| Ingediend | 30 augustus 2021 |
|---|---|
| Beantwoord | 30 september 2021 (na 31 dagen) |
| Indieners | Silvio Erkens (VVD), Aukje de Vries (VVD) |
| Beantwoord door | Stef Blok (minister economische zaken) (VVD) |
| Onderwerpen | energie natuur en milieu |
| Bron vraag | https://zoek.officielebekendmakingen.nl/kv-tk-2021Z14674.html |
| Bron antwoord | https://zoek.officielebekendmakingen.nl/ah-tk-20212022-135.html |
In 2020 zijn er twee exploratieboringen gedaan op zee, waarvan er bij één boring gas is gevonden. Voor de verwachte gasproductie uit kleine velden op zee wordt uitgegaan van vier exploratieboringen op zee per jaar. In het artikel «Nederland blijft achter met gasboringen op zee, bedrijven willen aan de slag» wordt een aantal redenen genoemd voor het uitblijven van exploratieboringen naar gas op zee, namelijk de destijds lage gasprijs waardoor exploratie niet voldoende rendabel zou zijn, het stil komen te liggen van vergunningprocedures vanwege de stikstofproblematiek en het relatief ongunstige investeringsklimaat ten opzichte van andere omringende landen. De sector heeft deze knelpunten voor exploratie en exploitatie van aardgas ook benoemd in gesprekken met het ministerie en TNO. Ook de pandemie heeft vermoedelijk een rol gespeeld. Omdat het achtergebleven aantal boringen in absolute zin beperkt is, is het te voorbarig om te concluderen dat er sprake is van een serieuze achterstand in het aantal exploratieboringen op zee. Ik hou de ontwikkelingen echter in de gaten. Ik wil voorkomen dat gaswinning op zee versneld afneemt waardoor Nederland in de toekomst meer gas moet importeren en infrastructuur voortijdig wordt ontmanteld, zodat de reservoirs, putten, pijpleidingen en platforms niet meer kunnen worden hergebruikt in het kader van de energietransitie.
Om de klimaatdoelstelling te halen moet het energiesysteem ingrijpend worden veranderd. Gasvormige dragers (moleculen als waterstof, methaan of ammoniak) zullen als drager van energie ook na 2050 in alle sectoren noodzakelijk blijven. Daarom bestaat er een noodzaak tot het verduurzamen of decarboniseren van het huidige gassysteem richting 2050. Deze omslag is niet van de ene op de andere dag gerealiseerd. Aardgas is nu en in de komende decennia nog nodig voor de productie van elektriciteit, de levering van warmte aan de industrie, de gebouwde omgeving en de glastuinbouw en blijft noodzakelijk als grondstof. Zolang er nog vraag is heeft gaswinning uit Nederlandse kleine velden op land en op zee de voorkeur boven import van aardgas uit het buitenland. Gaswinning uit Nederlandse kleine velden leidt tot aanzienlijk minder uitstoot van broeikasgassen. Verder levert gaswinning uit de Nederlandse kleine velden gasbaten op voor de Staat en draagt het bij aan de economie en werkgelegenheid. Tot slot kan een deel van de aardgasinfrastructuur en de kennis van de diepe ondergrond worden gebruikt in het kader van de energietransitie, zoals mogelijk voor de opslag en het transport van waterstof en de ondergrondse opslag van CO2. In het Regeerakkoord is afgesproken dat geen nieuwe vergunningen voor het zoeken naar kleine gasvelden op land worden afgeven, maar dat bestaande vergunningen niet worden ingetrokken. Het demissionaire kabinet houdt vast aan deze lijn.
In een recent onderzoek van het Oxford Institute for Energy Studies2 is de uitstoot van broeikasgassen door productie van aardgas uit Nederlandse kleine velden vergeleken met een de broeikasgassen van een portfolio van LNG en aardgas per pijpleiding geleverd uit Noorwegen en Rusland. Noors aardgas heeft ongeveer dezelfde GHG-emissie equivalent als Nederland, maar Russisch pijpleidinggas en LNG hebben een veel hogere uitstootwaarde. Er zit wel een grote onzekerheidsmarge op de getallen. Wanneer 1 BCM in Nederland geproduceerd gas vervangen wordt voor pijpleidinggas ander dan uit Noorwegen, scheelt dit gemiddeld 296.000 ton CO2 eq. Dit is inclusief methaan. Voor LNG is dit verschil gemiddeld 443.100 ton CO2 eq. Specifieke cijfers voor methaan zijn niet bekend.
In het jaarverslag 2020 Delfstoffen en Aardwarmte in Nederland van TNO3 is een raming opgenomen van de voorraad aardgas op zee. Het gaat in totaal om 143,5 miljard m3, waarvan 65,3 miljard m3 uit reserves, 14,2 miljard m3 uit voorwaardelijke voorraad in afwachting van commerciële ontwikkeling en 64,0 miljard m3 uit nog te ontdekken voorkomens. De waarde van de voorraad aardgas is afhankelijk van de gasprijs. Bij een hogere gasprijs is de investeringsbereidheid van bedrijven groter en kunnen er meer gasvelden tot ontwikkeling worden gebracht. Bij een gasprijs binnen een range van de gasprijs van 15 tot 25 ct per Nm3 vertegenwoordigt de voorraad van aardgas op zee, inclusief nog niet aangetoonde velden een waarde tussen de 3 en 19,5 miljard € voor de staat.
Ik verwijs u hiervoor naar het antwoord op vraag 1. Het is te voorbarig om op basis van de cijfers voor 2020 te concluderen dat het aantal exploratieboringen op zee structureel achterblijft ten opzichte van het verwachte aantal exploratieboringen op zee, maar ik blijf de ontwikkelingen nauwlettend in de gaten houden. Zoals beschreven in de antwoorden op vraag 2 en 3 heeft aardgaswinning uit de Nederlandse kleine velden op land en op zee aanzienlijke voordelen ten opzicht van de import van aardgas uit het buitenland.
In het jaarverslag 2020 Delfstoffen en Aardwarmte in Nederland van TNO is de totale verwachte gasproductie uit Nederlandse kleine velden op land en op zee weergegeven. De jaarproductie van reserves voor 2021 wordt geraamd op 14,2 miljard m3 en neemt richting 2045 geleidelijk af naar 0,1 miljard m3. Voor het verwachte aanbod uit voorwaardelijke voorraad en uit nog te ontdekken voorkomens geldt dat dit geleidelijk oploopt van 0,2 miljard m3 in 2021 naar 4 miljard m3 in 2045. Het verwachte aandeel van gas uit eigen bodem is in 2030 nog 7 miljard m3, de vraag in 2030 wordt geraamd op 32 miljard m3. De verwachting is dus dat er in 2030 25 miljard m3 geïmporteerd zal moeten worden4.
Doordat de productie van aardgas in Nederland naar 2030 sneller lijkt af te nemen dan de Nederlandse vraag naar aardgas, neemt de afhankelijkheid van import van aardgas toe. De leveringszekerheid van aardgas is van groot belang voor de Nederlandse maatschappij en economie. In de afgelopen periode zijn dan ook diverse maatregelen genomen om, mede in het licht van de afbouw van de eigen gasproductie, de leveringszekerheid te borgen. Ik houd de huidige ontwikkelingen scherp in de gaten en organiseer dan ook op korte termijn een ronde tafel overleg met deskundigen uit de gassector om de ontwikkelingen en de mogelijke gevolgen daarvan te bespreken. Dit najaar verwacht ik bovendien een EU-wijde scenario-analyse van het Europese netwerk van transmissiesysteembeheerder voor gas (ENTSOG). Tevens worden een nationale en regionale risico-evaluatie opgesteld in het kader van de Europese Verordening over veiligstelling van gasleveringszekerheid. Ik zal uw Kamer informeren over de uitkomsten van deze analyse en evaluatie, zodra deze zijn afgerond.
Daarnaast zijn ook in eigen land maatregelen getroffen om de leveringszekerheid zeker te stellen. Zo heeft het kabinet na beëindiging van de gaswinning uit het Groningenveld (Kamerstuk 33 529, nr. 494)5, in 2018 afspraken gemaakt met Shell en ExxonMobil om de leveringszekerheid te blijven waarborgen. In het Akkoord op Hoofdlijnen met Shell en ExxonMobil zijn afspraken gemaakt over de inzet van gasopslagen Norg, Alkmaar en Grijpskerk. Deze opslagen worden door GasTerra jaarlijks in voldoende mate gevuld met laagcalorisch gas, het gas dat door vrijwel alle huishoudens wordt gebruikt. Om de opslagen toereikend te vullen wordt op jaarbasis advies uitgebracht door GTS. Op basis van de berekeningen van GTS, vult GasTerra de gasopslagen in voldoende mate om de leveringszekerheid ook daadwerkelijk te verzekeren. Uitgangspunt is dat de opslagen gedurende de zomermaanden worden gevuld met hoogcalorisch gas dat wordt omgezet naar laagcalorisch gas en niet met gas dat afkomstig is uit het Groningenveld. In het kader van de afspraken met Shell en ExxonMobil is bovendien afgesproken dat de gasopslag Norg, veruit de grootste opslag voor laagcalorisch gas, indien nodig tot 2035 beschikbaar blijft.
Wat betreft de import van gas uit het buitenland kan ik aangeven dat geïmporteerd aardgas via een pijpleiding vanuit Noorwegen of Rusland komt. Daarnaast komt LNG via de GATE terminal binnen, waar het met boten vanuit de hele wereld kan worden aangeleverd. Het grootste deel van de in Nederland geïmporteerde LNG komt uit Rusland en de VS. De gasmarkt heeft zich de laatste jaren door de opkomst van LNG meer ontwikkeld tot een wereldmarkt. De leveringszekerheid wordt geborgd door enerzijds in te zetten op het handhaven van een goed functionerende markt, geïntegreerd in een Europese markt. Daarvoor zijn Europese marktverordeningen en richtlijnen aangenomen. Tevens is fors geïnvesteerd in Europa in infrastructuur om markten beter te verbinden. Met de Title Transfer Facility heeft Nederland de grootste gashub van Europa en onze infrastructuur is op orde met voldoende importfaciliteiten, interconnecties en gasopslagcapaciteit. Daarnaast is Europees ingezet op het diversifiëren van bronnen en gasroutes, zodat de markt niet afhankelijk is van enkele aanbieders. Ik verwijs wat betreft het verminderen van de strategische afhankelijkheid van landen als Rusland, naar de brief over strategische afhankelijkheden in het energiedomein (Kamerstuk 21 501-33, nr. 845)6, alsmede naar de brief over diversificatie van gasimport (Kamerstuk 21 501-33, nr. 762). 7
De wijziging van de Mijnbouwwet (het verwijderen of hergebruiken van mijnbouwwerken en investeringsaftrek) is begin 2021 ingevoerd. De investeringsaftrek is met terugwerkende kracht vanaf 1 januari 2020 in werking getreden. Gezien de technische en procesmatige complexiteit van gasexploratie op zee is een aanlooptijd van enkele jaren realistisch. Dit houdt in dat de effectiviteit van de maatregel pas na een aantal jaren bepaald kan worden. Ik blijf de exploratie- en exploitatie-activiteiten van gaswinning op zee volgen om te kijken of de gaswinning in Nederland niet versneld afneemt.
In Noorwegen is er sprake van diepzee winning. Dit is wezenlijk anders dan de gaswinning die in Nederland plaatsvindt, waardoor het belastingregime in Noorwegen geen invloed heeft op het Nederlandse investeringsklimaat. De gaswinning in Nederland is het meest vergelijkbaar met de gaswinning uit het Verenigd Koninkrijk. Veel mijnbouwbedrijven die in Nederland opereren, zijn ook in het Verenigd Koninkrijk actief. In het kader van de wijziging van de Mijnbouwwet (het verwijderen of hergebruiken van mijnbouwwerken en investeringsaftrek) is het belastingregime voor olie- en gaswinning in Nederland vergeleken met dat van het Verenigd Koninkrijk. Uit deze vergelijking is gebleken dat het karakter van de investering en de prijs een belangrijke rol spelen ten aanzien van het rendement, maar dat in het algemeen het Britse systeem aantrekkelijker was. De belangrijkste verschillen met het Verenigd Koninkrijk waren gelegen in het lagere tarief voor de mijnbouwheffingen (in Nederland 50%, in het VK 40%) en de directe aftrekbaarheid in het Verenigd Koninkrijk van de CAPEX investeringen in het eerste jaar waarin de investeringen zijn gedaan. Destijds is geconcludeerd dat de investeringsaftrek naar 40% Nederland niet op gelijke voet met het Verenigd Koninkrijk zou brengen, maar wel het investeringsklimaat aanzienlijk zou kunnen verbeteren en een te snelle afname van de opsporing en winning van de resterende gas- en oliereserves zou kunnen afremmen.
Qua oppervlakte en ondergrond is het gebied Southern North Sea Basin in het Verenigd Koninkrijk het meest vergelijkbaar met het Nederlandse deel van de Noordzee. Over de afgelopen vijf jaar zijn er in Nederland gemiddeld vijf exploratieboringen geweest op de Noordzee tegenover gemiddeld één boring in het Southern North Sea Basin gebied in het Verenigd Koninkrijk. In 2020 waren er in Nederland twee exploratieboringen op de Noordzee, tegenover nul in het Southern North Sea Basin gebied. Op basis van deze cijfers van de afgelopen jaren kan niet geconcludeerd worden dat de exploratieboringen in het Nederlandse deel van de Noordzee achterblijven ten opzichte van het Southern North Sea Basin gebied in het Verenigd Koninkrijk, maar ik blijf de ontwikkelingen volgen.
In algemene zin zien we de afgelopen jaren een afname van exploratieboringen door grotere bedrijven. De middelgrote en kleinere bedrijven zetten nog wel exploratieboringen in het Nederlandse deel van de Noordzee. Er zijn geen concrete voorbeelden bekend van bedrijven die de afgelopen jaren definitief zijn gestopt met boringen in de het Nederlandse deel van de Noordzee, maar wel actief zijn in Noorwegen of het Verenigd Koninkrijk.
In 2020 en 2021 zijn er twee opsporingsvergunningen verleend. Ook zijn er twee instemmingsbesluiten op grond van het Besluit algemene regels milieu mijnbouw (Barmm) afgegeven voor het uitvoeren van een proefboring in 2020 en 2021. Beide boringen zijn niet uitgevoerd en er is een verzoek ingediend om de instemming te verlengen zodat de boringen later kunnen worden uitgevoerd. Op dit moment zijn er elf aanvragen voor opsporingsvergunningen in behandeling. Met deze vergunningen mag opsporingsonderzoek worden verricht door middel van een proefboring, maar voor het uitvoeren van een proefboring moet respectievelijk nog wel een Mer-aanmeldnotitie worden ingediend en een instemmingsbesluit Barmm worden afgegeven.
In 2020 en 2021 zijn zeven winningsvergunningen verleend. Hiermee is een recht verleend om gevonden voorraden te mogen exploiteren. De benodigde vergunningen om daadwerkelijk tot winning over te mogen gaan zijn nog niet verleend. Op dit moment hebben we drie aanvragen voor een winningsvergunning in behandeling, één aanvraag voor een nieuw winningsplan en acht aanvragen voor een actualisatie van een winningsplan. De reden voor de actualisatie is het verlengen van de productietermijn voor bestaande winningen. In hoeverre deze rechten geeffectueerd gaan worden is niet zeker.
In het artikel geeft het lid van de adviesgroep Economische Zaken van TNO daarbij de volgende toelichting: «De gasvraag is hoog en geologisch heeft het gebied veel potentieel. Van de andere kant zie je ook dat de volumes steeds kleiner worden. Dat maakt een project economisch lastiger». Ik herken dit. Het jaarverslag 2020 Delfstoffen en Aardwarmte in Nederland van TNO laat zien dat de totale verwachte aardgasproductie in de toekomst voor een zeer groot deel bestaat uit verwachte productie uit nog aan te tonen voorkomens. Dit betekent dat de mate waarin bedrijven bereid zijn om te investeren in exploratie zeer bepalend is voor de toekomstige productie. We bevinden ons op dit moment op een kantelpunt. De grote bestaande gasvelden beginnen leeg te raken, waardoor de productie daalt. Hierdoor wordt een groot aandeel van de platforms en pijpleidingen binnen afzienbare tijd onrendabel zonder extra gasproductie. Daarnaast kan het verminderde draagvlak voor gaswinning in Nederland investeringen in gaswinning ontmoedigen. Dit kan ertoe leiden dat gasbedrijven stoppen met gaswinning en de infrastructuur te koop zetten of voortijdig gaan ontmantelen. Indien de infrastructuur op korte termijn wordt weggehaald zal het grootste deel van de exploratie naar nieuwe gasvondsten ook onrendabel worden en zal er dus een extra sterke daling van productie plaatsvinden. In het kader van de energietransitie en het streven om broeikasgassen terug te brengen zou een snellere daling van de productie in Nederland zeer ongewenst zijn. Bij een snellere daling moet Nederland meer gas importeren uit het buitenland wat leidt tot een hogere uitstoot van broeikasgassen. Ook kan voortijdige ontmanteling van infrastructuur ertoe leiden dat de reservoirs, putten, pijpleidingen en platforms niet meer kunnen worden hergebruikt in het kader van de energietransitie. Daarentegen is er nog ruimte voor nieuwe toevoeging van gasvondsten als er nieuwe boringen plaatsvinden en kunnen mogelijkheden voor hergebruik van bestaande gasinfrastructuur in het kader van de energietransitie leiden tot nieuwe economische verdienmodellen.
Het is helaas niet gelukt om de vragen voor het Commissiedebat Mijnbouw/Groningen van 15 september 2021 te beantwoorden.