevoerd? Een aantal maatregelen zijn namelijk afhankelijk van de 100% inzet
van stikstof. Is hiervoor bijvoorbeeld een additionele ‘instructie’ nodig aan andere marktpartijen

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 26

(bijv. inzet van bergingen), of moet GTS de beschikking krijgen over bepaalde
(markt-)instrumenten (bijv. afroep van H-gas, beperking van H-gas met hoge Wobbe-index)?
•

Welke ‘operationele’ maatregelen zijn er nog mogelijk die kunnen bijdragen aan een verlaging
van het Groningenvolume, bijvoorbeeld inzet MS Pernis op best-effort-basis?

DNV GL – Rapport nr. OGNL.182598.2 – www.dnvgl.com

Blz. 27

OVER DNV GL
DNV GL is een wereldwijd bedrijf voor kwaliteitsborging en risicobeheer. Vanuit haar streven leven, bezit
en het milieu te beschermen stelt DNV GL organisaties in staat de veiligheid en duurzaamheid van hun
activiteiten te bevorderen. DNV GL biedt classificering en technische borging, naast software en
onafhankelijk, deskundig advies voor de maritieme, de olie- en gasindustrie, energiecentrales en de
duurzame energiesector. Daarnaast biedt het bedrijf certificeringsservices en datamanagement voor
klanten in uiteenlopende sectoren. Onze medewerkers zijn actief in meer dan 100 landen over de hele
wereld en streven ernaar klanten te helpen de wereld veiliger, slimmer en groener te maken.