Trilemma artikelen

De zoektocht naar olie in Suriname: alles of niets

Energeia, 18-11-2019

Aan de noordkant van Zuid Amerika liggen twee kleine buurlanden met een vergelijkbaar inwoneraantal en nationaal product: Guyana en Suriname. Guyana staat op het punt rijk te worden. Binnen enige weken begint ExxonMobil er olie te produceren in het Liza veld; de eerste van de 14 ontdekkingen van de afgelopen 4 jaar in deepwater Guyana die nu ontwikkeld wordt. In 2023 zal de productie zijn opgelopen tot meer dan 500.000 vaten per dag. Per inwoner zal Guyana dan meer olie produceren als Koeweit.

In Suriname, een land waarmee wij nauwe historische betrekkingen koesteren, had men de afgelopen jaren de hoop dat dit ook in Suriname zou kunnen gebeuren. Er wordt nu intensief naar olie gezocht. Een kort verslag van een zoektocht tussen hoop en vrees.

Zit er olie in de ondiepe offshore van Suriname?

In 2018 produceerde Staatsolie, de enige olieproducent in Suriname, ruim 16000 vaten olie per dag. Dat gebeurde uitsluitend onshore, in velden die al vele decennia lang produceren. De uitdaging om deze productie op peil te houden wordt steeds groter.

Nu het eind van de onshore olieproductie langzaam aan in zicht begint te komen dient de vraag zich aan of er ook vergelijkbare velden liggen op een geringe afstand in de ondiepe offshore. Uit de studies van de afgelopen jaren heeft Staatsolie de conclusie getrokken dat die kans er is. De prospects die men heeft geïdentificeerd hebben echter een hoog risico: de kans op succes varieert, volgens Staatsolie, tussen de 10 en 27%.

In 2018 heeft men de knoop doorgehakt en besloten de beste prospects aan te boren. Er werd voor een periode van een jaar een jack-up gecontracteerd, de West Castor van Seadrill, om een campagne van 9 putten te boren. Hiermee is men in maart van dit jaar begonnen. Deze campagne zal Staatsolie rond de 100 miljoen dollar gaan kosten wat de schuldenlast van het bedrijf verder verhoogt. Binnen de internationale oliewereld is dit klein bier. Voor Staatsolie, en Suriname, is dat niet het geval.

Er zijn twee dingen die hierbij opvielen. Staatsolie doet deze campagne geheel voor eigen rekening. Binnen de oliewereld is het de gewoonte, zeker voor een relatief klein bedrijf als Staatsolie, om voor zoiets 1 of meer non-operating partners binnen te halen. Hiermee spreidt men het risico en haalt men expertise van buiten binnen. Een aantal bedrijven heeft hier naar gekeken; zij hebben unaniem geconcludeerd dat het risk vs reward plaatje voor hen niet klopte. Daarnaast is een campagne van 9 exploratieputten in hetzelfde gebied niet gebruikelijk. Veelal boort men 2 of 3 putten om daarna de resultaten te evalueren voordat men verdere stappen neemt.

Hoe staan de zaken er nu bij? De eerste twee putten kenden een aantal operationele problemen en hebben relatief veel tijd gekost. Op 25 Oktober is men begonnen aan de vijfde put. De eerste 4 putten waren allen droog. Als put 5 en 6 ook droog blijken is men voornemens de campagne af te breken. Het is vooruitlopen op de gebeurtenissen maar als dit het geval blijkt kan men zich afvragen wat Staatsolie bewoog om hier alles of niets te spelen.

Het fenomenale succes van ExxonMobil in buurland Guyana

Dat is niet het hele verhaal; alleen het verhaal van Staatsolie en de exploratie in de ondiepe onshore. Er is ook een tweede verhaal: dat van de diepe offshore. En dat is iets waarin de internationale oliewereld wél uitermate geïnteresseerd is.

Rond 2009 maakten Tullow en Kosmos (twee mid size companies die zich vooral richten op exploratie) een aantal deepwater ontdekkingen in offshore Ghana, een gebied dat tot dan toe nauwelijks enige activiteit had gezien. Het leidde tot een hernieuwde interesse in het offshore gebied aan de noordkant van Zuid Amerika (Guyana, Suriname en Frans Guyana). Voor het openen van de Atlantische Oceaan zat dit gebied aan Ghana vast en het vertoont qua geologie overeenkomsten met offshore Ghana.

In 2011 vond Shell olie in offshore Frans Guyana, ten Oosten van Suriname. Het was een teaser: te goed om weg te lopen uit het gebied, te slecht om het veld te gaan ontwikkelen. Follow up putten stelden teleur. Shell is hier niet meer actief en tot nu toe is er geen olieproductie in de offshore van Frans Guyana.

In 2015 won ExxonMobil (met non-operating partners Hess en CNOOC) in Guyana, net ten westen van Suriname, de jackpot. Hun Liza discovery vond een substantiële hoeveelheid olie in zanden van zo’n goede kwaliteit dat de opbrengst per put uitermate hoog zal zijn (en de kosten laag). Van de daaropvolgende 14 exploratieputten waren er 13 succesvol (de meest oostelijke op minder dan 10 km afstand van de grens met Suriname; dit is ook de enige put waar gas en condensaat werd gevonden in plaats van voornamelijk olie). De totale hoeveelheid olie die hier gewonnen kan worden is nu opgelopen tot meer dan 6 miljard vaten.

Productie van de eerste fase (Liza-1, 120.000 vaten per dag) zal starten in december van dit jaar. Met Liza-2 en Payara zal de productie in 2023 naar verwachting zijn opgelopen tot ongeveer 560.000 vaten per dag. Per inwoner zal Guyana dan meer olie produceren als Koeweit.

Komt er een succes in de diepe offshore van Suriname?

De ontdekkingen van ExxonMobil in de diepe offshore van Guyana verhoogden de interesse van oliebedrijven in de diepe offshore van Suriname. Verschillende grote namen zijn hier nu actief zoals Equinor, Tullow, Apache, Petronas en ExxonMobil. ExxonMobil zelf verwierf de rechten voor een blok in ultradiep water in Suriname; veel verder uit de kust liggend dan hun successen in Guyana. Blijkbaar gaan zij er van uit dat er hier geen exacte replica van hun successen in Guyana zal zijn. In tegenstelling tot sommige concurrenten hebben zij zich ook niet vastgelegd op het boren van een put.

Sinds 2015 zijn er door Tullow, Kosmos en Apache in totaal 5 putten geboord in Suriname deepwater. Alle putten waren droog. In oktober startte Apache met het boren van een zesde put, Maka Central 1, in blok 58, op een afstand van ongeveer 10 km met de grens met Guyana. De resultaten worden binnen enige weken verwacht.

Het is te vroeg om nieuwe olie discoveries in Suriname af te schrijven, met name in de diepe offshore. Na de huidige Apache put komen er in 2020 nog putten van Tullow en Kosmos. Maar in iets wat steeds meer op een alles of niets gebeuren begint te lijken wordt een niets scenario voor Suriname steeds waarschijnlijker. Het zou een wrede speling van het lot zijn als het gebied met olievelden, dat zich over meer dan 100 km langs de kust van Guyana uitstrekt, vrijwel precies op de grens met Suriname zou stoppen.

suriname-and-guyana-map

Gas en gaslekkages

Energeia, 21-10-2019

Nederland zal in 2025 netto ongeveer 25 bcm aan gas importeren. Dat gas zal vooral uit Rusland komen of als LNG (vloeibaar gas) worden aangevoerd uit landen als Qatar of de VS. Dit geïmporteerde gas zal een substantieel hogere carbon footprint hebben dan in Nederland geproduceerd gas. De relatief hoge gaslekkages in een land als Rusland spelen daarbij een grote rol. Voor het klimaat zal het de vooruitgang die Nederland boekt door een groter aandeel zon en wind in de elektriciteitsproductie volledig teniet doen.

Van oud gas naar nieuw gas

Hoezeer het vervangen van Nederlands gas door Russisch gas en LNG ook samenhangt met specifiek Nederlandse omstandigheden, het sluit wel aan bij de ontwikkelingen in de wereldwijde gasindustrie, die een geleidelijke trend van “oud gas” naar “nieuw gas” laten zien. Daarbij staat nieuw gas voor gas dat vaker als schaliegas geproduceerd wordt en vaker over grote afstanden, bv in de vorm van LNG, getransporteerd wordt. Rusland bouwt én nieuwe lange afstands pijpleidingen (Nord Stream 2 en Turkstream naar Europa; Power of Siberia naar China) én nieuwe LNG export terminals (Yamal).

Olietankers varen al decennialang over de oceanen; voor LNG-carriers is dat een veel recentere ontwikkeling. Waren er in 2000 zo’n 50 LNG-carriers, nu zijn dat er zo’n 600. Het aandeel van LNG in het transport van gas over langere afstanden tussen verschillende wereldregio’s neemt geleidelijk aan toe (IEA: 2000: 25%; 2025: 50%). Er vinden vele ontwikkelingen plaats aan zowel de aanbod- als de vraagkant van gas, maar als men het in één zin zou moeten samenvatten dan zou het deze zijn: meer productie in de VS, meer consumptie in Azië. Dat wordt mogelijk gemaakt door LNG.

fig 1 lng carrier

Groei van het aantal LNG-carriers (bron: Platts)

Binnen 15 jaar groeide het aandeel schaliegas binnen de totale VS gasproductie van 5 naar 70%. In die tijd verdubbelde de totale productie tot ongeveer 1000 bcm. Begin 2017 werd de VS een netto gas exporteur. In 2020 zal de VS 100 bcm exporteren, ongeveer de helft van de totale export van Rusland.

De productie van schalieolie is alleen mogelijk in een aantal sweet spots met een relatief beperkte omvang en de verwachting is dat deze productie de komende jaren een plateau zal bereiken. VS schaliegas kent deze beperking niet; de hoeveelheid schaliegas die tegen een prijs van 2 tot 3 dollar per MMBTU (de VS gasprijs van het afgelopen decennium) gewonnen kan worden is, for all practical purposes, oneindig. Lange termijn scenario’s van de grote internationale olie- en gasbedrijven verwachten dan ook dat het aandeel schaliegas in de totale wereldwijde gasproductie zal blijven doorgroeien terwijl het aandeel schalieolie in de totale olieproductie afvlakt.

Gas werd traditioneel veelal afgenomen via langdurige contracten die vaak oliegeïndexeerd waren en de koper weinig flexibiliteit gaven qua bestemming en af te nemen hoeveelheid. Ook dat is aan het veranderen. Contracten voor nieuw gas geven kopers meer vrijheid en de prijs wordt vaker gebaseerd op de gas spot markets. Portfolio players vervullen vaker een rol tussen producent en afnemer.

Met al deze ontwikkelingen beginnen gasmarkten geleidelijk aan steeds meer een beetje op oliemarkten te lijken. Prijzen op de drie wereldwijde gasmarkten (VS, Europa en Azië) zijn het laatste decennium naar elkaar toegegroeid. Met een snel groeiende stroom aan LNG (10% in 2018) is deze ontwikkeling naar verwachting structureel.

Toenemende Upstream Emissies bij nieuw gas

Nieuw gas brengt vele voordelen met zich mee. Schaliegas geeft een neerwaartse druk op de prijzen, met name in de VS maar, via LNG, ook in de rest van de wereld. Voor Europa vermindert het de afhankelijkheid van Rusland. Kleine drijvende terminals voor het aanlanden van LNG maken het ook voor kleinere markten mogelijk om LNG te importeren; van Litouwen tot Jordanië.

Nieuw gas heeft ook een nadeel. Met een groter aandeel schaliegas en langere ketens tussen productie en consumptie, hebben de upstream emissies de neiging toe te nemen. Upstream emissies betreffen alle emissies gerelateerd aan de productie en het transport van gas. Methaanlekkages maken hiervan een belangrijk deel uit. Methaan is een veel krachtiger broeikasgas dan CO2 maar heeft gelukkig wel een relatief lage halfwaardetijd in de atmosfeer  van slechts 7 jaar.

Het verbranden van gas levert een CO2 emissie op van ongeveer 56 gCO2eq/MJ (gram CO2 equivalent[1] per megajoule). De productie en het transport van conventioneel gas in NW Europa (zoals dat uit Groningen) levert hooguit slechts enkele gCO2eq/MJ extra emissie op. De productie en het transport van Russisch gas voegt daarentegen ongeveer 20 gram CO2eq toe. Voor LNG uit Qatar is dat waarschijnlijk wat minder; voor LNG geproduceerd als schaliegas uit de VS wat meer. De onzekerheden in de upstream emissies van gas zijn relatief groot; met name omdat onzekerheden in de lekkages relatief groot zijn. De upstream emissies van olie zijn veel minder onzeker – maar van een vergelijkbare orde van grootte.

fig 2 upatream emissions

Upstream emissies van gas (Hammond and O’Grady, 2017). Voor shale gas betreft dit alleen de productie; niet het evt transport als LNG. Voor LNG betreft dit LNQ uit Qatar.

Er zijn een aantal oorzaken voor de relatief hoge upstream emissies van Russisch gas. Ongeveer 10% van het gas dat in West Siberië de pijpleiding ingaat wordt onderweg verbruikt in compressors die noodzakelijk zijn om het gas te kunnen transporteren. Het Russische pijpleidingnetwerk is dusdanig ontworpen dat voor het transport relatief grote hoeveelheden energie nodig zijn. Het is een logisch gevolg van de zeer lage kostprijs van gas in Rusland.

Russische methaanlekkages worden geschat op ongeveer 2% van het geproduceerde gas. Deze lekkages worden veroorzaakt door lekken in pompen, kleppen, het venten (gas weg laten stromen) tijdens onderhoud en incompleet affakkelen waarbij niet al het gas verbrand wordt.

Voor het transport van LNG is de energie die nodig is voor het afkoelen van gas (tot tenminste -162 oC) de grootste component van de upstream emissies. Daar komt een kleinere component bij voor het transport  in de vorm van methane slip voor LNG carriers die op gas varen.

Voor LNG uit Qatar zijn er verder weinig additionele upstream emissies. Voor schaliegas uit de VS ligt dat anders. Methaanlekkages in de VS zijn van een vergelijkbare omvang als die in Rusland. De schatting van de EPA komt uit op ongeveer 1.4% van het geproduceerde gas; een recente review study in Science op 2.3%. Daarmee wordt rond de 30-50% van het positieve effect van het verbruik van gas ten opzichte van dat van kolen teniet gedaan.

Het pijpleidingnet in de VS zal minder upstream emissies opleveren dan dat in Rusland. Wat in de VS een rol speelt is de grote hoeveelheid putten die er voor de winning van schalieolie en schaliegas geboord worden. Er worden in de VS meer putten geboord dan in de rest van de wereld bij elkaar. Meer putten betekent meer potentiële lekpunten. Kleinere bedrijven hebben in het verleden putten niet altijd netjes achter gelaten; er zijn relatief veel zogeheten orphan wells.

Ook al is er ook in Nederland een substantiële onzekerheid wat betreft methaanlekkages; duidelijk is wel dat deze een orde van grootte kleiner zijn dan die in de VS of Rusland. Methaanlekkages in de Nederlandse olie- en gasindustrie zijn slechts een fractie van de totale methaanemissies door menselijke oorzaken. TNO schatte deze fractie recent op ongeveer 3%. Verreweg de grootste veroorzaker is de veehouderij.

Satelliet monitoring van methaanemissies komt nu van de grond.

De grote westerse gasproducenten zijn zich er terdege van bewust dat methaanlekkage een substantiële bedreiging is voor de maatschappelijke acceptatie van gas als transitiebrandstof. Het terugdringen van methaanlekkages is voor hen dan ook van groot belang. Shell schat dat de huidige methaanlekkages voor het bedrijf variëren tussen 0 en 0.8%, beduidend lager dan het wereldwijde gemiddelde. Bovendien wil Shell het gemiddelde in 2025 terug te brengen tot onder 0.2%.

Bedrijven als GHGSat en Bluefield zijn nu bezig het monitoren van methaanemissies met satellieten van de ontwikkelfase naar de commerciële fase te brengen. Voor Bluefield begint deze commerciële fase in 2020 met de lancering van een nieuwe satelliet. Meerdere majors hebben een contract met dit bedrijf afgesloten. Met name voor de VS betekent dit dat het snel opsporen van lekkages de mogelijkheid gaat bieden om deze lekkages substantieel te verminderen.

fig 3 methane emissions

Methaan concentraties over een gebied in de Permian, West Texas (bron: GHGSat)

Ook een NGO als het Environmental Defense Fund probeert nu financiering rond te krijgen voor een satelliet gericht op het wereldwijd opsporen van methaanlekkages. Dat geeft zicht op meer duidelijkheid van wat het grootste probleem is: de methaanlekkages in Rusland (of eigenlijk: de hele voormalige Sovjet Unie) en het Midden Oosten. Incomplete verbranding bij fakkelen is hierbij een substantieel en onderbelicht probleem. De grote westerse maatschappijen mogen dan het meest onder druk staan; de meeste lekkages vinden niet bij hen plaats.

Wij moeten af van onze fixatie op nationale emissie doeleinden.

Bij besluitvorming over energie dienen kosten, leveringszekerheid én klimaat een rol te spelen. Het wereldwijde klimaat wel te verstaan. Voor het klimaat maakt het niet uit of er broeikasgas wordt uitgestoten in Nederland of in Rusland. Het huidige vervangen van Nederlands gas door Russisch gas of LNG doet, wereldwijd, alle vooruitgang teniet die Nederland boekt door de toename van de stroom uit zon en wind. Vreemd genoeg speelt dat nauwelijks een rol in de besluitvorming wat stemt tot nadenken.

Het bemoeilijken van lokale gasproductie in Nederland (en het vervangen van dit gas door Russisch gas of LNG) doet het klimaat geen goed. Het verminderen van het verbruik van fossiele brandstoffen doet dat wel.

[1] De emissie van andere broeikasgassen dan CO2 wordt geconverteerd tot een equivalente hoeveelheid CO2; deze conversiefactor hangt af van de tijdschaal, veelal enige tientallen jaren, waarover men het broeikaseffect wil berekenen.

 

De snel groeiende Nederlandse afhankelijkheid van geïmporteerd gas

Energeia/Trilemma, 9-9-2019

Nederland moet zich voorbereiden op een periode dat het bij een relatief constant gasverbruik grotendeels afhankelijk zal zijn van de import van gas. Naar verwachting zal deze import in 2025 ongeveer 25 miljard m3  per jaar bedragen. LNG (vloeibaar gas) zal hierbij een belangrijke rol spelen.

Tot nu toe speelde de import van LNG een marginale rol in Nederland. Eind 2018 veranderde dat plotsklaps. In 2019 gaat de import van LNG naar verwachting richting 10 miljard m3 (billion cubic meters oftewel bcm), meer dan het totale verbruik van alle Nederlandse huishoudens. In de voorafgaande jaren kwam het niveau dat via de GATE terminal in Rotterdam werd geïmporteerd niet boven 1 bcm uit; een fractie van de jaarlijkse capaciteit van 12 bcm. GATE import format

De dalende gasproductie in Nederland speelde hierbij een rol. Maar die productie daalt geleidelijk. De stijging van de LNG import was abrupt en om deze te kunnen verklaren moeten de ontwikkelingen buiten Nederland worden beschouwd. Nederland is geen eiland in de wereldwijde gasmarkt maar een klein stukje van een complexe puzzel.

De vraag naar gas groeit

In 2018 groeide de wereldwijde vraag naar gas met 4.6%. De vraag groeide met name in de VS (goedkoop schaliegas) en in China (politiek van de overheid om de luchtvervuiling door kolen te verminderen). De verwachting is dat gas, als fossiele brandstof met de laagste uitstoot van broeikasgassen, een beduidend langere toekomst heeft dan kolen of olie. Zelfs in een IEA Sustainable Development Scenario, dat de opwarming beperkt tot ongeveer 2 graden, ligt de wereldwijde gasconsumptie in 2040 ongeveer 10% hoger dan de huidige (voor het New Policies scenario is dat zelfs ruim 40%).

In de EU blijft de vraag naar gas in grote lijnen relatief constant. Dat betekent niet dat er geen significante korte termijn fluctuaties zijn. Van 2010 tot 2014, in een tijd van relatief hoge gasprijzen en lage kolenprijzen, daalde de vraag. Sinds 2014, in een tijd van lage gasprijzen, stijgt de vraag naar gas. De verwachting is dat deze stijging van de vraag zich de komende jaren verder zal voortzetten. Het uitfaseren van nucleair en kolen steunt de vraag naar gas.

Ook in Nederland steeg de vraag naar gas de laatste jaren licht. Met het recente klimaatakkoord wil Nederland qua gasafbouw voorop gaan lopen; onduidelijk is in hoeverre deze ambities ook gerealiseerd gaan worden.

Nederland is nu een netto gas importeur

De grote veranderingen vinden voor Nederland niet aan de consumptiekant maar aan de productiekant plaats. De Nederlandse gasproductie daalt nu razendsnel. Van 2013 tot 2019 daalde de productie van ongeveer 80 BcM tot ongeveer 35 BcM. EBN schat dat de productie in 2025 nog slechts ongeveer 10 BcM zal bedragen en in 2030 ongeveer 5 BcM. Nederland werd in 2018 een netto importeur van gas. Naar verwachting zullen wij in 2025 jaarlijks netto rond de 25 BcM importeren.

Ook in andere landen binnen de EU-28 daalt de gasproductie. Naar verwachting zal deze tussen 2017 en 2025 halveren van 130 tot 65 BcM per jaar; een daling die voor ruwweg de helft op het conto van Nederland komt.

Met een relatief stabiele jaarlijkse gasconsumptie tussen de 450 en 500 BcM zal dit moeten worden opgevangen door een hogere import. De Noorse gasproductie kan dit niet voor rekening nemen, naar verwachting blijft deze tot 2025 constant om daarna geleidelijk te gaan dalen. Terwijl tot aan 2018 de vermindering van de Europese productie vooral werd opgevangen door een hogere import uit Rusland (van 2015 tot 2018 nam deze toe van ongeveer 160 tot 200 BcM)  zal na 2018 een grotere import van LNG waarschijnlijk de belangrijkste component zijn.

De Europese LNG import groeit nu snel

Voor Nederland is de jaarlijkse import van LNG beperkt tot de capaciteit van de GATE terminal: 12 bcm per jaar, welke mogelijk wordt vergroot tot 16 bcm. De capaciteit wordt op dit moment voor een groot deel benut.

De totale EU-28 capaciteit om LNG te importeren is ruim 200 bcm per jaar. Lange tijd is de benuttingsgraad laag geweest; tussen 2010 en 2015 schommelde deze rond de 20%. Europese landen zijn bereid geweest een lage benuttingsgraad te accepteren wegens het grote strategische belang van het bestaan van deze capaciteit voor de leveringszekerheid. Alleen al de mogelijkheid om grote hoeveelheden LNG te importeren vermindert de afhankelijkheid van Rusland en het vermogen van Rusland om de gasprijs in de EU omhoog te stuwen.

De enorme LNG aanlandingscapaciteit geeft Europa een groot absorptievermogen voor LNG. Naar verwachting van de IEA zal de EU-28 LNG import stijgen tot dicht bij 100 bcm in 2025. Naast de dalende productie speelt ook de vraag (en met name de hoeveelheid coal to gas switching) een rol. Deze was zeer geprononceerd in 2019 en bij een voortzetting van de huidige lage gasprijzen en gestegen CO2 ETS prijzen is het niet uitgesloten dat de EU LNG import significant hoger zal uitpakken.

Platts European LNG imports format

LNG regas Europe

Een groeiend aandeel LNG: minder prijsverschillen tussen gasmarkten

De gasmarkt is geen relatief uniforme wereldwijde markt zoals de oliemarkt. Terwijl men olie voor een fractie van de olieprijs de hele wereld kan rondvaren is het transport van gas relatief duur. Dit geldt met name voor het transport over grote afstanden waarbij LNG de enige optie is. Voor LNG kan het vloeibaar maken, transporteren en weer terugbrengen naar gas meer dan 50% van de totale kosten uitmaken. Relatief veel gas wordt dan ook gebruikt op relatief geringe afstand van de productie (waarbij het transport per pijpleiding plaats vindt).

Wereldwijd neemt het aandeel LNG nu echter snel toe. De groei van het wereldwijde gasverbruik was in 2018 4.6%; de groei van LNG was in dat jaar ongeveer 10%. Het aandeel van LNG in het transport over langere afstanden tussen verschillende wereldregio’s neemt geleidelijk aan toe (IEA: 2000: 25%; 2017: 40%; 2025: 50%; 2040: 60%). Door het toenemend transport van gas over grote afstanden neemt de kans op grote prijsverschillen tussen de drie grote gasmarkten (VS, Europa en Oost Azië) geleidelijk aan af. De kans dat de extreme prijsverschillen tussen Azië en de rest van de wereld tussen 2011 en 2014 zich nog eens zullen herhalen is kleiner geworden. Voor een grote LNG exporteur als Qatar is de kostprijs bij aflevering in Europa vrijwel gelijk als de kostprijs bij aflevering in China of Japan; het gas gaat (meestal) naar de locatie waar de prijs het hoogst is.

Geleidelijk aan wordt er meer gas verkocht via de spot markets en minder via lange termijn oil indexed contracten. Deze ontwikkeling is in Europa verder gevorderd dan in Azië.

Gasprijzen

Geleidelijk aan wordt er meer gas verkocht via de spot markets en minder via lange termijn oil indexed contracten. Deze ontwikkeling is in Europa verder gevorderd dan in Azië.

VS: Lage kostprijs schaliegas maakt grootschalige export van LNG mogelijk

Al een kleine 10 jaar is de gasprijs in de VS bijzonder laag. Gas is in de VS nu blijvend goedkoop. De kostprijs van schaliegas ligt bij 2.5 $/MMBTU, afhankelijk van de wisselkoers is dat ongeveer 7.5 euro/MWh. Qua hoeveelheid energie correspondeert dit met minder dan 15 dollar voor een vat ruwe olie. De hoeveelheid schaliegas die tegen deze prijs geproduceerd kan worden is vrijwel onbegrensd en kan nog decennia lang zo doorgaan. Schaliegas winnen is veel makkelijker dan schalieolie winnen: gas stroomt veel makkelijker door een slecht reservoir gesteente met een lage doorlatendheid dan olie. Terwijl de commerciële winning van schalieolie beperkt is tot een beperkt aantal sweet spots, kan schaliegas in veel meer uitgestrekte gebieden worden geproduceerd.

Vloeibaar maken en transport brengen de kosten bij aflevering in Europa rond de $5/MMBTU. De LNG export terminals die nu in de VS worden opgeleverd exporteren gas naar verschillende delen van de wereld, waaronder Europa. Deze export van LNG neemt nu snel toe. Begin 2017 werd de VS een netto gas exporteur. Eind 2019 zal de export (op jaarbasis) ongeveer 85 BcM bedragen en het grootste gedeelte hiervan komt op het conto van nieuwe LNG export terminals.

Op de lange termijn zal een groeiende export van VS schaliegas het voor Europese gasprijzen moeilijker maken om langdurig en ver boven $6-7/MMBTU uit te komen want bij dat prijsniveau wordt het aantrekkelijk om in de VS nieuwe

US gas exports

export terminals te bouwen. Omgekeerd kan het zijn dat bij een langdurig prijsniveau onder $4/MMBTU de export van VS schaliegas naar Europa terug loopt omdat bestaande capaciteit dan niet meer ten volle wordt gebruikt of een andere bestemming krijgt. Begin september zakte de Europese gasprijs voor het eerst sinds lange tijd onder dit niveau.

Een stroom van nieuwe LNG projecten leidt nu tot lage prijzen

LNG projecten zijn cyclisch. Van 2014-2020 komt er LNG uit een hele serie nieuwe projecten op de markt waarmee de totale capaciteit stijgt van ongeveer 400 naar 600 bcm per jaar. De beslissingen om deze projecten op te zetten waren genomen in de periode tussen 2009 en 2015 (in een wereld van hoge olieprijzen en, post-Fukushima, hoge gasprijzen). Tussen 2014 en 2017 komen voornamelijk projecten in Australië gereed, zoals Gorgon. Tussen 2017 en 2020 betreft het voornamelijk projecten in de VS (maar ook een project als Yamal in Rusland).

Al geruime tijd keken veel analisten uit naar het moment waarop een ruimer wordende LNG markt zou leiden tot lagere prijzen. In 2017 voorkwam de grote groei van de vraag uit China nog een prijsval. Vanaf de tweede helft van 2018 is dat niet meer het geval. Herfst 2018 had China genoeg LNG ingekocht om comfortabel de winter 2018/2019 in te gaan en kregen LNG tankers, op weg naar Azië, een nieuwe bestemming: Europa. Europa is dankzij de grote capaciteit om vloeibaar gas te importeren, de mogelijkheid gascentrales in te zetten in plaats van kolencentrales (coal to gas switching) en met tot op zekere hoogte flexibele productie in Rusland, nu wereldwijd de swing consumer voor gas.

Met de huidige overcapaciteit aan LNG productie lijken hogere prijzen op korte termijn onwaarschijnlijk. In 2020 stokt de stroom van nieuwe LNG projecten echter en vanaf 2022/2023 zal de markt waarschijnlijk weer krapper zijn. Vooruitlopend hierop beginnen gasproducenten nu weer met nieuwe projecten. Shell nam eind 2018 de investeringsbeslissing voor een groot LNG project in West Canada. Recent gaf men in Rusland het groene licht voor Arctic2 LNG. Maar het grootste deel van een nieuwe stroom LNG projecten zal waarschijnlijk in de VS worden opgezet, “US LNG 2.0”, en zal vanaf 2024 op de markt kunnen komen.

iea global lng supply and demand format

Met de huidige overcapaciteit lijken hogere prijzen op korte termijn onwaarschijnlijk. In 2020 stokt de stroom van nieuwe projecten echter en vanaf 2022/2023 zal de markt waarschijnlijk weer krapper zijn. Vooruitlopend hierop begint men nu weer nieuwe projecten te plannen. Shell nam eerder dit jaar de investeringsbeslissing voor een groot LNG project in West Canada.  Maar het grootste deel van een nieuwe stroom van LNG projecten zal waarschijnlijk in de VS worden opgezet, “US LNG 2.0”, en zal vanaf 2024 op de markt kunnen komen.

Coal to gas switching in Europa

De snelle stijging van de ETS CO2 prijs, geholpen door een daling van de gasprijs, leidde afgelopen jaar tot een relatief snelle coal to gas switch voor elektriciteitscentrales in veel Europese landen. Ten opzichte van juni 2018 was in juni 2019 in Duitsland de hoeveelheid elektriciteit uit gas met 60% gestegen; de hoeveelheid elektriciteit uit kolen met 40% gedaald. De ETS CO2 prijs bevindt zich nu in een optimaal window voor gas: hoog genoeg om kolen er uit te werken; niet zo hoog dat het gas echt zeer doet.

Duitsland zal waarschijnlijk de komende jaren een relatief snelle groei van gas zien. Atomausstieg, Kohleausstieg en het vervangen van olie door gas in de verwarming van huizen spelen daarbij alle een rol. De Duitse steun voor de nieuwe Nordstream2 pijpleiding is dan ook niet onbegrijpelijk. Maar, minder in de publiciteit: er wordt ook nagedacht over 3 nieuwe LNG import terminals. Twee daarvan zullen waarschijnlijk in 2022 al operationeel zijn.

De groei van gas in de Duitse elektriciteitsvoorziening kan voorlopig doorgaan; de volledige capaciteit van de gascentrales wordt voorlopig nog niet bereikt. Het is geen gegeven dat dat tot in lengte van jaren het geval zal zijn. Om Duitse utilities te bewegen ook nieuwe gascentrales te gaan bouwen (mogelijk meer voor capaciteit dan voor basislast) zal echter een substantiële financiële aanmoediging vereisen.

Binnen de EU-28 kunnen bestaande gascentrales op relatief korte termijn de helft van de kolen- elektriciteitsproductie vervangen, wat tot een vermindering van ongeveer 20% van de CO2-uitstoot van de elektriciteitssector zou leiden.

Implicaties voor Nederland

Als we nu terugkijken naar de snel groeiende LNG import in Nederland, zoals aangestipt bij het begin van dit artikel, dan zien wij twee zaken die, naast de dalende Groningen productie, daaraan ten grondslag liggen:

  • het huidige ruime wereldwijde aanbod aan LNG, iets waarin VS schaliegas een belangrijke rol heeft gespeeld
  • de stijging van de ETS prijs die, geholpen door een relatief lage gasprijs, leidt tot een relatief snelle coal to gas switch in Europa

De vooruitzichten voor een verdere coal to gas switch lijken goed. Er zijn goede redenen om aan te nemen dat de LNG markt de komende 2 – 3 jaar ruim blijft. De ETS CO2 prijs lijkt ook niet snel voor langere tijd naar beneden te gaan. Mogelijk zullen dit soort ontwikkelingen kolen eerder uit de elektriciteitsproductie verdringen dan politieke maatregelen. Als kolencentrales ook daadwerkelijk dicht gaan wordt een hoger gasverbruik meer structureel.

Nederland moet zich voorbereiden op een periode dat het bij een relatief constant gasverbruik grotendeels afhankelijk zal zijn van de import van gas (naar verwachting 25 bcm in 2025). LNG zal hierbij een belangrijke rol spelen. Wil men hiervoor ook lange termijn contracten gaan afsluiten, die meer zekerheid bieden qua prijs, en zo ja, wie pakt dat op? De eindverbruiker(s), de tussenhandelaar, de toeleverancier of de importeur? Of durft men het aan alleen op korte termijn contracten op de spot markets te vertrouwen, wederom met de vraag wie waarvoor verantwoordelijk is? In hoeverre zal de gasrotonde blijven functioneren nu het zwaartepunt voor gas in Europa naar het Oosten verschuift, naar Duitsland? Duitsland zal met Nordstream2 én eigen LNG terminals een meer dominante positie krijgen. In welke mate zal Rusland ruimte laten voor een groeiende LNG aanvoer uit bij voorbeeld de VS? Voorlopig kunnen zowel de export uit Rusland als de LNG aanvoer uit de VS naar Europa groeien; maar dat houdt een keer op.

 

 

De vooruitzichten voor geothermie in Nederland

Trilemma/Energeia, 12-8-2019

 

In het recente klimaatakkoord speelt geothermie (ook wel: aardwarmte) een belangrijke rol bij het omlaag brengen van de uitstoot van broeikasgassen bij de warmtevoorziening. Met name voor warmte in de gebouwde omgeving en in de glastuinbouw wordt ervan uitgegaan dat aardwarmte fors zal groeien en in 2050 een substantieel deel van deze warmtevraag voor haar rekening zal nemen.

Belangrijke input voor het klimaatakkoord was het in 2018 gepubliceerde Masterplan Aardwarmte, opgesteld door EBN en een aantal stichtingen op het gebied van aardwarmte en warmtenetwerken. Hierin wordt gesteld dat aardwarmte kan groeien van de huidige 3,6 PJ (PetaJoule) naar 50 PJ in 2030 (30 PJ in de glastuinbouw, 20 PJ in de gebouwde omgeving) en tenminste 200 PJ in 2050. De totale warmtevraag in Nederland is nu 960 PJ waarvan de gebouwde omgeving ongeveer 50% uitmaakt, de industrie 40% en de landbouw (met name de glastuinbouw) 10%. Verwacht wordt dat deze vraag licht zal dalen.

Opvallend is dat het klimaatakkoord de concrete cijfers uit het Masterplan Aardwarmte niet overneemt. De door de sector geformuleerde doelstellingen worden verwelkomd maar ook enigszins ambitieus bevonden. In hoeverre kunnen kostendalingen gerealiseerd worden? Hoe aantrekkelijk is aardwarmte ten opzichte van alternatieven als warmtepompen, groen gas of waterstof? De indicatie van ECN (110 PJ in 2050, waarvan 30 PJ een relatief speculatief deel betrof voor hoge temperatuur warmte in de industrie) lag een stuk lager.

Het doel van dit artikel is een overzicht te geven van de ontwikkelingen in deze sector gedurende de laatste 10 jaar, de initiatieven te beschrijven die nu worden opgezet om een snelle groei mogelijk te maken en een indicatie te geven van de kans dat een snelle groei van aardwarmte ook inderdaad wordt gerealiseerd. Voor de goed orde: het gaat hier om diepe aardwarmte, oftewel dieptes groter dan 500 meter.

De technische “basics”

Bij geothermie wordt warmte onttrokken aan water dat via een put wordt opgepompt vanuit de diepte. Vervolgens wordt dit water in een nabijgelegen tweede put weer op dezelfde diepte geïnjecteerd. Er wordt in Nederland vrijwel altijd een tweetal putten (doublet) geboord. Oppompen en injecteren lukt alleen als er op die diepte een waterdoorlatende laag aanwezig is. In Nederland is dit meestal zandsteen. Het is vaak een van de zelfde zandsteen formaties waaruit in Nederland gas (en een enkele keer olie) geproduceerd wordt.

De temperatuur neemt toe met de diepte, in Nederland met ongeveer 30 graden per kilometer. De doorlatendheid van gesteente neemt echter af met toenemende diepte. Dit impliceert dat er een optimum diepte is waar de warmteopbrengst maximaal is: daar waar de temperatuur al flink gestegen is maar de doorlatendheid van het gesteente nog niet zover is afgenomen dat het een beperking vormt voor de hoeveelheid water die door het systeem kan stromen. In Nederland ligt dit optimum rond de 2 tot 3 km diepte. Het is op deze diepte dat de tuinbouwers, de pioniers voor geothermie in Nederland, opereren.

Het betekent dat ruimteverwarming, met water van ongeveer 60 tot 100 graden (de temperatuur op 2 tot 3 km diepte), in Nederland relatief makkelijk is. Industriële verwarming, met een warmtevraag van (veel) meer dan 120 graden is hier echter moeilijk. In vulkanische gebieden ligt dat anders.

Zodra een doublet (en evt. een warmtenet) er eenmaal ligt zijn de verdere kosten relatief laag en is de uitstoot van broeikasgassen zeer klein. Putten worden dusdanig ontworpen dat het koudere geinjecteerde water de productieput niet binnen 30 jaar (veelal de technische levensduur van een systeem) zal bereiken. Daarna zal men niet direct op exact dezelfde locatie een put willen boren. Zelfs een zeer conservatieve schatting geeft voor Nederland echter al een potentiële hoeveelheid duurzame aardwarmte van tenminste 300 PJ/jaar.

Warmte is veel duurder om te transporteren dan gas of elektriciteit en warmtetransport brengt al gauw substantiële verliezen met zich mee. Dat heeft tot gevolg dat geothermie putten dicht bij de afnemer van warmte moeten staan. Aangezien een enkel doublet al warmte oplevert voor meerdere duizenden huishoudens, of een aantal kassencomplexen, betekent dit dat geothermie een relatief grote en geconcentreerde warmtevraag vereist. Voor de gebouwde omgeving impliceert dit stedelijke gebieden. Vrijstaande huizen in landelijke gebieden zullen eerder richting warmtepompen gaan.

De ervaringen van de laatste 10 jaar

De ongeveer 20 projecten die het afgelopen decennium ontwikkeld zijn betroffen vrijwel allemaal projecten voor de glastuinbouw. De glastuinbouw heeft een grote, relatief constante (door het jaar heen) warmtevraag op één, of een beperkt aantal, locaties. Het kassengebied bij het Westland (en ook een gedeelte van Noord Holland) is vanuit geologisch oogpunt goed geschikt voor geothermie. De geologie is er door de olie- en gaswinning ook goed bekend.

Toch gaat hier niet alles over rozen. Ook na ruim tien jaar is het aandeel aardwarmte in de glastuinbouw nog geen 5 procent. De business case is vrij marginaal (ook met subsidie) en er is een serieus risico voor tuinders dat zaken niet goed gaan. Dat is niet zozeer het geologische risico (waar men zich nu ook voor kan verzekeren) maar problemen met de integriteit en het functioneren van de putten.

Deze putten draaien nu gemiddeld zo’n 5 jaar en nu al heeft meer dan een kwart serieuze problemen gehad die leidden tot een tijdelijk of permanent stilleggen van het systeem (terwijl de technische levensduur 30 jaar zou moeten bedragen). Van deze putten wordt meer gevraagd dan van een gasput (terwijl ze eenvoudiger zijn uitgevoerd). In plaats van een beperkte hoeveelheid gas met een hoge energiedichtheid, gaat er een grote hoeveelheid zeer zout water door. Scaling (dichtslibben) en corrosie zijn daarom bij geothermie een groter probleem dan bij gasputten in Nederland. Om dat tegen te gaan is een substantiële hoeveelheid chemicaliën nodig.

De korte termijn uitdaging is niet zozeer om de geothermie putten goedkoper te maken maar ervoor te zorgen dat ze inderdaad enige tientallen jaren meegaan. Dit vereist een robuuster putontwerp met grotere marges (bv een dubbele in plaats van een enkele casing), het gebruik van betere materialen en een meer vakkundige monitoring tijdens het gebruik. De kennis uit de olie- en gasindustrie kan daarbij helpen. Het is hoognodig dat de geothermie sector verder professionaliseert, zoals in 2017 aangegeven door SodM (Staatstoezicht op de Mijnen) in hun spraakmakende staat van de sector rapport.

Lopende initiatieven: SCAN en UDG

SCAN (Seismische Campagne Aardwarmte Nederland) is een project van EBN en TNO om de kennis van de ondergrond te vergroten in die delen van Nederland waar niet of nauwelijks door de olie- en gasindustrie geëxploreerd is. Dit gebeurt door nieuwe seismiek te schieten of bestaande seismiek te re-processen. Het onderzoek concentreert zich voorlopig op de dichtbevolkte as Haarlem – Utrecht – Nijmegen. Hiermee kan het potentieel voor aardwarmte beter worden ingeschat en er kan een begin worden gemaakt met nieuwe projecten. Voor de eerste projecten zullen de onzekerheden groter zijn dan in bv het Westland.

Het UDG (ultradiepe geothermie) project richt zich op de industriële warmtevraag die hogere temperaturen van 120 graden of meer vereist. Dat is een veel grotere uitdaging dan warmte voor kassen en gebouwen want dat vereist een diepte van 4 tot 6 km. Op die diepte doet zich echter het probleem voor van een lage doorlatendheid van gesteentes. In de praktijk richt men zich daar op kalksteen waarvan de doorlatendheid op deze dieptes niet zozeer gerelateerd is aan porositeit (zoals bij zandsteen) maar aan fractures (scheuren).

Dat soort scheuren zijn moeilijk te voorspellen op basis van seismiek, zeker op grote dieptes. Fracken om deze scheuren zelf te creëren lijkt in de Nederlandse setting kansloos. De kans op scheuren is het grootst bij breukzones; een locatie die tegelijkertijd echter een relatief grote kans op geïnduceerde aardbevingen geeft. De ervaring bij het Balmatt project in België, waar recent in de testfase al geïnduceerde bevingen voorkwamen, stemt niet hoopvol. SodM ontraadt het boren bij breukzones. Gezien de vraag naar hoge temperatuurwarmte is het begrijpelijk dat de UDG studie is opgezet. Echter, de kans dat dit gaat lukken in Nederland lijkt uitermate klein. Daarbij spelen ook de snel stijgende kosten van het boren, zodra men dieper gaat dan 4 km, een rol.

Het is mogelijk om de kosten omlaag te brengen door meer in campagnes te gaan boren. Men kan daarbij op den duur ook denken aan een boortoren die geoptimaliseerd is voor putten op bv 2 tot 3 km diepte. Als de vraag naar aardwarmte zich verder ontwikkelt kan dit een realistische optie worden.

Draagvlak

Het risico op geïnduceerde aardbevingen bij projecten die zandsteen betreffen is in Nederland, met uitzondering van locaties bij gedepleteerde gasvelden, zeer klein. Voor kalksteen in het Carboon en Devoon ligt de zaak anders; hier is er wel degelijk een reële kans op geïnduceerde bevingen. Het lijkt waarschijnlijk dat de ontmoedigingen van SodM om hier te boren blijvend zullen zijn; ook om te voorkomen dat het draagvlak voor geothermie ondermijnd wordt in andere, meer geschikte, gebieden. Het enige Nederlandse aardwarmteproject in het Carboon-gesteente, nabij Venlo in Limburg, is ondertussen voor onbepaalde tijd stilgelegd.

Bijvangst is een onderbelicht thema. Het betreft hier meestal in het water opgelost gas en een enkele keer olie. Duidelijk is ondertussen dat een geothermieproject niet zonder een scheidingsinstallatie voor gas kan. Een aantal vroege projecten moesten later, tegen relatief hoge kosten, hiervan worden voorzien. Het gas kan worden afgefakkeld maar zal bij grotere hoeveelheden de CV ketel ingaan. Voor bijvangst is afgesproken dat dit tot een hoeveelheid van 3,6 Nm3 gas per kuub water, of 5 m3 olie per dag, aan de geothermist toevalt.

Voor een succesvolle energietransitie zal de Nederlandse samenleving moeten aanvaarden dat vrijwel elke grootschalige activiteit qua energievoorziening ook een aantal negatieve aspecten zal hebben. Waar het om gaat is dat deze klein zijn ten opzichte van de negatieve impact van de uitstoot van broeikasgassen bij het verbranden van fossiele brandstoffen.

Onzekere vooruitzichten

De geothermie sector maakt vorderingen met professionaliseren. Stakeholders als EBN en TNO doen de juiste dingen. Een project als SCAN zal het mogelijk maken in grotere delen van Nederland met minder risico een geothermie project op te zetten. EBN kan nu financieel te participeren. Toch is de vraag gerechtvaardigd of de ambities zoals geformuleerd in het Masterplan Aardwarmte ook maar enigszins haalbaar zijn. Men kan niet anders doen dan constateren dat de groei nu langzaam gaat.

Geothermie heeft niet de mogelijkheden voor schaalvergroting en kostenverlaging zoals offshore wind die heeft. Boren van putten doet men in de olie- en gasindustrie al heel lang en het potentieel voor kostendalingen in geothermie ligt vooral in een meer planmatige aanpak en het boren in campagnes; niet zozeer in technologische doorbraken. Voor offshore wind is opschalen relatief makkelijk: zowel de turbines als het aantal turbines per park kan men relatief makkelijk vergroten. Shell Nederland neemt deel aan een aantal projecten en kan technisch advies geven. Maar de investeringen in geothermie zijn voor Shell vooralsnog klein ten opzichte van die in offshore wind.

Een optimaal vergunningenstelsel voor geothermie blijft een uitdaging. Met het recent gepubliceerde voorstel kiest het kabinet voor een laagdrempelig stelsel en negeert men de suggestie van EBN dat het uitgeven van grotere vergunningen (of het in samenhang behandelen van een aantal kleinere) zou kunnen leiden tot een meer optimale ontwikkeling van geothermie in een bepaald gebied. Het probleem van de afgelopen jaren was dat gebieden vaak op speculatieve basis werden gereserveerd waarop dan jarenlang geen of slechts een beperkte activiteit volgde. Het lijkt er niet op dat dit probleem met het nieuwe stelsel zal worden opgelost. Dat de hele procedure nu meer is gestroomlijnd en meer is toegesneden op geothermie is echter een welkome ontwikkeling.

Voor de gebouwde omgeving, op termijn de grootste afnemer van aardwarmte, staat of valt geothermie met het opzetten van warmtenetten. Ook de sector zelf realiseert zich terdege hoe groot en complex deze opgave is. De vele stakeholders en de lange doorlooptijd van vergunnings- en inspraakprocedures maken een snelle groei hier moeilijk. De track record van de overheid om grote infrastructurele projecten te versnellen is ronduit slecht.

Onder de huidige omstandigheden lijkt een grote versnelling van de groei van aardwarmte in de tuinbouw er niet in te zitten. De tuinbouwsector heeft het financieel niet makkelijk. De huidige lage aardgasprijzen zijn geen aansporing om nu op geothermie over te gaan. Afgelopen decennium werden er gemiddeld ruim 2 doubletten per jaar geboord. Dat zou in 2018-2020 moeten groeien naar 5, in 2020-2025 naar 10 en in 2025-2030 naar 20. Voorlopig lijkt een dergelijke snelle exponentiële groei onwaarschijnlijk.

Om enigszins die kant op te gaan is er een veel grotere SDE+ steun nodig (al of niet gefinancierd door een verhoging van de nu lage gasprijs en energiebelasting voor de glastuinbouw). De historische kosten van eerdere projecten zijn geen goede richtlijn voor de benodigde subsidie, gezien de manier waarop projecten in de vroege fase zijn opgezet (“cheap and dirty”), maar dienen nu wel als maatstaf in de berekening. Met ruimhartige subsidies voor zon en wind gedurende de eerste fase van de Energiewende heeft Duitsland als pionier in deze sectoren het vuile werk voor ons opgeknapt, iets waar wij nu van profiteren. Dat gaat voor aardwarmte niet gebeuren. Is de regering werkelijk bereid diep in de buidel te tasten om aardwarmte hier op de lange termijn van de grond te krijgen, terwijl op de korte termijn andere opties voor het zelfde geld misschien meer potentieel hebben om de CO2 uitstoot snel naar beneden te krijgen?

De toekomst van aardwarmte in Nederland is dan ook relatief onzeker. Het benoemen van een toekomstige bandbreedte lijkt zinvoller dan het noemen van een enkel getal. Voor 2030 zou deze bandbreedte kunnen neerkomen op 10 – 50 PJ. Het is de regering die nu de sleutel in handen heeft. Wordt men werkelijk slagvaardig bij het snel opzetten van warmtenetten? Is men bereid de financiële steun via SDE+ langdurig en substantieel te verhogen? Als dit allebei uitblijft betekent dat een voortzetting van het huidige groeitempo voor aardwarmte en komt men eerder bij de 10 PJ uit. Wordt het allebei gerealiseerd dan komt de 50 PJ in zicht.

 

Waarom zijn olieprijzen zo onzeker?

En hoe kan een nieuwe oliecrisis er uit zien?

Trilemma/Energeia, 15-7-2019

Olie en gas zijn verantwoordelijk voor ongeveer 80% van het Nederlandse energieverbruik en dat percentage is de afgelopen decennia maar weinig veranderd. Als er al een fossiele brandstof is die nu marktaandeel verliest, is dat kolen. Daarmee zijn olie- en gasprijzen, de laatste vaak gekoppeld aan de olieprijs, nog steeds van substantiële invloed op onze economie. Sterker nog, door de snelle afname van de Nederlandse gasproductie neemt die invloed nog toe. Immers, nu Nederland een netto importeur van gas is geworden, kan een positief effect van hoge gasprijzen niet langer compenseren voor het negatieve effect van hoge olieprijzen.

Als er iets opvallend is aan de wereldwijde oliemarkt is het wel dat de olieprijs zo weinig invloed heeft op de olievraag. Sinds 2014 varieerde de olieprijs (nu rond de 65 dollar voor een vat Brent) tussen de 30 dollar (begin 2016) en 110 dollar (begin 2014). De jaarlijkse stijging van de wereldwijde olievraag varieerde ondertussen van 1,2% (2014) tot 1,6% (2016). De grote variaties in prijs hadden dus slechts een zeer beperkte invloed op de vraag, die ondertussen geleidelijk doorsteeg naar zo’n 100 miljoen vaten per dag. Mensen blijven olie verbruiken, ongeacht de prijs van een vat ruwe olie. Dat geldt met name voor de ontwikkelde landen waar de eindprijs van een olieproduct in hoge mate door belastingen wordt bepaald.

Het aanbod van olie reageert slechts langzaam op de olieprijs. Er gaat namelijk een aantal jaren overheen voordat een nieuw conventioneel olieveld ontwikkeld is. Met een reactietijd van ongeveer een half jaar reageert het productieniveau van schalieolie in de VS veel sneller op de olieprijs dan dat van conventionele olie, maar schalieolie maakt nog slechts 8% van de wereldwijde productie uit. Dit relatief kleine segment heeft wel een relatief grote invloed op de olieprijs.

Dit alles betekent dat de oliemarkt permanent in een relatief wankel evenwicht verkeert. Een verandering van de olievraag met 1 of 2%, zoals vanwege de wereldwijde economische crisis in 2008, of een verandering van het olieaanbod door bijvoorbeeld een oorlog in het Midden Oosten of sancties tegen een olieproducerend land als Iran, kan de olieprijs makkelijk doen halveren of verdubbelen. Het geeft aan hoe onzeker olieprijzen zijn, met name op de korte termijn. Zaken als een wereldwijde economische crisis, een oorlog in het Midden Oosten of het sanctiebeleid van president Trump, om er maar een paar te noemen, vallen niet te voorspellen.

Dat de variaties in de olieprijs in de praktijk vaak minder extreem zijn, ligt aan het OPEC kartel en met name aan Saoedi-Arabië, het dominante lid van OPEC. Als enige land ter wereld houdt Saoedi-Arabië een significante reservecapaciteit aan van 1 tot 2 miljoen vaten per dag. Daarmee kan het  de rol van swing producer vervullen en de ergste pieken en dalen van de olieprijs voorkomen. Dat werkt nog beter in samenwerking met Rusland, zoals de laatste jaren het geval is. Deze strategie kan werken om een tijdelijke mismatch van vraag en aanbod, zoals tijdens de economische crises in 2008, op te lossen. Een structurele mismatch kan het niet oplossen.

Op de lange termijn heeft de olieprijs de neiging te convergeren naar een niveau dat door de market fundamentals bepaald wordt. Dat niveau wordt niet bepaald door de gemiddelde kostprijs van een vat olie maar door de kostprijs van de marginal barrel; het laatste en meest dure vat olie dat wordt geproduceerd om aan de vraag te voldoen. In de praktijk is dat deepwater olie of schalieolie.

Er is een andere wereld voorstelbaar waar men de goedkoopste en makkelijkst te winnen olie het eerst zou produceren. Men zou er olie produceren uit het gebied van Saoedi-Arabië (kostprijs een paar dollar per vat), Irak of Rusland (kostprijs 20 of 30 dollar per vat) en men zou er nooit beginnen aan deepwater olie of schalieolie (kostprijs gemiddeld respectievelijk zo’n 50 of 60 dollar per vat).

Dat dit niet gebeurt ligt aan een land als Saoedi-Arabië dat er reeds lange tijd voor kiest om ver onder het geologisch potentieel te blijven produceren. Voor grote westerse oliebedrijven ligt de verhouding tussen bewezen reserves en jaarlijkse productie rond de 10; voor Saudi Aramco is het ongeveer 70. Voor een land als Saoedi-Arabië is deze terughoudendheid bij het opendraaien van de oliekraan een volstrekt rationele strategie om de opbrengst van olie voor het land op de lange termijn te maximaliseren. Naar een structureel hoger marktaandeel gaan is voor Saoedi-Arabië mogelijk maar het leidt, zo was de inschatting tot nu toe, tot een dermate lange periode van veel lagere olieprijzen dat de hogere productie daarvoor niet kan compenseren.

Voorspellen van de olieprijs is niet goed mogelijk en voorspellingen hebben een slechte track record. Hooguit kan men proberen bepaalde scenario’s te schetsen en aan te geven waarom sommige scenario’s, met de huidige kennis en stand van zaken, wat waarschijnlijker lijken dan alternatieven. Ter illustratie volgen  twee schetsen, een voor de kortere en een voor de langere termijn.

Voor de kortere termijn is relevant dat de olie-industrie sinds de val van de olieprijzen in 2014 relatief weinig investeert. In de laatste World Energy Outlook van November 2018 waarschuwt de IEA, net als in eerdere uitgaven, dat deze lage investeringen op een termijn van enige jaren kunnen leiden tot relatief krappe oliemarkten en hoge olieprijzen. De conventionele olieproductie buiten OPEC begint nu langzaam af te nemen. Dit betekent dat de productie van schalieolie in de VS nog sneller moet gaan groeien dan het de afgelopen jaren reeds deed om de stijgende vraag bij te houden. Het is bepaald geen gegeven dat dat gaat lukken.

Technologie en efficiency bij de winning van VS schalieolie naderen nu een plateau. De geologische problemen nemen echter toe. Er wordt steeds meer water en gas met de olie mee geproduceerd en de ruimte voor nieuwe putten in de beste schalieolie gebieden begint af te nemen. De financiële positie van niche schalieolieproducenten is de afgelopen jaren langzaamaan verslechterd waardoor zij meer moeite krijgen met de financiering. Meer kapitaalkrachtige producenten van conventionele olie zitten op het vinkentouw om hen, tegen een niet al te hoge prijs, over te nemen.

Westerse oliebedrijven als Shell blijven relatief terughoudend met investeringen in nieuwe olieproductie. Er wordt weliswaar vaak het beeld geschetst dat deze bedrijven zich weinig aantrekken van de energietransitie; in werkelijkheid ligt dat heel anders. Zij hebben er geen belang bij de impact van de energietransitie te onderschatten. Investeringen in een segment als oliezanden, met een relatief lange terugverdientijd, zijn door deze bedrijven vrijwel geheel stop gezet. Met investeringen in nieuwe conventionele olie zijn ze al jaren lang terughoudend. In feite investeren bedrijven als Shell nu wel in lijn met een scenario waarin de opwarming tot 2 graden beperkt blijft. De wereldwijde vraag naar olie ontwikkelt zich echter op dit moment helemaal niet in die richting.

Voor de langere termijn is het maar de vraag of OPEC zijn huidige cohesie behoudt. Een land als Saoedi-Arabië kiest er nu nog voor relatief weinig te produceren. Blijft dat zo als rond 2030 of 2040 de vraag naar olie begint te dalen, zoals in veel scenario’s wordt aangenomen? De keus waar dit land voor staat zal steeds nijpender worden: de hoeveelheid olie die in de grond blijft minimaliseren of de prijs hoog houden? Beide tegelijk zal niet lukken. Het is geen gegeven, maar wel een reële mogelijkheid dat Saoedi-Arabië ooit de aanzet geeft tot een system reset en een tijd van systematisch lagere olieprijzen. Het zou een oliecrisis betekenen van een geheel andere natuur. Net als een crisis met hoge olieprijzen heeft dat ook een keerzijde: het zal de overgang naar duurzame energie verder bemoeilijken.

Toekomstige olieprijzen zijn uitermate onzeker en kunnen, met alle veranderingen die op komst zijn, ver van een business as usual scenario komen te liggen. Dat kan van grote invloed zijn op de energietransitie.

Voor wie verder wil lezen: zie de studie over oliemarkten van Jilles van den Beukel en Lucia van Geuns op de website van het The Hague Centre for Strategic Studies.

 

Laat de zware olie in de grond

Trilemma/Energeia, 10-12-2018

Een vat olie levert bij verbranding ruim 400 kg CO2 op. De totale footprint is echter beduidend groter want ook bij productie, transport en raffinage van olie worden broeikasgassen uitgestoten. Die additionele footprint varieert van ongeveer 40 tot 200 kg CO2equivalent per vat, zo schat de IEA in de recent uitgebrachte 2018 World Energy Outlook. Voor de olie met de hoogste footprint is de werkelijke bijdrage aan klimaatverandering dus bijna 50% hoger dan als alleen naar de verbranding wordt gekeken.

Ook bij gas is de werkelijke footprint hoger dan de CO2-uitstoot bij verbranding. Voor gas wordt de additionele footprint vooral veroorzaakt door methaanlekkages (methaan is een krachtig broeikasgas; op een tijdschaal van 100 jaar ongeveer 30 maal krachtiger dan CO2). Voor olie ligt de zaak gecompliceerder en zijn er meerdere factoren die meespelen.

Voor de productie van zware olie en olie uit oliezanden wordt gebruik gemaakt van energie-intensieve methodes zoals steam flooding. Daarbij wordt de zware olie vloeibaarder gemaakt door het reservoir op te warmen door middel van het injecteren van grote hoeveelheden stoom.

Gas dat in olie is opgelost komt vrij als de olie naar boven wordt gehaald. Dat gas kan worden opgevangen en nuttig worden gebruikt maar in gebieden zonder gas infrastructuur wordt het gas afgefakkeld (flaring). Dit affakkelen speelt bij de footprint van olie een minstens zo grote rol als methaanlekkages (die ook bij olieproductie voorkomen).

Tenslotte heeft olie raffinage nodig voordat het als brandstof gebruikt kan worden en die raffinage kost veel energie. De raffinaderijen van Shell, BP en Esso staan in de Nederlandse top tien van grootste bronnen van broeikasgassen. Belangrijk daarbij is dat zware olie een veel complexere en meer energie vergende raffinage nodig heeft dan lichte olie.

Voor de totale additionele footprint van olie op een wereldwijde basis zijn deze drie componenten (productie, affakkelen/lekkage van gas en raffinage) van vergelijkbare grootte. Voor individuele olievelden en landen zijn er echter grote verschillen.

Canada en Venezuela doen het slecht; Saoedi-Arabië en West-Europa doen het goed.

Gemiddeld heeft zware olie een relatief hoge footprint. Landen met een hoog percentage van productie uit zware olievelden of oliezanden, zoals Venezuela en Canada, behoren dan ook tot de landen met de hoogste totale footprint van een vat olie.

De andere groep landen met een relatief hoge footprint zijn landen met gebieden waar geen gas infrastructuur aanwezig en waar veel gas wordt afgefakkeld. In absolute termen wordt het meeste gas afgefakkeld in Rusland, Irak en Iran. In elk van deze landen wordt per jaar ongeveer 20 miljard kub gas afgefakkeld (vergelijkbaar met de helft van het totale Nederlandse gasverbruik). Per vat olie is de additionele footprint door affakkelen het grootst in Afrikaanse landen zoals Algerije en Kameroen.

Landen met een relatief grote productie van lichte olie behoren tot de groep met een relatief kleine footprint. In die gedeeltes van de VS waar affakkelen niet of nauwelijks voorkomt behoort VS schalieolie tot de olies met de wereldwijd laagste footprint. Het is heel lichte olie en stimulering van de productie met fracking vraagt slechts energie gedurende een zeer korte tijd. Omdat de VS ook een substantiële productie van zware olie heeft en omdat affakkelen in afgelegen schalieoliegebieden als Wyoming nog relatief veel plaatsvindt, bevindt de VS als geheel zich in de middenmoot.

Olie uit Saoedi-Arabië heeft een relatief lage footprint. Het land beschikt over zoveel olie dat men er niet zijn toevlucht hoeft te nemen tot energie-intensieve methodes om het winningspercentage uit een veld op te schroeven. Ook affakkelen van gas komt in Saoedi-Arabië nauwelijks voor. Het gas is juist nodig voor elektriciteitsproductie en als grondstof voor de petrochemie. Paradoxaal genoeg heeft Saoedi-Arabië een tekort aan gas. Ook olieproductie uit de Noordzee doet het qua CO2-footprint – mede dankzij de relatief strenge regelgeving in West Europa – relatief goed. Op een lijst met alle significante olieproducenten (zie hieronder) heeft Denemarken de olie met de laagste additionele footprint.

Hoe de additionele footprint te verminderen?

Nieuwe investeringen in oliezanden of in steam flooding projecten zou men moeten vermijden. De grote westerse oliemaatschappijen zijn hier inderdaad toe geneigd. Met een interne CO2 prijs nemen zij de totale footprint van olie mee in hun beslissingen om te investeren. Shell, Equinor, BP en Total zetten geen nieuwe oliezanden projecten meer op. Zij zijn allemaal – niet uitsluitend maar wel gedeeltelijk vanwege de hoge additionele footprint – uit bestaande Canadese oliezanden projecten gestapt.

Om affakkelen tegen te gaan is het van belang de lokale gas infrastructuur of lokale elektriciteitsproductie uit gas uit te breiden. Voor methaanlekkages bij olieproductie geldt hetzelfde als voor de methaanlekkages bij de gasproductie: goed onderhoud van installaties en een niet aflatende controle op lekkages zijn zeer belangrijk.

Gezien het grote aandeel van fossiele brandstoffen in de wereldwijde energievoorziening – al decennia lang ongeveer 80% – kunnen relatief kleine veranderingen in de additionele footprint van olie en gas een relatief grote invloed hebben. Voor het wereldwijde klimaat was de afgelopen jaren het negatieve effect van de afname van de productie van Nederlands gas vele malen groter dan het positieve effect van de toename van het aandeel zon en wind in de Nederlandse energievoorziening. Immers, binnen de EU wordt deze afname vrijwel geheel opgevangen door een hogere productie en import van Russisch gas, gas dat een 30% hogere CO2-footprint heeft dan gas uit Nederlandse bodem.

Beleidsmakers en investeerders zouden zich meer bewust moeten zijn van de grote verschillen in de totale footprint van fossiele brandstoffen zoals olie en gas. Het niet meer opstarten van nieuwe zware olieprojecten en het verminderen van affakkelen kan een substantieel positief effect hebben. Op die manier kan men met een relatief kleine inspanning een grote vermindering van emissies bereiken. ‘Laat de olie in de grond’ is, gegeven onze grote afhankelijkheid van olie, voorlopig geen realistische optie. ‘Laat de zware olie in de grond’ is dat wel.

Dit artikel is gebaseerd op Appendix C van de 2018 IEA World Energy Outlook (achter een betaalmuur), het Stanford project over de uitstoot van broeikasgassen bij de productie van olie (een kort review paper verscheen recent in Science) en een rapport van ArcEnergy. Het bekendste programma om de wereldwijde footprint van olieproducten als benzine en diesel terug te brengen is het low-carbon fuel standard programma in Californië. Dit technologie neutrale programma heeft tot nu toe de wereldwijde footprint van het verbruik van deze producten in Californië met ongeveer 10% verlaagd. Het Europese programma is
vooral gericht op het toevoegen van biofuels. Vanuit de industrie is er het OGCI (oil and gas climate initiative) dat er naar streeft om de additionele footprint gerelateerd aan de productie van olie door de aangesloten bedrijven in 2025 met ruim 20% te verminderen.

Trilemma heavy oil for jpg