Gas

Vi­sie

Gas is al meer dan een halve eeuw onlosmakelijk verbonden met de Europese energievoorziening in het algemeen en de Nederlandse in het bijzonder. Sinds de ontdekking in 1959 van het Groningenveld, destijds het grootste onshore gasveld ter wereld, is hier meer dan 2000 miljard kubieke meter aardgas gewonnen. Meer dan 95 procent van de Nederlandse huishoudens gebruikt aardgas voor verwarming. GasTerra is de exclusieve verkoper van het Groningengas. Een groot deel wordt op de binnenlandse markt afgezet, daarnaast wordt een belangrijk percentage geleverd aan buitenlandse klanten in Duitsland, België en Frankrijk. 

Naast het Groningengas, dat laagcalorisch is (dat wil zeggen een relatief lage verbrandingswaarde heeft) verhandelt GasTerra ook een groot volume hoogcalorisch gas. Dit gas is voornamelijk afkomstig uit kleinere gasvelden in de Noordzee en van importen uit Rusland en Noorwegen. Het hoogcalorisch gas wordt gebruikt door de industrie en eveneens naar de genoemde landen geëxporteerd alsmede naar Zwitserland, het Verenigd Koninkrijk en Italië. In afwijking van het Groningengas kunnen producenten het kleineveldengas ook aan andere gashandelaren aanbieden, maar GasTerra is wettelijk verplicht dit gas desgevraagd tegen een marktconforme prijs af te nemen.

Kijkend naar het verleden is gas onbetwist een succesverhaal. In een periode van structurele en ingrijpende veranderingen, waarin de gashandel en het gastransport van elkaar werden gescheiden en de markt werd geliberaliseerd, heeft gas zijn hoofdrol in de energievoorziening behouden. Toch is de vanzelfsprekendheid eraf. De positie en het imago van gas staan onder druk. De positieve kenmerken van ons product, zoals comfort, schoonste fossiele brandstof, flexibiliteit en veelzijdigheid dreigen op de achtergrond te raken. Belangrijke oorzaken daarvan zijn in onze regio, de aardbevingen, die bij velen het gevoel hebben versterkt dat gas in het gunstigste geval een noodzakelijk kwaad is en, recentelijk, de Russisch/Oekraïense crisis, die de toch al bestaande twijfels over de voorzieningszekerheid van gas in Europa heeft vergroot.

De aardbevingen hebben indirect effect op de bedrijfsstrategie. Immers, het productieplafond dat de minister van Economische Zaken op 17 januari 2014 in een conceptbesluit bekendmaakte, beperkt niet alleen de producent van het Groningengas, NAM, maar ook van de verkoper ervan, GasTerra.

Bovenstaande ontwikkelingen hebben uiteraard een negatieve impact op het imago van gas. Hoewel vrijwel niemand in Europa het belang van gas in de energiemix ontkent, nu maar ook op langere termijn, vindt een omvangrijke groep het lastig om ons product als deel van de oplossing te zien in plaats van als (mede) veroorzaker van problemen. Op termijn is deze situatie bedreigend voor de gassector en dus ook voor GasTerra. We staan daarom voor de taak om de reputatie van gas te verbeteren. De realiteit is dat gas wereldwijd, in Europa en in Nederland onmisbaar is en de komende decennia zal blijven. Zowel uit het oogpunt van voorzieningszekerheid als van verantwoord klimaatbeleid. De hoge economische en maatschappelijke waarde van deze bodemschat mag evenmin worden veronachtzaamd. Nederland beschikt vijftig jaar na ontdekking van het Groningenveld nog altijd in totaal over meer dan 1000 miljard kubieke meter conventioneel aardgas. Bij de verantwoorde winning daarvan zal de samenleving ook in de toekomst zowel economisch als ecologisch baat hebben. Dit is de achtergrond van GasTerra’s slogan en het motto van dit jaarverslag: Energizing the future.

Jaar­re­ke­ning

Sa­menvat­ting fi­nan­ciële re­sul­ta­ten

  2014 2013
Inkomsten en kosten
in miljoenen euro’s
   
Netto-omzet 19.501 24.293
Gasinkoop 18.820 23.711
Transportkosten 569 509
     
Resultaten
in miljoenen euro’s
   
Resultaat voor belasting 48 48
Netto-winst 36 36
Dividend 36 36
     
Overige financiële gegevens    
Investeringen (in miljoenen euro’s) 6,3 13
Liquiditeitsratio 1,1 1
     
Balansgegevens
ultimo jaar, in miljoenen euro’s
   
Balanstotaal 3.747 3.943
Eigen vermogen 216 216
Kortlopende schulden 3.531 3.727
     
Verkochte volumes
in miljarden m3
   
Totale afzet 81,3 89,3
-Nederland 34,3 36,1
-Overig Europa 47 53,2
     
Personeel
ultimo jaar, in fulltime-equivalenten
   
Eigen medewerkers 179 186
     
Veiligheid & gezondheid    
Ziekteverzuim (in %) 2,1 2,2
Gemiddelde verzuimfrequentie 1,1 1,1

Mark­t­ont­wik­ke­ling

In 2014 was de gasmarkt door verschillende gebeurtenissen en ontwikkelingen behoorlijk in beweging. Zo was de Europese gasvraag in 2014 lager dan in 2013. Dat kwam enerzijds door de hoge temperaturen in zowel het eerste als het laatste kwartaal waardoor de gasvraag onder huishoudens lager was dan voorzien. Daarnaast werd opnieuw minder gas gebruikt voor de opwekking van elektriciteit in centrales door de lage prijzen van kolen en CO2-emissierechten. Omdat in Azië de vraag naar aardgas achterbleef bij de verwachting, kwam meer LNG beschikbaar voor de Europese markt. Daarnaast was de gasvraag laag door het warme weer en waren de bergingen gevuld. Dit leidde vooral in de zomermaanden tot lagere prijzen op de gashandelsmarkten. Tegelijkertijd floreerde de virtuele handelsplaats Title Transfer Facility (TTF): nog niet eerder werd hier zoveel gas verhandeld als in 2014. 

Groningenbesluit

Op 17 januari 2014 maakte minister Kamp van Economische Zaken bekend dat een maximumvolume voor de winning van Groningengas werd ingesteld. Daarnaast werd de productie uit de clusters rond Loppersum, waar zich de hevigste aardbevingen hadden voorgedaan, sterk ingeperkt. In het op dat moment nog voorlopige besluit was sprake van een productieplafond van 42,5 miljard kubieke meter in 2014 en 2015 en 40 miljard kubieke meter in 2016. De winning uit de clusters rond Loppersum mocht in deze periode niet hoger zijn dan drie miljard kubieke meter per jaar. Op 29 januari 2015 liet de minister in een brief aan de Tweede Kamer weten dat de totale winning in het Groningenveld tot maximaal 39,4 miljard kubieke meter in 2015 en 2016 wordt teruggebracht. Op 9 februari 2015 liet de minister in een brief aan de Tweede Kamer weten dat de winning in het eerste halfjaar van 2015 zal worden beperkt tot 16,5 miljard kubieke meter. Dit niveau van winning maakt het volgens de minister mogelijk om op 1 juli 2015 zowel tot handhaving van het niveau van 39,4 miljard kubieke meter als tot een verdere reductie tot het niveau van 35 miljard kubieke meter voor het jaar 2015 te besluiten.

Dat een plafond voor Groningengas is vastgesteld is niet nieuw. Eerder was er een plafond opgelegd aan GasTerra voor de inkoop van Groningengas, gespreid over meerdere jaren. Van 2006 tot en met 2015 mag 425 miljard kubieke meter Groningengas worden ingekocht. In de periode 2011-2020, 449 miljard kubieke meter. De overgang van een meerjarenplafond voor inkoop van Groningengas naar een plafond per jaar voor productie uit het Groningenveld vergde de nodige aanpassingen.

GasTerra heeft in 2014, 42,1 miljard kubieke meter Groningengas ingekocht. In overeenstemming met het conceptbesluit over het Groningen Winningsplan heeft NAM in dat jaar 42,4 miljard kubieke meter uit het Groningenveld geproduceerd. Het verschil tussen het productie- en het ingekochte volume zit in het eigen gebruik van NAM, bijvoorbeeld brandstofgas, en de netto onttrekking aan de ondergrondse bergingen. Binnen de beperking die het productieplafond op Groningen ook voor GasTerra als afnemer betekende, is GasTerra erin geslaagd zijn missie, de waarde van het Nederlandse aardgas maximaliseren, te vervullen.

Energiedoelen

Op 6 september 2013 ondertekenden diverse partijen het SER-energieakkoord voor duurzame groei. Een van de afspraken is het energiegebruik in Nederland terug te dringen, onder andere door huizen energiezuiniger te maken. Veel woningcorporaties geven hier invulling aan. Meer energie-efficiëntie betekent minder gasafzet onder huishoudens. Vandaar dat GasTerra zijn afzetverwachtingen in dit segment naar beneden heeft bijgesteld. 

Op Europees niveau heeft de Europese Commissie in 2014 het Framework 2030 vastgesteld. Hierin zijn drie energiedoelen voor 2030 opgenomen: 40 procent emissiereductie in elke lidstaat en op Europees niveau een verbetering van de energie-efficiency met 27 procent ten opzichte van 1990 en een aandeel van 27 procent hernieuwbare bronnen in de energiemix. 

Virtuele handelsplaatsen

De handel op de Nederlandse handelsplaats TTF steeg in 2014 tot een recordhoogte met een verhandeld volume van bijna 1.400 miljard kubieke meter. Daarmee nam de TTF de koppositie over van de Britse handelsplaats National Balancing Point (NBP) in de Over-The-Counter-handel (OTC). Bij deze manier van handelen doen partijen rechtstreeks zaken met elkaar. Mogelijk speelt hierbij een rol dat, doordat op de TTF in euro’s wordt gehandeld, partijen geen valutarisico’s lopen. Ook de churn-rate steeg sterk in 2014. De gemiddelde churn-rate was in 2013 18,5, dit steeg in 2014 naar 31. In de zomermaanden lag het aantal boven de 50. Dit was te danken aan het warme weer. De gasvraag was daardoor relatief laag en de bergingen zaten vol; als gevolg daarvan hadden veel partijen meer gas ingekocht dan ze konden leveren. Het overschot boden ze aan op de TTF. Dit had een drukkend effect op de prijzen; tegelijkertijd groeide de volatiliteit (de beweeglijkheid van de prijzen), waardoor de markt interessanter werd voor meer partijen. 

De crisis in Rusland en Oekraïne hadden geen structureel effect op de prijsvorming, wel op de volatiliteit. Bij politieke spanningen steeg de prijs om daarna bij een akkoord weer te dalen.

De TTF en het Britse NBP zijn in Europa voorlopers als hubs voor aardgas. Op de TTF en het NBP vlakt de groei langzamerhand af. Onder andere de Duitse handelsplaatsen NCG en GasPool ontwikkelen zich verder. Ook GasTerra breidde zijn handelsactiviteiten naar deze Duitse handelsplaatsen uit, al is de handel hier nog beperkt vergeleken met het volume dat GasTerra in het Verenigd Koninkrijk verhandelt. De TTF blijft de belangrijkste prijsmarker voor langetermijncontracten en voor gas op de andere handelsplaatsen in continentaal Europa.

Verhandeld volume

Fysiek volume

LNG

Omdat in Azië de vraag naar aardgas achterbleef bij de verwachting, kwam meer LNG beschikbaar voor de Europese markt. Zo importeerden met name Spanje en het Verenigd Koninkrijk in 2014 meer LNG dan verwacht. Hoe de LNG-vraag in Azië zich de komende jaren gaat ontwikkelen, hangt nauw samen met de economische groei op dit continent en de energiekeuzes die de betrokken landen zullen maken. Zo is Japan van plan om een aantal kerncentrales weer op te starten die als reactie op de ramp met de kerncentrale in Fukushima in 2011 waren uitgezet. Dit zal op termijn de vraag naar LNG in Japan beïnvloeden. 

Mede dankzij de bouw van LNG-exportterminals in Australië en Amerika zal het aanbod van LNG de komende jaren groeien. Australië kan vanaf 2016, 100 miljard kubieke meter per jaar verschepen en in Amerika gaat het om 60 miljard kubieke meter vanaf 2018. Het grootste deel van dit Amerikaanse gas, namelijk 40 miljard kubieke meter per jaar, is al gecontracteerd door Europese partijen voor levering vanaf 2020. Naast Amerikaans LNG zien we een toename van LNG uit Qatar en Rusland (Yamal). Behalve deze hoeveelheden LNG zien we daarnaast ook gas uit het Shah Deniz-gasveld in Azerbeidzjan, dat per pijpleiding via onder meer Turkije naar Italië zal worden getransporteerd. Bij het contracteren van LNG bestaat geen zekerheid of dit gas ook daadwerkelijk in Europa wordt geleverd. Deels gaat het om volumes die in het land van productie worden afgeleverd en door de koper naar keuze op de wereldmarkt kunnen worden verkocht. Daarnaast is het mogelijk om in Europa geleverd LNG opnieuw te verschepen naar andere markten.

Concurrentie van kolen

De kolenprijs en de prijs van CO2-emissierechten zijn op het moment van verschijning van dit jaarverslag nog steeds verhoudingsgewijs laag. Kolengestookte elektriciteitsproductie blijft daardoor veel goedkoper in vergelijking tot gasgestookte elektriciteitsproductie. Verschillende Noordwest-Europese energiebedrijven hebben daarom hun gasgestookte elektriciteitscentrales gesloten of kondigden aan dit te gaan doen. In België werden gascentrales ook stilgelegd omdat deze niet rendabel waren. Enkele gascentrales zijn echter opnieuw ingezet omdat een elektriciteitstekort dreigde doordat kerncentrales in het land onverwacht (langer) stillagen. Daarnaast werd er gesproken over het opstarten van gascentrales in Nederland om de Belgische markt te beleveren. 

In Nederland is afgesproken de vijf oudste kolencentrales te sluiten, als onderdeel van het SER-energieakkoord. Hun plaats wordt echter ingenomen door drie nieuwe efficiëntere (twee kolencentrales, op de Maasvlakte en één centrale in de Eemshaven).

De sluiting van gascentrales heeft consequenties voor de leveringszekerheid en klimaatdoelen. Kolen mag op dit moment dan het goedkopere alternatief zijn, bij de verbranding komt meer CO2 vrij dan bij de verbranding van gas. Daarnaast zijn kolencentrales minder makkelijk op en af te schakelen dan gasgestookte centrales, waardoor zij in de transitie naar een duurzame energievoorziening minder geschikt zijn als aanvulling op de vaak onvoorspelbare hernieuwbare bronnen. Verschillende Europese landen nemen in dit kader maatregelen om de leveringszekerheid veilig te stellen. Deze zogeheten capaciteitsmechanismen houden in dat de reservecapaciteit die energiebedrijven moeten aanhouden om de stroomvoorziening te garanderen wordt vergoed. In Europees verband wordt gesproken over het verbeteren van het handelssysteem voor CO2-emissierechten. Dit zou moeten leiden tot hogere CO2-prijzen en aldus bedrijfsinvesteringen in emissiebeperkende maatregelen bevorderen, zoals het gebruik van gas.

Schaliegas in Nederland

De minister van Economische Zaken onderzoekt of -en zo ja- waar en onder welke voorwaarden schaliegas gewonnen kan worden. In 2014 konden overheden, organisaties en burgers reageren op de opzet voor het PlanMER-onderzoek. De besluitvorming over schaliegaswinning in Nederland wordt verwacht in de tweede helft van 2015.

Leve­ring en ver­koop

GasTerra heeft in 2014, 81,3 miljard kubieke meter gas geleverd. Daarmee lag de levering 8 miljard kubieke meter lager dan in 2013. Dit kan vooral verklaard worden door de productiebeperking van het Groningenveld en de gemiddeld hoge temperatuur. Kende 2013 een koud begin en einde van het jaar, de winter van 2014 was juist mild. De temperaturen hadden niet alleen een drukkend effect op de leveringen, maar zorgden ook voor een prijsdaling. In 2014 werd gemiddeld 23,9 eurocent per kubieke meter betaald tegen 27,1 eurocent in 2013. 

Levering op de aansluiting

Energiebedrijven en -centrales

GasTerra heeft in 2014, 1,8 miljard kubieke meter gas direct op de aansluiting geleverd aan energiebedrijven en -centrales. Daarmee bleef de directe levering aan dit marktsegment iets achter bij de verwachting. De gemiddeld hoge temperaturen in 2014 waren hier debet aan. Het lagere volume in dit segment werd echter grotendeels gecompenseerd door hogere verkopen van within-year-producten. Daarbij wordt het gas in hetzelfde jaar gecontracteerd en geleverd. 

Windafhankelijke gaslevering

Een goed voorbeeld van productinnovatie is de windafhankelijke gaslevering, een product dat GasTerra samen met energiebedrijf Eneco heeft ontwikkeld. Afhankelijk van de verwachte windsnelheid levert GasTerra meer of minder gas aan Eneco, waarbij niet alleen de hoeveelheid, maar ook de gasprijs is gekoppeld aan de windsnelheid. Hierdoor kan Eneco het financiële risico dat samenhangt met de productie van windenergie beter beheersen. Dit product sluit niet alleen aan bij de klantbehoefte, maar bevordert tevens de inzet van gas als transitiebrandstof. Moderne gascentrales zijn heel geschikt als back-up voor windenergie; ze kunnen als de wind wegvalt sneller op- en afgeregeld worden dan kolencentrales. Bovendien is gas de schoonste fossiele brandstof. Twee redenen voor Eneco om voor deze oplossing te kiezen. 

Verkopen

De positieve effecten van continue productontwikkeling kwamen ook tot uiting in de verkoopcontracten voor de komende jaren. GasTerra speelde in op de sterke toename van kleinere, en vaak lokale energiebedrijven. Deze partijen contracteren elk jaar meer gas, omdat zij hun eigen klantportfolio zien groeien. Hier profiteert GasTerra dan weer van door een hogere afzet aan dit marktsegment. 

Industrie

GasTerra leverde in 2014, 3,5 miljard kubieke meter aardgas aan zijn industriële klanten. In de eerste helft van 2014 was het aantal contracteringen voor de komende jaren lager dan verwacht. Dit werd gecompenseerd door een toename van het aantal aanbestedingen en contracten in het tweede deel van het jaar. 

Daarmee bleef de levering achter bij de verwachting. Hiervoor zijn verschillende oorzaken. Ten eerste hebben de economische omstandigheden effect op de productie, wat tot een lagere gasvraag leidt. Daarnaast maken klanten minder gebruik van hun warmtekrachtkoppeling-installaties (WKK’s) die gelijktijdig warmte en elektriciteit opwekken. Voor veel klanten bleek de inkoop van elektriciteit goedkoper dan de eigen productie met een lagere gasvraag op deze installaties als gevolg. Tot slot werd de levering in 2014 negatief beïnvloed door uitval van de productie bij een aantal grote klanten door storingen en onderhoud. 

Productontwikkeling

Ondanks bovenstaande ontwikkelingen werkt GasTerra hard aan het behoud en de uitbreiding van de klantenportfolio. Hiervoor overleggen we continu met de klanten of de voorwaarden en producten nog marktconform zijn. Hier zijn ook in 2014 weer enkele productverbeteringen uit voortgekomen. 

Klanttevredenheid

GasTerra heeft in 2014 een nieuwe klantenportal ontwikkeld voor industriële klanten, dat begin 2015 is gelanceerd. Klanten kunnen hier additionele volumes bestellen, offertes aanvragen en accepteren alsmede hun contracten en facturen inzien. In een klanttevredenheidsonderzoek in 2013 gaven klanten aan meer behoefte te hebben aan informatie, met name over marktontwikkelingen en prijzen. Om in die behoefte te voorzien geven we sinds 2013 periodiek een digitale nieuwsbrief uit. Daarnaast organiseerde de onderneming in oktober een goed bezochte relatiedag met lezingen over de gasmarkt en een bezoek aan de gasbehandelingsinstallatie van Gasunie in Ommen. 

Verduurzamen

We ondersteunen onze industriële klanten bij de verduurzaming van productieprocessen met het Milieuplan Industrie. Met dit programma ondersteunt GasTerra industriële klanten bij de verbetering van de energie-efficiency, de reductie van emissies en de verduurzaming van de productieprocessen. In 2014 voerde GasTerra zes MPI-projecten uit. Daarmee werd de doelstelling gehaald. Verder ondersteunt GasTerra de productie en handel in groen gas. In 2014 werden twee contracten met nieuwe klanten afgesloten. Daarmee werd ook op dit terrein de doelstelling gehaald.

Levering op de hub

De handel op de TTF verloopt via standaard-raamcontracten. Dit houdt in dat per deal alleen nog de prijs, de hoeveelheid en de leveringsperiode worden overeengekomen. Een deal kan direct via de beurs, via een broker met een klant, of bilateraal met een klant plaatsvinden. Het eerste heeft GasTerra’s voorkeur. Omdat veel marktpartijen handelen via brokers, maken wij ook veelvuldig gebruik van dit kanaal. GasTerra vindt het een goede ontwikkeling dat het aantal brokers in 2014 is toegenomen. Dit zorgt namelijk voor meer keuzevrijheid van marktpartijen. 

Ontwikkeling fysiek en verhandeld volume TTF

GasTerra leverde in 2014, net als in 2013, 29 miljard kubieke meter gas aan energiebedrijven, banken en handelaren via de virtuele handelsplaats TTF. De levering aan deze doelgroepen bleef daarmee achter bij de verwachting. De verklaring hiervoor ligt enerzijds in de relatief hoge temperaturen in 2014, waardoor minder temperatuurafhankelijke contracten werden overeengekomen. Ondanks de groei van het aantal brokers liep het aantal partijen op de TTF iets terug, doordat een aantal financiële partijen minder actief is geworden. In totaal werd in 2014, 44 miljard kubieke meter fysiek geleverd via de TTF. Het aandeel van GasTerra hierin bedroeg 66 procent.  

De prijzen die op de TTF tot stand kwamen waren gemiddeld lager dan in 2013. De jaargemiddelde day-ahead-prijs daalde met 6,0 €ct/kubieke meter ten opzichte van het koude jaar 2013, de jaargemiddelde month-ahead-prijs met 5,1 €ct/kubieke meter. Het conflict tussen Rusland en Oekraïne had een beperkt effect op de prijsvorming, namelijk op de volatiliteit. Als er spanningen waren steeg de prijs, om daarna bij een akkoord weer te zakken. 

Ontwikkeling maandgemiddelde month-ahead prijzen

Ontwikkeling maandgemiddelde TTF prijzen

Buitenland

GasTerra heeft in 2014, 47,0 miljard kubieke meter gas geëxporteerd naar een beperkt aantal grote energiebedrijven, die het gas doorverkochten aan andere energiebedrijven of eindverbruikers. In vergelijking met 2013 daalde de export naar deze klanten met 6,2 miljard kubieke meter. Deze daling is vooral te verklaren door de hoge temperaturen in 2014. 

Aardgasafzet GasTerra

Aardgasafzet GasTerra
(in miljarden m³) 2014 2013
Nederland 34,3 36,1
België 5,4 5,4
Frankrijk 4,9 6,5
Duitsland 18,1 22,4
Italië 8,3 8,6
UK 9,5 9,5
Zwitserland 0,8 0,8
Totaal 81,3 89,3
Totaal exclusief Nederland 47 53,2

In 2014 zijn voor een aantal exportcontracten opnieuw heronderhandelingen gevoerd. Het belangrijkste thema is de transitie in de markt van olie- naar gasgeïndexeerde prijzen. Als gevolg hiervan worden de rollen van de diverse partijen in de waardeketen opnieuw gedefinieerd. Onderwerpen die hierbij, naast de prijs, een rol spelen zijn onder meer contractuele flexibiliteit en het leverpunt. In veel gevallen komen de partijen steeds dichter bij elkaar, maar dit vergt veel tijd en inspanning.

Leveringszekerheid

Op 17 januari 2014 maakte het Kabinet een conceptbesluit bekend over de maximale gasproductie uit het Groningenveld. Dit naar aanleiding van de aardbevingen in het winningsgebied. Dit zorgde voor onzekerheid bij exportklanten over het nakomen van de verplichtingen op lange termijn van GasTerra. In het voorgenomen besluit was sprake van een productieplafond van 42,5 miljard kubieke meter in 2014 en 2015 en 40 miljard kubieke meter in 2016. De winning uit de clusters rond Loppersum mocht in deze periode niet hoger zijn dan drie miljard kubieke meter per jaar. Op 29 januari 2015 liet de minister in een brief aan de Tweede Kamer weten dat de totale winning in het Groningenveld tot maximaal 39,4 miljard kubieke meter in 2015 en 2016 wordt teruggebracht. De onderneming is echter, ondanks de productiebeperking, in staat om aan haar contractuele verplichtingen te voldoen.  Op 9 februari 2015 liet de minister in een brief aan de Tweede Kamer weten dat de winning in het eerst halfjaar van 2015 zal worden beperkt tot 16,5 miljard kubieke meter. Dit niveau van winning maakt het volgens de minister mogelijk om op 1 juli 2015 zowel tot handhaving van het niveau van 39,4 miljard kubieke meter als tot een verdere reductie tot het niveau van 35 miljard kubieke meter voor het jaar 2015 te besluiten.

Wat betreft het afsluiten van nieuwe langjarige contracten houden we ons aan de wens van de minister. Dit betekent dat we geen nieuwe langetermijncontracten sluiten en de bestaande langetermijncontracten niet worden verlengd of in volume verhoogd.

Ombouw L-gas naar H-gas

Als gevolg van het dalende productievolume uit het Groningenveld na 2020 moeten bestaande gebruikers van het Groningse L-gas overstappen op H-gas. In verschillende Europese landen, met name Duitsland, Frankrijk en België is de ombouw van L-gas naar H-gas een belangrijk thema. De ombouw zal vanaf 2020 in Duitsland moeten starten en vanaf 2024 in België en Frankrijk. In Nederland speelt deze kwestie pas vanaf 2030. De plannen voor de ombouw in Duitsland worden ondertussen steeds concreter. De Duitse gastransporteurs hebben hiervoor een gezamenlijk plan ontwikkeld. Volgens dit plan begint de ombouw in oktober 2015 op kleine schaal om de terugloop van L-gasproductie uit Duitse velden op te vangen. Aan een gedetailleerde invulling van het plan wordt nog gewerkt. Ook de Belgische en Franse transporteurs hebben laten weten zich voor te bereiden op de afbouw van import van Groningengas. GTS heeft in december 2014 bekend gemaakt stikstofcapaciteit bij te bouwen om de leveringszekerheid van L-gas op lange termijn veilig te stellen.

De huidige beperking van de productie heeft geen effect op de ombouw; de verlaagde productie uit Groningen zal zo nodig door kwaliteitsconversie van hoogcalorisch gas met stikstof worden opgevangen.

Virtuele opslagdienst

GasTerra biedt marktpartijen de mogelijkheid om virtuele opslagruimte voor gas te contracteren. Deze virtuele opslagdienst (VOD) wordt aangeboden in de vorm van zogenaamde Standard Bundled Units (SBU’s) waarmee marktpartijen gas kunnen injecteren of onttrekken aan een virtuele opslag. GasTerra levert deze dienst op de TTF. De gas- en elektriciteitsbeurs ICE Endex veilt het volume als onafhankelijke partij in opdracht van GasTerra, zodat de kopers voor GasTerra anoniem blijven. 

In november 2013 contracteerden marktpartijen 3,7 miljoen SBU’s in de vorm van een eenjaarsproduct (opslagjaar 2014/2015). Daarnaast bood GasTerra in november 2013 een vijfjaarsproduct aan (opslagjaren 2014/2019). Hiervan werden 4,1 miljoen SBU’s gecontracteerd. Tot slot werden op de veiling in februari 2014 de overige 5,4 miljoen SBU’s als eenjaarsproduct verkocht.

Voor het jaar 2015/2016 vond in november 2014 de eerste veiling plaats. Daarbij werden 4,5 miljoen SBU’s verkocht in de vorm van een eenjaarsproduct. De resterende capaciteit (4,5 miljoen  SBU’s) wordt in februari 2015 nogmaals ter veiling aangeboden als eenjaarsproduct. 

In­koop

GasTerra kocht in 2014, 81,3 miljard kubieke meter gas in. Dat gas was voor 81,6 procent afkomstig uit Nederland. De overige 18,4 procent werd op handelsplaatsen ingekocht of geïmporteerd.

Groningenveld

Op 17 januari 2014 maakte minister Kamp van Economische Zaken bekend dat een maximumvolume voor de winning van Groningengas werd ingesteld. Daarnaast werd de productie uit de clusters rond Loppersum, waar zich de hevigste aardbevingen hadden voorgedaan, sterk ingeperkt. In het op dat moment nog voorgenomen besluit was sprake van een productieplafond van 42,5 miljard kubieke meter in 2014 en 2015 en 40 miljard kubieke meter in 2016. De winning uit de clusters rond Loppersum mocht in deze periode niet hoger zijn dan drie miljard kubieke meter per jaar. Op 29 januari 2015 liet de minister in een brief aan de Tweede Kamer weten dat de totale winning in het Groningenveld tot maximaal 39,4 miljard kubieke meter in 2015 en 2016 wordt teruggebracht. Op 9 februari 2015 liet de minister in een brief aan de Tweede Kamer weten dat de winning in het eerst halfjaar van 2015 zal worden beperkt tot 16,5 miljard kubieke meter. Dit niveau van winning maakt het volgens de minister mogelijk om op 1 juli 2015 zowel tot handhaving van het niveau van 39,4 miljard kubieke meter als tot een verdere reductie tot het niveau van 35 miljard kubieke meter voor het jaar 2015 te besluiten.

Dat een plafond voor Groningengas is vastgesteld is niet nieuw. Eerder was er een plafond opgelegd aan GasTerra voor de inkoop van Groningengas, gespreid over meerdere jaren. Van 2006 tot en met 2015 mag 425 miljard kubieke meter Groningengas worden ingekocht. In de periode 2011-2020, 449 miljard kubieke meter. De overgang van een meerjarenplafond voor inkoop van Groningengas naar een plafond per jaar voor productie uit het Groningenveld vergde de nodige aanpassingen.

GasTerra heeft in 2014, 42,1 miljard kubieke meter Groningengas ingekocht. In overeenstemming met het conceptbesluit over het Groningen Winningsplan heeft NAM in dat jaar 42,4 miljard kubieke meter uit het Groningenveld geproduceerd. Het verschil tussen het productie- en het ingekochte volume zit in het eigen gebruik van NAM, bijvoorbeeld brandstofgas, en de netto onttrekking aan de ondergrondse bergingen. Binnen de beperking die het productieplafond op Groningen ook voor GasTerra als afnemer betekende, is GasTerra erin geslaagd zijn missie, de waarde van het Nederlandse aardgas maximaliseren, te vervullen.

Kleine velden

GasTerra heeft in 2014, 24,2 miljard kubieke meter gas ingekocht uit de kleine velden, 2,1 miljard kubieke meter minder dan in het voorgaande jaar. In het afgelopen decennium daalde de inkoop van gas uit kleine velden elk jaar met ongeveer twee miljard kubieke meter. Dit komt doordat de reserves in de kleine velden afnemen. Hierdoor daalt de druk in deze velden en neemt de productie gestaag af. Hoewel nog voortdurend reserves in nieuwe kleine velden worden gevonden, compenseert dit de afname in productie niet volledig. De verwachting voor de komende jaren laat een verdere daling zien. Deze prognoses zijn gebaseerd op opgaven van de producenten en gaan uit van een stabiel investeringsniveau.

Inkoop kleine velden

Verbeterde voorwaarden

In 2013 verruilden GasTerra en de producenten het Buyer's Request Regime voor het Seller's Nomination Regime. Dit houdt in dat de levering niet langer bepaald wordt door de vraag van GasTerra, maar door de productie. Hierdoor kunnen producenten de levering beter aanpassen aan de technische mogelijkheden van de velden. Zij moeten hierbij een maand van tevoren doorgeven welke volumes zij verwachten te leveren. Een beperkt deel van het volume kunnen de producenten de dag voor levering doorgeven.

In 2014 hebben we daarnaast het initiatief genomen om de leveringsvoorwaarden verder te verbeteren; de onderneming heeft de producenten voorgesteld om het te leveren volume volledig day-ahead aan te kondigen. Met deze marktconforme werkwijze houdt GasTerra rekening met de wens van de producenten. De producenten verstrekken op hun beurt niet-bindende productieprognoses voor de korte, middellange, en lange termijn aan GasTerra. We verwachten dat in de loop van 2015 alle producenten de prognoses geautomatiseerd en volgens de nieuwe voorwaarden aan zullen leveren.

Inkoop virtuele handelsplaatsen en het buitenland

GasTerra heeft in 2014, 15,0 miljard kubieke meter gas ingekocht. Dit gebeurde zowel via virtuele handelsplaatsen als door import vanuit met name Noorwegen, Rusland, Duitsland en het Verenigd Koninkrijk. Door het langetermijnkarakter van de importcontracten waren er weinig veranderingen ten opzichte van de voorgaande jaren.

Ongeveer vijf procent van het gas dat GasTerra inkoopt, is afkomstig uit Rusland. De inkoop van dit gas vindt plaats op basis van een langjarig inkoopcontract, waarin de rechten en plichten van beide partijen zijn vastgelegd. Afgelopen jaar heeft de crisis in Oekraïne de handelsverhoudingen tussen de landen van de Europese Unie en Rusland onder druk gezet. De gashandelsactiviteiten zijn echter buiten de scope van de sancties gebleven en hebben de commerciële relaties niet beïnvloed. GasTerra nam in 2014 wel minder gas af van Gazprom, omdat de Russische producent extra gas nodig had om bergingen te vullen. Deze reductie viel echter binnen de contractuele afspraken.

In 2014 zijn voor veel importcontracten opnieuw heronderhandelingen gevoerd. Het belangrijkste thema is de transitie in de markt van olie- naar gasgeïndexeerde prijzen. Als gevolg hiervan worden de rollen van de diverse partijen in de waardeketen opnieuw gedefinieerd. Onderwerpen die hierbij, naast de prijs, een rol spelen zijn onder meer flexibiliteit en het leverpunt. In veel gevallen komen de partijen steeds dichter bij elkaar, maar dit vergt veel tijd en inspanning. Het uiteindelijke doel is om de contracten zodanig te actualiseren dat zij recht doen aan de bestaande afspraken, maar ook passen bij de huidige marktrealiteit. Wanneer partijen bij heronderhandelingen onderling niet tot overeenstemming komen, kunnen zij hun geschil aan een arbitragetribunaal voorleggen.

Trans­port

GasTerra koopt in Nederland transportcapaciteit in bij Gasunie Transport Services B.V. (GTS), de beheerder van het landelijk gastransportnet. De kosten voor de inkoop van transportcapaciteit bedroegen in 2014, 569 miljoen euro. Daarmee waren de transportkosten 60 miljoen euro hoger dan in 2013, in lijn met de verwachting. In de tarieven van GTS in 2012 en 2013 was een - door de NMA (inmiddels ACM) opgelegde - teruggave van circa 400 miljoen euro verwerkt. Met het wegvallen van deze teruggave zijn de tarieven in Nederland gestegen. We verwachten dat de transportkosten de komende jaren min of meer constant blijven.

GasTerra zag in 2014 een toename van korte termijntransportboekingen in binnen- en buitenland. Bij het boeken van transportcapaciteit maakt de onderneming zoveel mogelijk gebruik van het boekingsplatform PRISMA. Op dit platform kunnen gashandelaren bij verschillende netbeheerders transportcapaciteit boeken en aanbieden. Dankzij een aanpassing in de software in 2014 is PRISMA nu beter geïntegreerd in onze systemen. GasTerra kocht de meeste capaciteit op PRISMA via veilingen. De looptijd van de aangeboden transportcapaciteit sluit echter niet altijd aan bij de looptijd van typische commoditydeals. We zouden graag zien dat dit beter op elkaar afgestemd wordt.

Regelgeving

Om de grensoverschrijdende gashandel binnen de Europese Unie te bevorderen, werken de Europese toezichthouders, marktpartijen en transportbedrijven aan Europese netwerkcodes om de toegang tot internationale transportsystemen te harmoniseren. In 2014 werden diverse netwerkcodes in Nederland geïmplementeerd. Zo trad op 3 juni een nieuw balanceringsregime in werking. De biedladder is hiermee ingeruild voor handel op de within-day-markt. Met de biedladder maakte GTS afspraken met partijen die zich hadden verplicht om bij onbalans op afroep extra gas te leveren of juist te onttrekken aan het net. Nu handelt GTS bij onbalans gedurende de dag zelf op de beurs om de balans te herstellen. Het nieuwe regime heeft zich tot nu toe, onder milde weersomstandigheden, zonder problemen gehandhaafd. 

Verder trad de overboekings- en terugkoopregeling op 1 januari 2014 in werking. Volgens deze regeling kan GTS op bepaalde grenspunten meer capaciteit aanbieden dan technisch beschikbaar is, ervan uitgaande dat niet alle partijen gelijktijdig voor de volle honderd procent van de geboekte capaciteit gebruik zullen maken. Dit heeft tot op heden geen problemen voor GasTerra opgeleverd.

Ke­ten­be­heer

GasTerra hecht groot belang aan verantwoord ketenbeheer. Daarbij richten we ons primair op het gebruik van ons product, omdat we het uitermate belangrijk vinden dat we gas zo efficiënt mogelijk inzetten. Uit de update stakeholderdialoog 2013 kwam echter naar voren dat er bij stakeholders onduidelijkheid is over GasTerra’s rol upstream, met name met het oog op de aardbevingsproblematiek en de inkoop van gas uit Rusland. Om meer inzicht in deze thematiek te verstrekken, heeft GasTerra besloten ketenbeheer upstream in dit jaarverslag als materieel onderwerp te benoemen.

De keten

GasTerra koopt en verkoopt gas en daaraan gerelateerde diensten. Daarbij hebben we te maken met verschillende nationale en internationale partijen. Uiteraard met producenten, leveranciers en klanten, maar bijvoorbeeld ook met netbeheerders voor het transport van het gas, met markttoezichthouders en overheden die verantwoordelijk zijn voor (controle van) wet- en regelgeving. In de keten valt het handelsgedeelte binnen GasTerra's verantwoordelijkheden. Daarnaast hebben wij de publieke taak om invulling te geven aan delen van de Gaswet. 

We participeren in verschillende samenwerkingsverbanden binnen de keten. Daarbij streeft de onderneming verschillende doelen na zoals kennisuitwisseling, het ontwikkelen van duurzame energietoepassingen, het uitdragen van de voordelen van gas in de transitie naar een duurzame energievoorziening en het verbeteren van regulering. In het kader van deze laatste twee onderwerpen zijn we actief in Den Haag en, primair via de brancheorganisatie Eurogas, in Brussel. Ook zijn we aangesloten bij de nationale belangenbehartiger Vereniging Energie-Nederland. GasTerra focust primair op ketenbeheer downstream zoals hiervoor omschreven. We hebben als handelsonderneming beperkte invloed met betrekking tot ketenbeheer upstream. GasTerra onthoudt zich ervan om politieke of maatschappelijke discussies in te brengen in de contractuele relaties met leveranciers en klanten.   

Ketenbeheer upstream

GasTerra verhandelt voornamelijk Nederlands aardgas en daarnaast in beperkte mate aardgas uit met name Noorwegen en Rusland. Onder ketenbeheer worden alle activiteiten verstaan van winning tot gebruik van aardgas. GasTerra is hierbij verantwoordelijk voor het handelsgedeelte. Productiebedrijven zijn verantwoordelijk voor de winning, netbeheerders voor transport en verbruikers voor het gebruik. De scheiding van verantwoordelijkheden in de keten wordt contractueel bepaald en partijen kunnen elkaar alleen op het niet nakomen van contractuele verplichtingen wijzen. Voor de inkoop van gas doet GasTerra vooral zaken met Nederlandse gasproducenten, die onder meer aan strenge eisen op het gebied van milieu, veiligheid en goed werkgeverschap moeten voldoen. 

Nederland

Op 17 januari 2014 kondigde het Kabinet het voorgenomen besluit over het gewijzigde winningsplan aan, waarin de gasproductie uit het Groningenveld wordt beperkt. Dit werd noodzakelijk geacht in verband met de toenemende frequentie en kracht van de aardbevingen in het winningsgebied. Volgens het besluit mocht in 2014 én 2015 niet meer dan 42,5 miljard kubieke meter aardgas uit het veld worden gewonnen, gevolgd door 40 miljard kubieke meter in 2016. Bovendien moest de winning op vijf productielocaties in het hart van het aardbevingsgebied, rond Loppersum, met 80 procent worden verminderd tot maximaal 3 miljard kubieke meter. De Nederlandse Aardolie Maatschappij (NAM) wint het gas uit het Groningenveld binnen de door de minister gestelde randvoorwaarden in het productiebesluit. GasTerra heeft het geproduceerde gas ingekocht en verder verhandeld.

Naast gas uit het Groningenveld koopt GasTerra Nederlands gas uit de kleine velden. GasTerra stimuleert de productie van dit Nederlandse gas door de contractcondities voor kleine velden waar mogelijk af te stemmen op de behoefte van de producenten. Hiermee geeft GasTerra invulling aan het kleineveldenbeleid, waarin geregeld is dat gas uit de Nederlandse kleine velden met voorrang geproduceerd kan worden. GasTerra heeft de wettelijke taak dit gas tegen marktconforme voorwaarden in te kopen.

Buitenland

GasTerra koopt naast Nederlands gas in beperkte mate gas uit Noorwegen en Rusland in. De inkoop van dit gas vindt plaats op basis van langjarige inkoopcontracten. In 2014 heeft de crisis in Oekraïne de handelsverhoudingen tussen de landen van de Europese Unie en Rusland onder druk gezet. De gashandelsactiviteiten zijn echter buiten de scope van de sancties gebleven en hebben de commerciële relaties niet beïnvloed. Ongeveer vijf procent van het gas dat GasTerra inkoopt is afkomstig uit Rusland. Dit volume beslaat slechts een heel klein deel van het exportvolume van Gazprom.

Voorzieningszekerheid

De Europese Unie heeft een stresstest uitgevoerd om de mogelijke gevolgen in kaart te brengen als de levering van Russisch gas aan Europa geheel of gedeeltelijk via Oekraïne, stopt. Voor Nederland, dat zelfvoorzienend is en ook gas exporteert, zou dit geen consequenties hebben. In Zuidoost-Europa, Finland en de Baltische Staten kan een leveringsstop wel voor problemen zorgen. Vooral Finland en de Baltische Staten zijn nagenoeg volledig aangewezen op Russisch gas, maar niet afhankelijk van transport door Oekraïne. Zij hebben geen pijpleidingverbinding met de rest van Europa. Naast gasopslag is de nieuwe LNG-ontvangstterminal in Litouwen het enige alternatief voor aanvoer van aardgas, maar deze opties zijn niet toereikend om in de Europese gasvraag te voorzien. Zuidoost-Europa is juist in hoge mate afhankelijk van Russisch gas dat via Oekraïne wordt aangevoerd. Voor de betreffende landen zijn leveringen vanuit West-Europa tot op zekere hoogte een alternatief, omdat er sinds de onderbreking van Russische gasleveranties via Oekraïne in 2009 meer mogelijkheden in het Europese gasnetwerk zijn aangelegd om gas ook van west naar oost te transporteren. Via transacties op groothandelsmarkten kan GasTerra op deze manier indirect een bijdrage leveren om de levering aan Zuidoost-Europa te ondersteunen.

Om de afhankelijkheid van Russisch gas te verminderen zijn verschillende voorstellen gedaan. Zo hebben politici geopperd om de import uit Rusland te beperken door LNG uit de Verenigde Staten te importeren. Dit gas is echter duurder dan Russisch gas, in het bijzonder als gevolg van de transportkosten en bovendien pas over een aantal jaren in substantiële hoeveelheden beschikbaar. 

Ri­si­co­ma­na­ge­ment

Een gedegen risicobeleid is een voorwaarde voor het bedrijf om zijn doelstellingen op een gecontroleerde wijze te realiseren. Risicomanagement maakt bij GasTerra integraal onderdeel uit van het Management Control Systeem, waarbij risicomanagement op strategisch, tactisch en operationeel niveau wordt uitgevoerd.

Strategisch en tactisch niveau

Voorafgaand aan de jaarlijkse planning- en controlcyclus stelt GasTerra een strategisch plan op. Dit plan is gebaseerd op de huidige en verwachte ontwikkelingen op de Europese gasmarkt en bevat de strategische keuzes op lange termijn. Het plan omvat ook een beschrijving van kansen en bedreigingen (risico's).

GasTerra vertaalt dit strategische plan vervolgens voor de korte en middellange termijn in een Business Plan en begroting. In maand- en kwartaalrapportages worden de resultaten vergeleken met de in het Business Plan opgenomen doelen. In dit Business Plan bevindt zich een risicoanalyse op tactisch niveau. De validiteit van deze risicoanalyse wordt gedurende het jaar nog tweemaal getoetst. Deze analyse bevat zowel de specifiek benoemde risico’s als de maatregelen die nodig zijn om deze risico’s te beheersen.

Operationeel niveau

Afdelingen zijn verantwoordelijk voor het risicomanagement op operationeel niveau. Dit bestaat uit een risicoanalyse, beheersmaatregelen, documentatie en rapportage. Uitgangspunt is dat het lijnmanagement in alle delen van de organisatie verantwoordelijk is voor het signaleren van relevante risico’s en het treffen van de juiste maatregelen. 

Toetsing

Periodiek toetst GasTerra de effectiviteit van het risicomanagement door middel van interne audits. Bovendien worden de activiteiten op dit gebied binnen alle afdelingen en op alle niveaus jaarlijks geëvalueerd. Deze evaluatie wordt samengevat in het zogenoemde Document of Representation. Het geheel van deze activiteiten valt onder toezicht van de Audit Commissie, die door de Raad van Commissarissen is ingesteld.

Risico’s en risicobeheersing

Door middel van periodieke risicobesprekingen brengen wij de voornaamste risico's en onzekerheden in kaart waarmee GasTerra wordt geconfronteerd. Hierbij wordt gekeken naar risico's van strategische, operationele en financiële aard en naar risico's op het terrein van financiële verslaggeving en wet- en regelgeving. De voornaamste risico's en onzekerheden betreffen de volgende onderwerpen:

Productieplafond Groningen

Op 17 januari 2014 maakte minister Kamp van Economische Zaken bekend dat een maximumvolume voor de winning van Groningengas werd ingesteld. Daarnaast werd de productie uit de clusters rond Loppersum, waar zich de hevigste aardbevingen hadden voorgedaan, sterk ingeperkt. In het op dat moment nog voorgenomen besluit was sprake van een productieplafond van 42,5 miljard kubieke meter in 2014 en 2015 en 40 miljard kubieke meter in 2016. De winning uit de clusters rond Loppersum mocht in deze periode niet hoger zijn dan drie miljard kubieke meter per jaar.

Op 29 januari 2015 liet de minister in een brief aan de Tweede Kamer weten dat de totale winning in het Groningenveld tot maximaal 39,4 miljard kubieke meter in 2015 en 2016 wordt teruggebracht. Op 9 februari 2015 maakte de minister in een brief aan de Tweede Kamer bekend dat de winning in het eerste halfjaar van 2015 zal worden beperkt tot 16,5 miljard kubieke meter. Dit niveau van winning maakt het volgens de minister mogelijk om op 1 juli 2015 zowel tot handhaving van het niveau van 39,4 miljard kubieke meter te besluiten als tot een verdere reductie tot het niveau van 35 miljard kubieke meter voor het jaar 2015.

De belangrijkste uitdaging voor GasTerra was en is het beoordelen van de consequenties van deze besluiten voor de gasmarkt en hier adequaat op te reageren.

Regulering

GasTerra wordt geconfronteerd met steeds meer regulering op nationaal en Europees niveau, met name op het gebied van energie en financiën. We merken dat de voor GasTerra relevante regelgeving steeds meer versnippert. Dit leidt tot inefficiënties in de bedrijfsvoering vanwege de verplichting om aan alle geldende regels, nationaal en Europees, te voldoen.

Voorbeelden van deze versnipperde regulering zijn de invoering van de Europese Verordening No 1227/2011 betreffende de integriteit en transparantie van de groothandelsmarkt voor energie (REMIT), de EU verordening No 648/2012 betreffende OTC-derivaten, centrale tegenpartijen en transactieregisters (EMIR) en de EU Richtlijn 2004/39/EG betreffende markten voor financiële instrumenten (MiFID). 

Sommige Europese regelgeving wordt niet gelijktijdig in alle lidstaten ingevoerd zoals de Verordening 715/2009, die de voorwaarden regelt voor toegang tot aardgastransmissienetten, alsmede de daaruit volgende procedureregels voor congestiemanagement (CMP). Ten slotte creëert deze verordening mechanismen voor de toewijzing van transportcapaciteit op grensoverschrijdende transportverbindingen (CAM). Ook dit type Europese regelgeving vereist de nodige belangenbehartiging door GasTerra. In het onderdeel Compliance leest u meer over deze reguleringen.

We beheersen het hierboven geschetste risico op twee manieren:

  1. Het nauwkeurig volgen van de reguleringsontwikkelingen op Europees niveau en op nationaal niveau in de landen waar we actief zijn. Waar mogelijk proberen we de ontwikkelingen te beïnvloeden. Nieuwe regulering wordt tijdig geïmplementeerd.
  2. GasTerra legt in gesprekken met regeringsleiders en EU-leiders de nadruk op de noodzaak van een eenduidig Europees energiebeleid om de versnippering tussen EU-lidstaten terug te dringen.

Financiële instrumenten

Algemeen

De onderneming maakt in de normale bedrijfsuitoefening gebruik van financiële instrumenten die de onderneming blootstelt aan marktrisico inclusief valutarisico,­ renterisico, kredietrisico en liquiditeitsrisico. De onderneming zet afgeleide financiële instrumenten in om risico’s te beheersen. De onderneming handelt niet in afgeleide financiële instrumenten.

Kredietrisico

Het kredietrisico bestaat uit het verlies dat zou ontstaan indien klanten of tegenpartijen in gebreke zouden blijven en hun contractuele verplichtingen niet zouden nakomen. De onderneming heeft richtlijnen opgesteld waaraan klanten of tegenpartijen moeten voldoen. Deze richtlijnen beperken het risico verbonden aan mogelijke kredietconcentraties en marktrisico’s. Indien klanten of tegenpartijen niet aan deze richtlijnen voldoen worden nadere zekerheden gevraagd zoals bankgaranties. De onderneming loopt hierdoor geen belangrijk kredietrisico ten aanzien van een enkele individuele klant of tegenpartij. Met de meeste klanten en tegenpartijen zijn langdurige relaties opgebouwd. Zij hebben in 2014 aan hun betalingsverplichtingen voldaan.

Renterisico

Het renterisico is beperkt tot eventuele veranderingen in de marktwaarde van opgenomen en uitgegeven gelden. De onderneming heeft als beleid om geen afgeleide financiële instrumenten te gebruiken om (tussentijdse) rentefluctuaties te beheersen. Gelet op de korte looptijd van deposito’s is het renterisico gedurende 2014 niet meer dan € 100.000,- geweest.

Liquiditeitsrisico

De onderneming bewaakt de liquiditeitspositie door middel van liquiditeitsprognoses. Het management ziet erop toe dat voor de onderneming steeds voldoende liquiditeiten beschikbaar zijn om aan de verplichtingen te kunnen voldoen. Om het liquiditeitsrisico te beperken beschikt GasTerra over een commercial paper-programma van € 1,0 miljard ultimo 2014 (ultimo 2013: EUR 1,0 miljard). Dit programma is per 1 januari 2015 beëindigd. Met NAM en EBN heeft GasTerra in 2014 een Deposit- en Loan-agreement afgesloten.

Valutarisico

Met ingang van 2013 hanteert GasTerra een beleid om de valutarisico’s van in de balans opgenomen vorderingen en schulden in vreemde valuta te beheersen met behulp van een bandbreedte. De valutarisico’s worden pas – en dan volledig – afgedekt door middel van kortlopende valutacontracten, indien de ongerealiseerde resultaten van die risico’s buiten een door de onderneming vastgestelde bandbreedte komen.

Financieringsbehoefte

GasTerra heeft als handelsonderneming met weinig vaste activa en zonder voorraden een beperkte financieringsbehoefte en dit ook slechts voor de zeer korte termijn, vaak slechts enkele dagen. In deze financieringsbehoefte wordt voorzien door ofwel het uitzetten van GasTerra's commercial paper (met een in 2014 niet gebruikt maximum van één miljard euro), ofwel door financiering met kortlopende bancaire leningen (hetgeen ook niet noodzakelijk is geweest in 2014). Het commercial paper programma is per 1 januari 2015 beëindigd.

Compliance

GasTerra hecht er veel waarde aan dat de kwaliteit en integriteit van het handelen van de medewerkers is geborgd. Daartoe is onder andere een gedragscode met normen en waarden opgesteld. Alle medewerkers van GasTerra ondertekenen de gedragscode aan het begin van hun dienstverband. Ook wordt de gedragscode regelmatig binnen de organisatie onder de aandacht gebracht bijvoorbeeld via het intranet en het jaarlijkse compliance programma. Daarnaast zijn verschillende aanvullende regelingen en procedures opgesteld om de naleving van externe wet- en regelgeving te borgen. Doel hiervan is om de medewerkers bewust te maken van het belang van en de plicht tot naleving van wettelijke eisen en andere regulering die op GasTerra van toepassing is. Daarom is dit onderwerp als materieel benoemd. Een interne auditor licht op gezette tijden de afdelingen door om na te gaan of ze zich aan alle procedures houden. De resultaten van de audits worden met de directie en de accountant doorgesproken, alsmede met de Audit Commissie. In 2014 zijn er geen meldingen geweest van medewerkers die zich niet aan de gedragscode en aanvullende procedures hebben gehouden.

Compliance Programma Mededingingsrecht

De gedragscode stelt uitdrukkelijk dat medewerkers zich dienen te houden aan de Nederlandse en Europese mededingingsregels. De inhoud en uitwerking van deze regels heeft GasTerra in één Compliance Programma Mededingingsrecht ondergebracht. Er is een Compliance Officer aangesteld, die verantwoordelijk is voor de uitvoering van het programma. Onderdeel van het Compliance Programma is een jaarlijkse voor alle medewerkers verplichte compliance-cursus. Doel hiervan is om de medewerkers bewust te maken van het belang van en de plicht tot naleving van wettelijke eisen en andere regulering die op GasTerra van toepassing is. In de cursus komen onder meer de regeling nevenwerkzaamheden, de anti-omkoop- en anti-corruptieprocedure en de REMIT-procedure aan de orde. Mogelijk problematische situaties worden benoemd en de medewerkers leren wat zij in deze situaties wel en niet behoren te doen. In 2014 heeft 97 procent van de medewerkers de cursus gevolgd. 

Daarnaast beoordelen we voortdurend of de gedragsregels en -procedures aangepast of aangevuld moeten worden. In het kader van de Europese financiële regelgeving EMIR moeten marktpartijen sinds 12 februari 2014 specifieke gasdeals die rechtstreeks op beurzen worden gesloten, rapporteren aan zogenaamde Trade Repositories. GasTerra heeft de interne procedures gewijzigd om hieraan te voldoen. Vermoedelijk is opnieuw een aanpassing nodig, wanneer deze verordening verder wordt uitgewerkt. Toepassing van andere Europese regelgeving, met name de richtlijn MiFID en verdere uitwerking van de sectorspecifieke verordening REMIT, zullen naar verwachting ook leiden tot wijzigingen in de gedragsregels en/of procedures. 

Procedure REMIT

REMIT schrijft voor dat marktpartijen informatie die als voorkennis kan gelden, zo snel mogelijk wereldkundig maken. Als GasTerra beschikt over informatie die mogelijk als voorkennis kan worden aangemerkt, worden veiligheidshalve onmiddellijk alle handelsactiviteiten gestaakt. Pas als de informatie op de website openbaar is gemaakt, worden de handelsactiviteiten weer hervat. In 2014 heeft GasTerra negen keer een dergelijke publicatie op zijn website geplaatst.

Klokkenluidersregeling

Binnen GasTerra is een klokkenluidersregeling van kracht. Medewerkers die ernstige misstanden constateren en geen gehoor vinden binnen de organisatie, kunnen deze in vertrouwen melden bij de voorzitter van de Raad van Commissarissen. Hierbij hoeven zij niet beducht te zijn voor repercussies of een oneerlijke behandeling. In 2014 heeft niemand van deze regeling gebruik gemaakt.

Overtredingen en boetes

In 2014 zijn aan de organisatie geen boetes opgelegd.

Regelgeving transport 

De Europese Unie wil grensoverschrijdende gashandel bevorderen door eenduidige regelgeving in te voeren voor het transport van aardgas die van toepassing is op alle lidstaten. De Europese toezichthouder en transportbedrijven werken deze regelgeving uit in de zogenaamde Europese netwerkcodes. In 2014 zijn in Nederland vorderingen gemaakt met de implementatie van diverse netwerkcodes. De Nederlandse toezichthouder ACM en de landelijke netbeheerder GTS geven er veelal de voorkeur aan om deze regelgeving zo vroeg mogelijk te implementeren. In sommige gevallen wordt hiermee begonnen voordat een Europese netwerkcode is goedgekeurd. Aan vervroegde implementatie kunnen echter de nodige haken en ogen zitten, aangezien de netwerkcode later nog kan worden veranderd. In dat geval moeten reeds voorgenomen veranderingen weer teruggedraaid of aangepast worden. We zijn daarom van mening dat het beter is om de definitieve regelgeving af te wachten, voordat tot (eventueel vervroegde) implementatie wordt overgegaan. 

Congestie

Een andere regeling ‘congestie’ heeft betrekking op contractuele congestieproblemen. Partijen moeten vooraf bij netbeheerders de transportcapaciteit boeken die ze verwachten te gebruiken. Soms heeft een partij een tekort aan geboekte capaciteit, terwijl andere partijen de reeds geboekte capaciteit niet volledig benutten. De Guidelines Congestion Management Procedures (CMP) zijn bedoeld om deze contractuele congestieproblemen op te lossen. EU-lidstaten moeten bij de uitvoering van deze regelgeving kiezen voor een overboekings- en terugkoopregeling van de TSO, eventueel gecombineerd met ‘hernominatiebeperkingen’ op korte of lange termijn. In Nederland hebben ACM en GTS geen aanleiding gezien om hernominatiebeperkingen voor de korte termijn in te voeren. Dit houdt in dat GTS per 1 januari 2014 op bepaalde grenspunten meer capaciteit kon aanbieden dan technisch beschikbaar was, ervan uitgaande dat niet alle partijen gelijktijdig de geboekte capaciteit voor de volle honderd procent zullen gebruiken. Dit heeft tot op heden, ondanks de verschillen in interpretatie en implementatie in de EU-lidstaten, geen problemen voor GasTerra opgeleverd. 

Allocatie

Een andere netwerkcode waar netbeheerders aan moeten voldoen en die van invloed is op GasTerra is de netwerkcode Capacity Allocation Mechanism (CAM). Hierin is bepaald dat entry- en exit-transportcapaciteit als één gebundeld product aangeboden moet worden in plaats van als twee afzonderlijke producten. Hierdoor kan het gas niet meer op de grenspunten geleverd worden, tenzij de benodigde transportcapaciteit al gecontracteerd is. Netbeheerders moeten vóór 1 november 2015 aan deze code voldoen. GTS heeft de nieuwe regels per 1 januari 2014 geïmplementeerd. Ook Duitsland koos voor vervroegde implementatie. Dit zorgt voor problemen door de technische capaciteit verschillend te berekenen aan beide zijden van de grens. De netbeheerders zijn in overleg om dit probleem op te lossen. 

In aanvulling hierop heeft ENTSOG (European Network of Transmission System Operators for Gas) in 2014 een voorstel tot wijziging van deze netwerkcode ingediend. Het gaat daarbij om de methode van toewijzing van nieuw te ontwikkelen incrementele capaciteit. ENTSOG stelt zich ten doel dat nieuwe en incrementele capaciteit via geïntegreerde veilingen (gezamenlijk met jaarlijkse capaciteitsveilingen) aan de markt kan worden aangeboden. Het voorstel van ENTSOG staat de TSO’s echter ook toe nieuwe capaciteitsprojecten via de Open-Season-methode aan te bieden. De Open Season is een procedure die TSO’s gebruiken om via bindende langetermijn-capaciteitsverzoeken van marktpartijen aanvullende transportcapaciteit te ontwikkelen. Wij hebben ons ingezet om voorafgaand aan deze uitbreiding duidelijkheid te krijgen over de kosten. Het standpunt van de netbeheerders is dat partijen zich eerst tot een investering verplichten, waarna later uitsluitsel kan worden gegeven over de precieze kosten. Dit is ook een belangrijk punt van discussie in de netwerkcode Tarieven. 

Balancering

Een andere ontwikkeling in 2014 is de invoering van het nieuwe balanceringsregime op 3 juni 2014. Deze is ingevoerd door GTS, waarbij de biedladder is ingeruild voor handel op de within-day-markt. Met de biedladder maakte GTS iedere dag afspraken met partijen die zich hadden verplicht om bij onbalans op afroep extra gas te leveren of juist te onttrekken aan het net. Nu koopt en verkoopt GTS in het geval van onbalans gedurende de dag op de within-day-markt om de balans te herstellen. Het nieuwe regime heeft zich tot nu toe, onder milde weersomstandigheden, zonder problemen gehandhaafd. 

Samenwerking en communicatie

In de netwerkcode Interoperability staan operationele, technische, bedrijfs- en data-uitwisselingsregels beschreven die de communicatie en het gastransport tussen verschillende netwerkbeheerders moeten faciliteren. Deze code treedt formeel per 1 mei 2015 in werking en heeft geen impact op de bedrijfsvoering van GasTerra.

Tarieven

De enige netwerkcode die nog niet is afgerond, moet voorschrijven hoe tarieven voor gastransport tot stand komen. Na een publieke consultatie presenteerden de gezamenlijke netbeheerders eind 2014 een voorstel aan de Europese toezichthouder ACER. Naar verwachting zal ACER in maart 2015 commentaar geven op de ingediende netwerkcode. Het afsluitend implementatieproces tussen de Europese lidstaten zal naar verwachting in september 2015 beginnen. GasTerra zou graag zien dat marktpartijen de referentieprijs kennen, vóórdat de veilingen van capaciteit voor het nieuwe jaar van start gaan. Daarnaast heeft GasTerra zich ingezet om voor marktpartijen het recht te bedingen dat ze tarieven vóór de periode van boeking kunnen vastleggen. Dit is een belangrijke voorwaarde voor marktpartijen om ook langetermijncapaciteit te blijven boeken. Wanneer de lidstaten de netwerkcode hebben goedgekeurd, moet zij voor 1 oktober 2017 worden ingevoerd.

Financiële regelgeving

Als uitvloeisel van de wereldwijde financiële crisis herziet de Europese Commissie momenteel de financiële regelgeving. In 2012 trad EMIR (Regulation on OTC Derivatives, Central Counterparties and Trade Repositories) in werking. Dit betekent dat marktpartijen sinds 12 februari 2014 verplicht zijn gasdeals die rechtstreeks op beurzen worden gesloten, te rapporteren aan zogenaamde Trade Repositories. Deze partijen geven de deals door aan ESMA (European Securities and Markets Authority, het raamwerk van Europese financiële reguleerders). De achterliggende gedachte is dat EMIR marktmanipulatie tegen gaat. We hebben de interne systemen en procedures aangepast om aan deze Europese regelgeving te voldoen. Omdat GasTerra een commoditypartij is, heeft de onderneming binnen EMIR vrijstellingen gekregen van bepaalde rapportageverplichtingen. Hierdoor hoeft GasTerra bepaalde risicomitigerende technieken, zoals tijdige confirmatie van deals en portfolioreconciliatie, niet toe te passen. In 2015 zal de Europese Commissie EMIR evalueren.

Speciaal voor de energiesector heeft de Europese Commissie in 2011 REMIT (Regulation in Energy Markets Integrity and Transparency) ingevoerd. In deze sectorspecifieke verordening is een verbod op handel met voorkennis en marktmanipulatie opgenomen. GasTerra heeft een compliance-programma opgezet om handel met voorkennis en marktmanipulatie te voorkomen. De Europese Commissie wil hier verder invulling aan geven door rapportage verplicht te stellen voor deals die niet rechtstreeks op de beurzen gesloten worden. De verwachting was dat deze rapportageverplichtingen aan ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators, de Europese toezichthouder op de gasmarkt) in de tweede helft van 2014 inwerking zouden treden. Deze datum is echter niet gehaald. De Europese Commissie nam de Implementing Acts op 3 oktober 2014 aan. Medio december volgde de officiële publicatie in het EU-blad en gaf ACER uitleg over de interpretatie van definities in de Implementing Acts. Marktpartijen moeten standaard-deals nu vanaf 7 oktober 2015 rapporteren, gevolgd door de groothandelscontracten die niet zijn afgesloten op een georganiseerde marktplaats (non-standaard deals) vanaf april 2016.

Wetgeving Nederland

Het ministerie van Economische Zaken is een traject gestart om de Gaswet en de Elektriciteitswet samen te voegen. Het doel van dit wetgevingstraject, STROOM genaamd, is om de Nederlandse en Europese wetgeving te stroomlijnen, te moderniseren en te optimaliseren om de administratieve lasten voor bedrijven, toezichthouder en de overheid te verminderen. Dit heeft onder meer te maken met de toename van duurzame energie en decentrale energieproductie in de energiemix. Begin februari 2014 consulteerde het ministerie marktpartijen en andere organisaties zoals de Vereniging Energie-Nederland om de contouren van de wet vast te stellen. Dit leidde eind augustus tot een consultatie over het conceptwetsvoorstel. In dit voorstel zijn sommige hoofdstukken uit de huidige Elektriciteits- en Gaswet aangepast; andere onderdelen zijn voorlopig beleidsneutraal overgenomen. GasTerra heeft op beide consultatierondes gereageerd. Naar verwachting zal dit deel van het wetsvoorstel begin 2016 in werking treden. Medio 2015 zal eenzelfde soort traject doorlopen worden voor de onderdelen die bij dit eerste wetsvoorstel één-op-één zijn overgenomen. Verwacht wordt dat de nieuwe wetgeving in zijn geheel begin 2017 in werking treedt.

Gezien de huidige ontwikkelingen op de gasmarkt onderschrijft GasTerra de modernisering van de Elektriciteits- en Gaswet. Als lid van Vereniging Energie-Nederland (VEN) heeft GasTerra reeds eerder geageerd tegen het beperken van de bezwaarprocedures tegen codebesluiten van de ACM (dit zijn besluiten waarmee transporttarieven worden vastgesteld). In het huidige wetsvoorstel wordt dit onderwerp nog niet inhoudelijk behandeld. Dit zal in de volgende fase van het STROOM-traject, in de zomer 2015, plaatsvinden. 

Interview Kees-Jan Rameau, Eneco

Interview Kees-Jan Rameau, Eneco

Duurzame energie voor iedereen. Dat is niet alleen de missie van Eneco, maar ook de visie van Kees-Jan Rameau (52), lid van Eneco’s Raad van Bestuur. Rameau is verantwoordelijk voor een uitgebreide portfolio van wind, zon, biomassa en gascentrales, gasopslag en trading. Sinds 2014 zijn daar de netwerkbedrijven – Stedin en Joulz – bijgekomen. Met een brede basis – Rameau studeerde Technische Natuurkunde in Delft en is in het bezit van een MBA van INSEAD – brengt hij zowel een bedrijfskundige als technische visie in.  

Lees het interview

Interview Kees-Jan Rameau, Eneco

Het bepalen van een mooie rol voor gas in het snel verschuivende energielandschap; dát is de grote uitdaging voor de gassector

Kees-Jan Rameau

Het thema van GasTerra’s jaarverslag is Energizing the future. Dit is de slogan van GasTerra die onze visie samenvat dat aardgas een belangrijke rol als transitiebrandstof speelt. Hoe kijkt Eneco hier tegenaan?

‘Onze missie is duurzame energie voor iedereen. Als het mogelijk was, dan zouden wij het liefst morgen alle fossiele energie, inclusief gas, vervangen door duurzame energie. Maar dit is niet realistisch. Nog maar vier procent van ons energiegebruik is duurzaam opgewekt; de overige 96 procent is fossiel. Daarom ga ik liever eerst vervuilender vormen van energie verdringen. Om dezelfde reden zie ik de komende decennia nog een belangrijke rol voor gas weggelegd. Aardgas is met afstand de schoonste van de fossiele brandstoffen. Daarnaast is gas, in vergelijking tot elektriciteit, heel efficiënt te transporteren en op te slaan. Tot slot, kan gas een rol spelen bij het opvangen van scherpe pieken en dalen in de energieproductie uit bijvoorbeeld zon en wind. Op termijn zal de gasproductie van Nederland afnemen, maar tegen die tijd zijn er méér goedkope mogelijkheden voor duurzame energie.’ 

Hoe ziet de ideale energiemix er volgens u uit? 

‘In Nederland heeft wind op zee en land de beste papieren, aangevuld met zon en biomassa. Als back-up vind ik gas de best passende partner gezien de hoogwaardige gasinfrastructuur. Waar ik minder gelukkig mee ben, is de rol die kolen in de huidige energiemix vervult. De CO2-winst die je boekt door fossiele energie te vervangen door duurzame energie, gaat voor een groot deel teniet door de CO2-uitstoot van kolencentrales. De gascentrales worden uit de wedstrijd geduwd door kolencentrales en die ontwikkeling vind ik bijzonder onbevredigend.’  

Wat doet Eneco om die ideale mix te bereiken?

We verduurzamen de energie die we leveren aan onze klanten door te investeren (samen met klanten en andere partners) in duurzame productie zoals zon, wind en biomassa. We helpen klanten om zelf hun eigen duurzame energie op te wekken. En ontwikkelen nieuwe producten en diensten die duurzame energie voor iedereen een stap dichterbij brengen. Een voorbeeld hiervan is het product ‘windafhankelijke gaslevering’ dat GasTerra en Eneco samen uitwerkten. Het belangrijkste kenmerk ervan is dat GasTerra bij weinig wind meer gas levert tegen een lagere prijs en bij veel wind vice-versa. Deze prijzen komen tot stand op de vrije gashandelsplaats TTF (Title Transfer Facility). Ik vind dit heel innovatief, omdat we hiermee in één product laten zien wat onze visie op energietransitie is. Namelijk duurzame energie met gas als partner voor de back-up en balancering.’ 

Denkt u dat een soortgelijk product ook van waarde zou kunnen zijn voor zonne-energie?

‘Dat is zeker een optie, want hoe meer we verschuiven richting duurzame energie, hoe meer de weersafhankelijkheid toeneemt. Die was er altijd al zoals een stijging van het gasverbruik wanneer het heel koud is. Die afhankelijkheid neemt met duurzame energie alleen maar toe. Om die reden hebben we sinds een aantal jaren een aantal meteorologen in dienst. Het maakt uit dat je net iets beter dan de concurrent kan voorspellen wat het weer gaat worden en zo je posities aan kunt passen: net iets meer of minder wind- of zonne-energie aanbieden. Innovatieve producten ontwikkelen met gas als back-up, biedt echt meer toegevoegde waarde.’ 

Wat ziet u als grootste uitdaging voor de energietransitie

‘Ik vind het belangrijk dat we enerzijds serieus tempo maken met verduurzaming, maar anderzijds de totale kosten van de energietransitie beheersbaar houden. Een groot deel van de Nederlandse huishoudens is nog steeds aangesloten op het gasnetwerk. Worden deze woningen omgevormd in all-electric woningen, dan vraagt dit nogal wat van de elektriciteitsinfrastructuur. De bestaande gasinfrastructuur zou dan in principe niet meer nodig zijn. Maar is dat wel verstandig? Iedereen kijkt naar zijn eigen business case en vergeet te kijken naar de netwerkkosten. Als je deze wel in de berekening meeneemt, dan moet je een stuk gasnet afboeken en investeren in verzwaring van het elektriciteitsnetwerk. Willen we dat? Vroeg of laat wordt het te duur voor de consument. Ik vrees dat dan gezegd wordt dat duurzame energie te duur is. Dit hoeft niet zo te zijn, maar we moeten zorgen dat het totale energiesysteem efficiënt blijft. Wie heeft het totaaloverzicht? Wie stuurt er op dat de totale kosten van de energietransitie beheersbaar blijven? Ik denk dat de overheid hierbij toch een rol moet spelen, waarbij wij als energiebedrijven meehelpen door kosten inzichtelijk te maken.’ 

Een aantal grote Europese stroomproducenten zoals RWE, het Duitse EON en het Zweedse Vattenfall zijn op zoek naar nieuwe verdienmodellen. Zo wil RWE technologische diensten, mediadiensten en misschien telefonie aanbieden aan huishoudens. Zien we Eneco straks ook een ander verdienmodel nastreven? 

‘Het oude adagium “schoenmaker blijf bij je leest” geldt ook voor ons, maar er verandert natuurlijk veel in de energievoorziening. Vroeger was je als energiebedrijf eigenaar van de productiecapaciteit. Nu zie je dat veel meer energie decentraal wordt opgewekt en is de consument met zonnepanelen op zijn dak ook energieleverancier geworden. Als energiebedrijf kun je dan aan vraagsturing doen. Wij maken een verandering door van energieproducent en -leverancier naar dienstverlener die de klant in staat stelt eigen regie te voeren over zijn energiehuishouding. Daar zit de toegevoegde waarde in voor energiebedrijven zoals Eneco: het ontwikkelen van slimme applicaties die klanten hun eigen energievoorziening laten balanceren. De klant geeft aan in hoeverre hij vraagsturing toestaat. Dit gaat voor een deel automatisch met slimme meters en allerlei IT-toepassingen zoals Toon. Ik verwacht dat op allerlei niveaus vraag- en aanbodsturing gaat plaatsvinden. Dat vergt veel IT-toepassingen en verwerking van Big Data. Nu hebben we één datapunt, de jaarlijkse meterstand. Dit gaat veranderen in heel veel datapunten om het systeem te balanceren. En dat creëert weer een hele nieuwe bedrijfstak die vraag en aanbod van energie op huishoudelijk niveau balanceert met allerlei slimme IT-toepassingen. Dit zijn andere diensten dan die wij in het verleden aanboden, maar het blijft dicht bij onze kernactiviteit: energie.’     

Verwacht u dat we ook op Europees niveau vraag en aanbod van duurzame energie gaan balanceren?

‘Dat lijkt me een volstrekt logische oplossing. Enerzijds zijn er steeds meer mogelijkheden om lokaal vraag en aanbod te balanceren, door energieopslag, vraagsturing en uitwisseling tussen energiesystemen (bijvoorbeeld goedkope elektriciteit omzetten in warmte). Anderzijds kunnen we over landen heen balanceren. We moeten daarvoor in Europa betere fysieke verbindingen aanleggen, maar ook markten beter aan elkaar koppelen. Duurzame energie is heel erg omgeving-gedreven. In Nederland hebben we wind op land en zee en een klein beetje zon en biomassa. Maar in Zuid-Europa zal de mix veel meer zon zijn en in Scandinavië veel meer waterkracht. Als je die systemen goed met elkaar verbindt, dan middelen de pieken en dalen veel meer uit. Vervolgens moet je de rest nog balanceren, maar veel minder dan wanneer iedere Europese lidstaat dit individueel doet. Dat zou dus heel verstandig zijn. Helaas vinden de meeste Europese landen het vervelend afhankelijk te zijn van structureel grootschalige import.’ 

Denkt u dat de recente Oekraïne-crisis dit sentiment heeft versterkt?

‘Ik denk dat die zorg er altijd al is geweest. Het is geen nieuw topic; kijk bijvoorbeeld naar de oliecrisis in de jaren ’70. Toen werden we voor het eerst met de neus op de feiten gedrukt: hoe import-afhankelijk we waren van energie. Rusland heeft laten zien – ook tijdens de Koude Oorlog – een betrouwbare gasleverancier te zijn; daar heeft het nooit aan geschort. Hoe hoog de spanningen ook opliepen, de Russische gasleveringen kwamen nooit in gevaar. Dat is een boeiende constatering. De recente ontwikkelingen in Oekraïne zorgen er echter wel voor dat de discussie rondom energieafhankelijkheid weer oplaait. En daarmee de wens om energie-onafhankelijk te zijn. Duurzame energie kan daarbij helpen. Eén van de kenmerken van duurzame energie is immers dat de “brandstof” van niemand is; niemand kan het claimen en er bovenop gaan zitten: dit is van mij.’ 

Ondanks de duurzaamheidsdoelstellingen voor 2020 staat de concurrentiepositie van gas onder druk, met name in de elektriciteitssector. Daardoor zijn productieprocessen minder duurzaam geworden; de meeste grote bedrijven kiezen voor elektriciteitsopwekking uit andere bronnen. Wat zouden we hier volgens u aan moeten doen?

‘Verhoging van de CO2-prijs zou enorm helpen, maar ik zie dit nog niet snel gebeuren. Daarbij zou dat nog niet voldoende zijn om de gascentrales in de merit order boven de kolencentrales te positioneren. Wat de overheid daaraan zou kunnen doen, is veel strenger sturen op normen. Hoeveel CO2 mag je uitstoten per kWh en hoeveel stikstofoxiden, hoeveel zwaveloxide en fijnstof. Door dit te doen bereik je vanzelf dat de meest vervuilende kolencentrales sluiten. Dan zijn de schonere nieuwere gascentrales weer in het voordeel. Verder moet de gassector nadenken hoe zij ervoor kan zorgen dat zij als attractief deel van de oplossing wordt gezien. Het speelveld overzien en een mooie rol voor gas bepalen in het snel verschuivende energielandschap, dat is de komende decennia eigenlijk de grote uitdaging voor de gassector.’