Ondanks alle klimaatdoelstellingen blijft aardgas voorlopig onze grootste energiebron. Steeds meer daarvan moet uit het buitenland komen. Dat gebeurt onder meer door meer import van LNG (vloeibaar aardgas). Gate terminal, een joint venture van Gasunie en Vopak, verhoogt daarom de capaciteit op de Maasvlakte.

Francis Voermans

Nederland moet in 2050 het gebruik van fossiele brandstoffen naar bijna nul hebben gereduceerd. Dat betekent onder meer dat we af moeten van aardgas: nu de bron van 40 tot 45 procent van het energieverbruik en de brandstof voor zo’n negentig procent van alle huizen.

Hoewel er al zo’n twintig jaar klimaatbeleid wordt gevoerd, is er vooralsnog geen sprake van een vermindering van het gasverbruik. Het totale verbruik schommelt sinds halverwege de jaren zeventig tussen zo’n veertig à vijftig miljard kubieke meter per jaar en een significante daling is nog niet ingezet.

Wel is er een grote verschuiving in waar het vandaan komt. Tot een paar jaar geleden was dat voornamelijk uit eigen bodem. Het Groningse gasveld, en later ook de kleine velden, leverde genoeg gas om in de eigen vraag te voorzien, plus nog ongeveer eenzelfde hoeveelheid voor export. Vanwege aardbevingen besloot de overheid om de gaswinning in Groningen terug te schroeven en in 2022 helemaal te stoppen. Dan wordt er alleen nog gas gewonnen uit de kleine velden. Hierdoor is Nederland sinds 2018 een netto importeur geworden van aardgas. Dat wil zeggen dat er nog steeds een aanzienlijke hoeveelheid gas Nederland uitgaat, maar dat de invoer nog veel groter is. Vanwege het goede netwerk met veel capaciteit is Nederland een aantrekkelijk land om gas doorheen te transporteren.

Schommelingen

Het grootste deel van het gas komt uit Noorwegen en Rusland per pijpleiding. Een deel van de import gebeurt per schip, waarbij het gas in vloeibare vorm (LNG) wordt vervoerd. Het aandeel van LNG is niet zo groot, maar het is wel van groot strategisch belang. Via LNG kan ook gas uit immense velden in Qatar en Australië worden geimporteerd. En uit de VS, dat steeds meer gas exporteert dat wordt gewonnen uit schalie, of één van de andere twaalf LNG-producerende landen.

In Nederland is één plek waar LNG­schepen kunnen aanlanden: Gate terminal op de Maasvlakte. De terminal bestaat uit drie opslagtanks, drie aanlegsteigers, drie laadplaatsen voor tankwagens en een omgeving waar LNG wordt omgezet in aardgas. De terminal is sinds 2011 in bedrijf en heeft een capaciteit van twaalf miljard kubieke meter per jaar (bcm). Die capaciteit werd de eerste jaren maar mondjesmaat benut, maar de laatste jaren is de doorzet fors gestegen. Daardoor ontstond in 2019 het idee om de interesse in de markt te peilen voor uitbreiding van de terminal. Die bleek er te zijn. In juli van dit jaar kondigde Gate terminal aan de capaciteit met 0.5 bcm te vergroten en in oktober maakte het bekend nog één bcm extra capaciteit te installeren.

Stefaan Adriaens (Gate terminal): ‘Het aantal schepen dat op LNG vaart is snel toegenomen.’

De uitbreiding betreft enkel de proces­equipment voor hervergassing van het LNG. Gate terminal bekijkt momenteel met welke engineering contractor het gaat werken. Vanaf oktober 2024 kan de terminal 13.5 bcm per jaar verwerken. Dat is ongeveer een derde deel van de Nederlandse gasvraag, maar zoveel wordt er niet ingevoerd, zegt Stefaan Adriaens van Gate terminal. ‘Bij periodes zitten we op de volle capaciteit van de terminal. Afgelopen mei was een record, toen is de terminal volledig benut. Op jaarbasis verwerken we zo’n vijftig tot zestig procent van onze capaciteit. Er zitten veel schommelingen in de vraag.’

Compenseren

Het grootste deel van de nieuwe capaciteit is gecontracteerd door Uniper. Vanaf oktober 2024 wordt het Duitse energie­bedrijf de grootste gebruiker van de terminal met een langetermijncontract voor een capaciteit van vier bcm. Met nu nog tien megawatt aan elektriciteitsproductiecapaciteit uit kolen en bruinkool in Europa, staat het bedrijf onder druk om de activiteiten te verduurzamen. Bijna al deze centrales moeten voor 2030 sluiten, waaronder de 1070 megawatt MPP3-centrale op de Maasvlakte in 2029. Uniper is momenteel bezig om de kolencentrale in Scholven om te bouwen naar een gasgestookte centrale. ‘Gas is momenteel de meest effectieve manier om te ontkolen. (…) Het zorgt voor back-up voor de energietransitie en is de ideale partner voor vluchtige hernieuwbare energiebronnen. Ons gasportfolio is een pijler van de energietransitie’, aldus Uniper CEO Klaus-Dieter Maubach in mei.

Het grootste deel van het LNG dat bij Gate terminal aanlandt, wordt na hervergassing in het Nederlandse gasnetwerk gepompt. Zo kan het verder door Europa worden vervoerd. De Maasvlakte is niet de enige plek waar de importcapaciteit wordt uitgebreid. Door heel Europa wordt flink geïnvesteerd in de gasinfrastructuur (zie kader). Dat moet compenseren voor de lagere productie: De hoeveelheid gas die in de EU-landen wordt gewonnen is de laatste tien jaar gehalveerd. De EU importeert nu negentig procent van het aardgas.

Transport

Wat die importafhankelijkheid kan betekenen voor de prijs, hebben we de afgelopen tijd ervaren. De gasprijs is het laatste half jaar sterk gestegen met in oktober pieken tot ruim boven de euro per kuub. Die hoge prijzen komen vooral door de lage voorraden na een lange koude winter vorig jaar en minder opbrengst van windmolens, in combinatie met dat Rusland geen extra gas leverde. Maar ook de LNG-markt dreef de prijs op. De vraag in Azië, en dan vooral in China, steeg door allerlei factoren, zoals het economisch herstel na de Covid-crisis, een koude winter en het vervangen van kolen door gas. De prijs is inmiddels weer wat gedaald, maar de krapte op de markt houdt waarschijnlijk nog wel even aan. Het online komen van extra LNG-importcapaciteit kan daar weinig aan veranderen. Hoewel de gasvraag in Europa stabiel blijft of licht gaat dalen, blijft wereldwijd het gasverbruik stijgen tot ongeveer 2040, zo is de verwachting. De grote uitbreiding van de LNG-productie in Qatar, waar de komende jaren aan wordt gewerkt, is niet voldoende om aan de stijgende vraag te voldoen, voorspelt Shell in haar LNG Outlook. Meer investeringen in nieuwe LNG-productie zijn nodig.

De gestegen LNG-prijs is slecht nieuws voor trucks en schepen op LNG. Het gebruik van LNG als transportbrandstof vormt een klein deel van het geheel. Bij Gate terminal gaat het om zo’n vijf tot tien procent. ‘Maar het is een groeimarkt. Het aantal schepen dat op LNG vaart, is snel toegenomen en er komen ook steeds meer trucks op LNG’, zegt Adriaens.

Biogas

Rijden op LNG was tot voor kort goedkoper dan rijden op diesel. ‘In de twaalf jaar dat wij LNG leveren, is het altijd aanzienlijk goedkoper geweest dan diesel, maar nu is dat even niet zo. We hopen dat dat weer terugkomt’, zegt Herbert Boender van Rolande, dat veertien van de dertig LNG-tankstations opereert die Nederland momenteel telt. Dat aantal groeit nog wel, zegt Boender, maar het bedrijf richt de pijlen momenteel meer op Duitsland en België. ‘We willen de komende tijd tien nieuwe stations per jaar erbij bouwen, de meeste in Duitsland. Daar is het transport op LNG laat op gang gekomen, maar nu gaat het snel. Omdat vrachtwagens in vijf tot zeven jaar worden afgeschreven, kan het snel gaan.’

tekst gaat verder onder de afbeelding
LNG

(c) Adobestock

Herbert Boender (Rolande): ‘Bio-LNG is de enige duurzame optie voor zwaar wegtransport die nu beschikbaar is.’

Rolande ziet het rijden op LNG als opstap naar bio-LNG, een brandstof met – nagenoeg – geen CO2-emissie. Nu al kunnen klanten kiezen voor een blend met twintig procent bio-LNG. Maar de ambities van Rolande reiken verder. ‘Met trucks op LNG maken we een kleine stap in CO2-reductie. Met bio-LNG kan het lukken om de klimaatdoelstellingen van 2030 en 2050 te halen. Een LNG-truck kan zonder problemen overschakelen op bio-LNG.’

Afvalstromen

Het bedrijf importeert bio-LNG uit Scandinavië. Sinds kort wordt het ook in Nederland gemaakt. In Amsterdam nam Nordsol onlangs een installatie in gebruik, die biogas omzet in bio-LNG. Het bedrijf werkt samen met Shell en Renewi. Renewi zamelt organisch afval in, verwerkt het en zet het om in biogas. Shell stelt het bio-LNG beschikbaar aan trucks bij haar LNG-tankstations in Nederland. De installatie werkt met de iLNG-technologie van Nordsol, waarbij het zuiveren van het methaan en het afkoelen tot -162 graden zijn geïntegreerd. Dit maakt kleinschalige bio-LNG productie mogelijk. De installatie kan zo’n 3.400 ton bio-LNG per jaar produceren. Het doel van Nordsol is om in 2025 meerdere installaties met een totale capaciteit van 25.000 ton bio-LNG operationeel te hebben.

Ook Rolande wil zelf bio-LNG produceren. Het bedrijf heeft plannen in Leeuwarden en Duitsland, in samenwerking met andere partijen. ‘We willen niet volledig afhankelijk zijn van inkoop. Door als afnemende partij mee te investeren, kunnen we het verschil maken bij investeringsbeslissingen’, aldus Boender.

Niet alle vrachtwagens kunnen op bio-LNG rijden, daarvoor zijn niet genoeg afvalstromen beschikbaar. Maar een significant aandeel is zeker mogelijk. ‘De Nederlandse overheid voorziet biogasprojecten voor de productie van twee bcm. Wij vinden dat dit moet worden ingezet waar het de meeste CO2-reductie oplevert en waar geen alternatieven voorhanden zijn. Dat is in de zware industrie en in het zware wegtransport. Alternatieven als elektrisch rijden en waterstof komen er ook, maar bio-LNG is de enige duurzame optie voor zwaar wegtransport die nu beschikbaar is.’

Veel investeringen in gasinfrastructuur

Op veel plaatsen in Europa wordt de importcapaciteit uitgebreid. In België verdubbelt Fluxys de capaciteit van de terminal in Zeebrugge: van de huidige capaciteit van 9 bcm in twee fasen naar 17 bcm in 2026. De LNG-terminal van Polskie LNG in Polen wordt uitgebreid van 5 bcm tot 8,3 bcm. Begin dit jaar is in Kroatië een nieuwe LNG-terminal in gebruik genomen met een capaciteit van 2,3 bcm.In Duitsland zijn er plannen voor twee nieuwe terminals. De Hanseatic Energy Hub studeert op een terminal in Stade, die met name gas moet leveren aan de productiesite van Dow. Gasunie, Vopak en Oiltanking overwegen een LNG-terminal te bouwen in Brunsbüttel.

De Isle of Grain terminal in Engeland wordt uitgebreid tot ruim 25 bcm, waarmee het de grootste terminal in Europa wordt. Engeland is na Spanje de grootste LNG-importeur van Europa. Ook komt er extra capaciteit via nieuwe FSRUs (Floating Storage and regasifications units) bij Griekenland, Cyprus en Polen.

Ondertussen worden ook invoermogelijkheden per pijpleiding vergroot. Zo is sinds begin dit jaar de Trans Adriatic Pipeline (TAP) in gebruik, het laatste stuk van de Zuidelijke gascorridor, die gas van Azerbeijan brengt naar Griekenland, Bulgarije en Italië. Vanaf eind 2022 gaat de nieuwe Baltic Pipe in bedrijf, die wordt aangesloten op de gasinfrastructuur van Noorwegen in de Noordzee en loopt naar Denemarken en Polen.

De omstreden pijpleiding Nordstream 2 tussen Rusland en Duitsland is gereed en wacht alleen nog op een vergunning van de Duitse toezichthouder voordat er gas mag worden getransporteerd.

Nederland sluit zich alsnog aan bij de coalitie van landen die op korte termijn willen stoppen met directe overheidssteun voor internationale fossiele energieprojecten. In Glasgow heeft Nederland hiertoe een verklaring getekend, zo schrijft staatssecretaris Vijlbrief (Financiën) aan de Tweede Kamer. Vorige week gaf het demissonaire kabinet nog aan niet te tekenen en dat deze kwestie aan een volgend kabinet is, wat tot protest in de Kamer en bij verschillende milieuorganisaties leidde.

De ondertekening betekent dat het kabinet in 2022 zal werken aan nieuw beleid voor het beëindigen van internationale overheidssteun aan de fossiele energiesector. Dit geldt in het bijzonder voor de exportkredietverzekering (ekv). Het streven is dit voor eind 2022 te implementeren. Ook hoopt het kabinet dat zoveel mogelijk andere landen de verklaring ook willen ondertekenen, om een gelijk speelveld te behouden voor Nederlandse bedrijven en hun buitenlandse concurrenten.

Gasprijzen van rond de honderd euro per megawattuur dwingen bedrijven hun productie terug te draaien. Met name grote elektriciteitsverbruikers zoals Damco Aldel en Nyrstar kunnen met de huidige gasprijzen niet uit de voeten. Grootste boosdoener blijkt de Europese focus op de korte termijnhandel. Terwijl de leveringszekerheid van met name LNG meer baat heeft bij langetermijnverplichtingen.

Met gasprijzen die zelfs even de 160 euro per megawattuur aantikten, is er een golf van paniek ontstaan in Europa. Een combinatie van een koude winter, energietekorten in het Verre Oosten en handelaren die garen spinnen bij een overspannen gasmarkt drijft de Title Transfer Facility (TTF) Future prijs tot niet eerder geziene hoogte. Elektriciteitsgrootverbruikers als aluminiumproducent Damco Aldel en zinkproducent Nyrstar meldden al de productie stop te moeten zetten in afwachting van betere tijden. De gascentrales draaien namelijk op volle toeren en die rekenen de hogere CO2-prijzen door in de elektriciteitskosten.

Ook Yara Sluiskil, dat aardgas gebruikt als grondstof voor de productie van kunstmest schroeft zijn productie voorlopig terug. Het bedrijf kocht vorig jaar nog gas in voor vier euro per megawatt­uur terwijl de prijzen op de intraday markt voor december op bijna 88 euro staan. De Europese Unie kondigde al een toolbox aan om EU-burgers te beschermen tegen de gevolgen van de huidige prijzen, maar of de industrie daarin wordt meegenomen, is nog maar de vraag. De EU kan eigenlijk voornamelijk sturen op het verlagen van de energiebelasting. Maar grootverbruikers krijgen al kortingen.

Perfecte storm

Het lijkt de perfecte storm voor de gasmarkt. De snel herstellende economie na de coronacrisis verraste veel bedrijven en gascentrales draaiden op volle toeren. Dankzij de koude winter waren bovendien de strategische gasvoorraden al flink aangesproken, terwijl de gascentrales dankzij een hete zomer ook overuren draaiden. Die hete zomer had ook gevolgen voor Brazilië, dat voor zijn stroomvoorziening afhankelijk is van waterkracht. Toen de stuwdammen leeg raakten, moest het land ook naar alternatieve energiebronnen zoeken. Dan is LNG de meest voor de hand liggende optie.

Coby van der Linde (Clingendael International Energy Programme): ‘Overheden moeten nadenken over flankerend beleid om de leveringszekerheid veilig te stellen.’

Voorheen kwam veel van het vloeibare gas uit de Verenigde Staten. Maar de Amerikaanse schaliemarkt ondervond veel last van de oververzadigde gasmarkt tijdens de piek van de Covid-crisis. Het gas klotste toen nog tegen de plinten, wat tot een heroriëntatie van het businessmodel bij de schalieproducenten leidde.

En toen kregen China en Australië ook nog eens ruzie. De Australiërs wilden namelijk onderzoeken waar de bron van Covid-19 precies lag. En dat was tegen het zere been van Peking, dat gelijk de kolenimport uit Australië verbood. Beide landen zijn zeer van elkaar afhankelijk, aangezien China jaarlijks zo’n twaalf miljard euro aan steenkool inkoopt. Het land heeft wel zelf mijnen in Mongolië, maar dat steenkool was dankzij de coronacrisis moeilijk naar China te vervoeren. Twee belangrijke truckroutes werden namelijk gesloten om verspreiding van het virus te voorkomen. In de tussentijd koopt China alle LNG-voorraden op die maar beschikbaar zijn, waardoor de Europese LNG-terminals vooralsnog werkeloos toekijken.

Langetermijncontracten

Coby van der Linde, directeur van Clingendael International Energy Programme, ziet de ontwikkelingen met lede ogen aan. ‘Eerst nog maar afwachten hoe structureel de problemen zijn’, zegt Van der Linde. ‘Zijn er echt fysieke tekorten, of zijn er handelaren die van de huidige paniek profiteren? Wat betreft de laagcalorische gasvoorraden hoeven we ons volgens mij geen zorgen te maken. Gasunie en GasTerra zijn wettelijk verplicht zorg te dragen voor de seizoensvoorraad. Dat is voor de H-gas berging in Bergermeer wel anders, waar vooral handelsvoorraden worden aangehouden. Die zit dan ook verre van vol.’

Volgens Van der Linde zijn de energiegrootverbruikers grotendeels zelf verantwoordelijk voor de huidige situatie. ‘Met de invoering van de TTF werd de koppeling tussen de olie- en de gasprijs losgelaten. Marktpartijen concentreerden zich steeds meer op de kortetermijnmarkten en hun klanten profiteerden daar tot voor kort behoorlijk van door het ruime gasaanbod. Inmiddels is de mondiale markt echter zodanig gegroeid en het aanbod is verkrapt.’

tekst gaat verder onder de afbeelding
gas

(c) Nyrstar

Al enkele jaren neemt in de wereld buiten de EU de voorkeur voor langetermijncontracten toe. ‘Zolang er een kopersmarkt bestond was deze druk in Europa niet zo groot. Maar met het ontstaan van een verkopersmarkt neemt de voorkeur voor het langer vastleggen van de gasaanvoer via pijpleiding en LNG in de industrie wellicht weer toe. Zeker de Aziatische LNG-markt is een typische markt die drijft op een combinatie van langetermijncontracten en kortetermijnaankopen. Producerende partijen moeten onder andere investeren in productie en liquefactiecapaciteit, wat je alleen maar doet als je zeker weet de komende jaren behoorlijke volumes te kunnen leveren.’ De liquefactiecapaciteit vormt momenteel ook een bottleneck voor extra LNG uit bijvoorbeeld de VS. China had dit al eerder begrepen en werkte al veel met langetermijncontracten, waar het nu van profiteert. Maar ook Bangladesh, India en Pakistan consumeren inmiddels een groot deel van het LNG-aanbod via langetermijncontracten.

Nu de Chinezen op zoek moeten naar alternatieven voor het staalkool, kopen ze alle kortetermijnaanbod op wat maar beschikbaar is. Van der Linde: ‘Grote kans dat de Chinese overheid daarbij steun biedt. Dat maakt het erg moeilijk voor Europese marktpartijen om daar tegenop te bieden. Overheden moeten dan ook nadenken over flankerend beleid om de leveringszekerheid veilig te stellen. De markt zorgt daar niet altijd voor.’

Samenwerking

Europa leunt voor zijn gasvoorziening sterk op Rusland. Waarbij de grootste uitdaging is het Russische gas richting Europa te transporteren. Vooral conflicten met de Oekraïne leverden nog wel eens leveringsproblemen op in het verleden. Maar Gazprom sloot eind december 2019 nog een vijfjarige overeenkomst met het Oekraïense Naftogaz voor continuering van transit van Russisch gas via Oekraïne naar de EU. Daarnaast werd gerekend op het opengaan van Nordstream2 dat deze winter verlichting zou kunnen geven in de krapte van de gasmarkt. Die leiding zou al klaar moeten zijn, maar Amerikaanse inmenging zorgde ervoor dat een aantal contractors afhaakte waardoor het project vertraagde. De pijpleiding wacht nu op de laatste toestemming van de Duitse reguleringsinstanties.

Van der Linde: ‘De Nederlandse overheid koos voor een volledig liberale energiemarkt zonder rekening te houden met de impact van krap aanbod.’

Van der Linde: ‘Europa is voor zijn gasvoorziening grotendeels afhankelijk van Noorwegen, Algerije en Rusland. Voor een markt die zelf nauwelijks gas produceert is het best tricky om dan weinig langetermijncontracten te hebben en veel te rekenen op aanvoer uit de korte termijnmarkt. Bovendien moet men nadenken over spreiding van de risico’s. Ook Rusland had last van Covid waardoor de gasproducenten soms noodzakelijk onderhoud voor zich uit moesten schuiven. Dat legt uiteindelijk druk op het systeem. Maar tot nog toe houdt Rusland zich netjes aan de leveringsverplichtingen. Dat moet ook wel omdat er forse boeteclausules zijn afgesproken in de contracten met Gazprom.’

Bijkomende factor is dat de investeringsrisico’s in de ontwikkeling van nieuwe gasreservoirs ook steeds meer toenemen. ‘De Europese Green Deal spreekt van uitfasering van het gasverbruik richting 2030 en 2050. Dan zijn partijen minder snel geneigd om hoge investeringen te doen in gasvelden zonder contractuele ondersteuning.’

Politieke keuze

De oplossing voor de huidige crisis ligt dan ook met name bij de politiek. Van der Linde: ‘De Nederlandse overheid koos voor een volledig liberale energiemarkt zonder rekening te houden met de impact van krap aanbod. Landen als Frankrijk en Spanje doen dat wel. In Frankrijk heeft men een eigen strategische gasreserve terwijl Spanje marktpartijen verplicht om vijftien procent boven op de afgesloten gascontracten aan te houden als reservevoorraad.’

Voorlopig voelt demissionair premier Rutte niets voor de vorming van een strategische gasreserve door de Europese Unie. Ook het gezamenlijk inkopen van gas door de EU-lidstaten zag hij niet zitten. Dit zei Rutte in een debat in de Tweede Kamer naar aanleiding van de EU-top over de gascrisis.

Volgens Rutte duurt het vijf jaar voordat zo’n gasreserve klaar is en zou het dus geen oplossing bieden voor de huidige crisis. Ook een Europees inkoopblok zou volgens de premier geen effect hebben op de mondiale gasmarkt.

Industrie in paniek

Steeds meer bedrijven kondigen aan de productie terug te schroeven. Aldel, ESD-SIC en Nyrstar schreven al een brandbrief aan demissionair minister van EZK Stef Blok.

Aldel

Aluminiumfabriek Aldel in Delfzijl schroefde zijn productie terug tot eenderde van de gebruikelijke hoeveelheid. Volgens CFO Erik Wildschut kan hij niet concurrerend blijven. Een paar maanden geleden was de prijs van een megawattuur elektriciteit zo’n 109 euro, dat is nu bijna 170 euro per megawattuur.Met deze prijzen kost een ton aluminium 2550 euro aan elektriciteit. En dat terwijl de marktprijs voor een ton aluminium 2500 euro is.

Nyrstar

Zinkfabrikant Nyrstar besloot zijn productie tot maximaal de helft terug te schroeven. Op volle capaciteit draaien is volgens het bedrijf economisch niet meer haalbaar. De elektriciteitsprijs volgt voor een belangrijk deel de gasprijs en energiebedrijven rekenen de hogere CO2-kosten door aan hun klanten.Het gaat om fabrieken in het Brabantse Budel, Balen in België en het Franse Auby.

Yara

Yara heeft de productie van ammoniak uit aardgas in Europa met veertig procent verminderd. De ammoniak die Yara nodig heeft voor de productie van kunstmest wordt nu deels ingekocht. In Sluiskil draaien de drie ammoniakfabrieken sinds kort op een laag pitje. Een deel van het terugdraaien van het productievolume heeft ook te maken met de naderende onderhoudsstop in Sluiskil.

Begin voorjaar was de overname van DSM Resins & Functional Materials een feit. ‘Wow, was mijn eerste reactie, toen ik zag hoeveel specifieke kennis op het gebied van materialen beschikbaar is binnen Covestro. Dat kan verschillende ontwikkelingen enorm versnellen.’ Managing director Covestro Nederland Aukje Doornbos ziet vooral veel mogelijkheden.

Verder in dit blad:

Eemsdeltavisie is ook dit jaar weer het podium voor de Northern Enlightenmentz-verkiezing. In willekeurige volgorde presenteren Uppact, Senbis, Ocean Grazer en Purified Metal Company hun innovaties aan het publiek in het Chemport Innovation Center.

Gasprijzen van rond de honderd euro per megawattuur dwingen bedrijven hun productie terug te draaien. Grootste boosdoener blijkt de Europese focus op de kortetermijnhandel. Terwijl de leveringszekerheid van met name LNG neer baat heeft bij langetermijnverplichtingen.

Energieleverancier Vattenfall kan bij een tekort aan stroom zorgen dat de chloorfabriek van Nobian in Rotterdam tijdelijk en beperkt minder produceert. Dat was heel erg wennen, vertelt operations manager Toine van de Lindeloof.

Thema: Sustainability

Rechtszaken en activistische beleggers dwingen grote petrochemische bedrijven tot de vlucht voorwaarts. Verschillende bedrijven kondigden het afgelopen jaar dan ook veel nieuwe investeringen aan in een zeer divers scala aan duurzame energieprojecten.

Shell wil uiterlijk in 2025 één miljoen ton plastic afval per jaar verwerken in haar chemiefabrieken wereldwijd. Samen met BlueAlp gaat het bedrijf BlueAlps technologie voor het omzetten van plastic afval naar pyrolyse-olie verder ontwikkelen, opschalen en implementeren.

Dit en meer leest u in Petrochem 7, 2021. 2 november bij lezers op de mat en nu tijdelijk online al door te bladeren!

Gasunie heeft een obligatielening met een waarde van 300 miljoen euro en een looptijd van 15 jaar uitgegeven. Het bedrijf koppelt reductiedoelen aan de lening. Als deze niet worden gehaald, moet het bedrijf investeerders meer rente betalen.

Han Fennema, Chief Executive Officer van Gasunie: ‘We transformeren van een gastransportbedrijf naar een energie-infrastructuurbedrijf. Tegen deze achtergrond geven we nu deze Sustainability-Linked Bond (de obligatielening, red.) uit, communiceren we onze transitiestrategie en werken we samen met onze investeerders bij het realiseren van deze strategie. Wij koppelen economische prikkels aan onze toezegging om specifieke duurzaamheidsresultaten te behalen in lijn met onze Visie 2030.’

Voor de obligatielening heeft Gasunie twee doelen gekozen die per 31 december 2030 moeten zijn bereikt. De eerste doelstelling is specifiek voor de gastransportsector en houdt in dat de uitstoot van methaan met ongeveer 75 procent moet worden verminderd ten opzichte van 1990 en met 50 procent ten opzichte van 2020. Dat laatste is meer dan de reductiedoelstelling van 30 procent die onlangs in het kader van de Global Methane Pledge is gepubliceerd. De tweede doelstelling heeft betrekking op de CO2-equivalente emissies die Gasunie zelf in de hand heeft en die zij tegen 2030 met 30 procent moet hebben teruggebracht op basis van een relatieve-waardemaatstaf.

7 miljard euro

De obligatie heeft een effectieve rentevoet van 0,763 procent. De zelfopgelegde duurzaamheidsdoelen kunnen leiden tot een couponverhoging van 0,10 procent als Gasunie op 31 december 2030 één doelstelling niet heeft behaald. En van 0,20 procent als het bedrijf beide doelstellingen niet heeft behaald. De obligatie krijgt een notering aan Euronext Amsterdam. De opbrengst wordt aangewend voor de herfinanciering van aflopende schulden en voor algemene bedrijfsdoeleinden.

De totale investeringsagenda van Gasunie voor de komende tien jaar, vastgelegd in onze Visie 2030, kan oplopen tot circa 7 miljard euro. Meer dan de helft van deze investeringen is bestemd voor de energietransitie.

Het Duitse olie- en gasbedrijf Wintershall Dea onderzoekt hoe bestaande gaspijpleidingen in de Noordzee gebruikt kunnen worden voor het transporteren van vloeibaar CO2. Het bedrijf ziet groot potentieel voor CO2-opslag in het Nederlandse gedeelte van de Noordzee, waar 1200 kilometer aan leidingen ligt.

Er ligt meer dan 4800 kilometer pijpleiding in de zuidelijke Noordzee, waarvan 1200 kilometer wordt geëxploiteerd door Wintershall Noordzee in het Nederlandse gedeelte van het water. Delen van dit netwerk zouden voor CO2-transport kunnen worden gebruikt. Wintershall Noordzee exploiteert ook veel uitgeputte reservoirs. Deze zijn potentieel geschikt voor de opslag van CO2. Deskundigen schatten volgens Wintershall dat er ongeveer achthonderd miljoen ton CO2 kan worden opgeslagen in het Nederlands continentaal plat. Dat is genoeg om de volledige jaarlijkse uitstoot van de hele Nederlandse industrie dertig keer op te slaan.

CCS

Voor Wintershall Dea maakt het onderzoek, dat ze samen met de OTH Regensburg Universiteit doet, deel uit van de maatregelen van het bedrijf om de energietransitie te bevorderen. In november 2020 heeft Wintershall Dea zich klimaatdoelstellingen gesteld. Deze omvatten de vermindering van de Scope 1- en Scope 2-emissies van broeikasgassen in alle eigen en niet-eigen geëxploiteerde exploratie- en productieactiviteiten tegen 2030. Na 2030 wil de onderneming haar netto koolstofintensiteit, met inbegrip van de Scope 3-emissies, op significante wijze verminderen. CCS en waterstof zijn daarbij belangrijke technologieën.

Ontwerp- en consultancyorganisatie Arcadis helpt de NAM bij de ontmanteling van 28 gaswinlocaties in Noord-Nederland. Voordat de boel wordt opgeruimd, onderzoeken verschillende partijen of er herontwikkelingsmogelijkheden zijn. Daarbij gaat het om mogelijkheden voor energie-hubs, om de energietransitie in de regio een impuls te geven.

Voor eventuele herontwikkeling wordt samen met grondeigenaar, aanwonenden, dorpsverenigingen, lokale energiecorporaties, energiebedrijven, gemeenten en provincie naar mogelijkheden gekeken. Dat zijn bijvoorbeeld het realiseren van zonneparken, warmtenetten of grootschalige elektriciteitsopslag.

Voor het ontmantelen moeten installaties worden schoongemaakt, vervolgens gedemonteerd en opgeruimd. Als sluitstuk wordt de grond schoon opgeleverd.

Foto: Straks een zonnepark op de plek van gaswinning?

Invest-NL investeert 15 miljoen euro in SCW Systems en wordt daarmee aandeelhouder. SCW bouwt een installatie voor de productie van groene waterstof en gas uit organische reststromen. Hiervoor gebruikt het bedrijf een zelf ontwikkelde techniek: superkritisch water vergassen.

Bij deze techniek worden organische reststromen onder hoge temperatuur en grote druk omgezet in groene waterstof en groen gas. Op de demolocatie bouwen SCW en haar partner Gasunie op dit moment een industriële installatie met een initiële capaciteit van 18,6 megawatt. De investering van Invest-NL maakt de weg vrij voor een verdere opschaling naar 100 megawatt. De doelstelling is om op termijn op verschillende locaties in Nederland een half miljard kuub groen gas te produceren.

Parrallel hieraan ontwikkelt SCW haar ‘CO2 Cleanup’ proces. Hierbij wordt CO2 permanent vastgelegd en omgezet in nuttige grondstoffen, bijvoorbeeld voor duurzaam cement. Op dit moment wordt dit op bescheiden schaal getest. Bij een succesvolle pilot kan door de investering direct worden doorgepakt naar een industriële demonstratiefabriek.

Naast SCW Systems en Invest-NL is ook PGGM aandeelhouder.

De Russische president Vladimir Poetin meldde dat de eerste leiding van de gaspijplijn Nord Stream 2 klaar is. Het project waar in 2015 de handtekeningen voor werden gezet, zou volgens de initiële planning eind 2019 al in gebruik moeten zijn genomen. Amerikaanse bemoeienis vertraagde het project echter. Nu zeggen de Amerikanen geen sancties meer te willen opleggen aan bedrijven die aan de leiding werken.

Bij de ingebruikname van de eerste Nord Stream-leiding werd al duidelijk dat Duitsland meer behoefte had aan Russisch gas. De dubbele Baltische pijpleiding heeft een capaciteit van 110 miljard kuub gas per jaar. In september 2015 tekenden Gazprom, E.ON, BASF/Wintershall, OMV, Engie en Royal Dutch Shell een contract om twee extra leidingen te bouwen naast de twee bestaande pijplijnen van Nord Stream.

Gazprom krijgt een belang van 51 procent in het project, Engie negen procent en de overige vier partners elk tien procent. De investering heeft een waarde van 9,9 miljard euro en betreft de aanleg van een derde en vierde pijplijn met een totale capaciteit van 55 miljard kuub per jaar.

Tweede leiding

Inmiddels is de eerste leiding klaar. De pijpleiding is meer dan 1200 kilometer lang en loopt via de Oostzee. Met Nord Stream 2 moet de capaciteit voor gasleveranties van Rusland aan Duitsland worden verdubbeld. In de tussentijd werken de aannemers hard aan de tweede leiding.

De Verenigde Staten onder leiding van senator Ted Cruz waren fel gekant tegen de leiding die Moskou meer macht gaf in Europa. Toen Cruz dreigde met sancties trok het Nederlands-Zwitserse offshorebedrijf Allseas haar pijplegger de Pioneering Spirit terug uit het project.

Politieke druk

Ook Polen en Oekraïne hadden bezwaar tegen de leiding. In het verleden zette Rusland de landen onder druk door hogere prijzen te vragen of zelfs de gastoevoer te stoppen. De verstoorde politieke verhoudingen zorgde er voor dat een groot deel van de leiding via de zee gaat. Gasunie handelt al jaren met Gazprom en zegt nooit problemen te hebben ondervonden met de Russische gastoevoer.

Oud-staatssecretaris Menno Snel is vanaf 1 juni de nieuwe voorzitter van Nogepa, de branchevereniging van de olie en gasindustrie in Nederland. Hij volgt Jo Peters op. Het is voor het eerst dat Nogepa kiest voor een onafhankelijk voorzitter om sturing te geven aan de vereniging.

Menno Snel was van 2017 tot eind 2019 namens D66 staatssecretaris van Financiën in het kabinet Rutte III. Daarvoor was hij voorzitter van de Raad van Bestuur van de Nederlandse Waterschapsbank, bewindvoerder bij het IMF in Washington, directeur bij pensioenuitvoerder APG en plaatsvervangend directeur-generaal fiscale zaken op het ministerie van Financiën. Per 1 september 2020 werd hij bestuurder van pensioenfonds ABP.

Kritiek

Snel krijgt felle kritiek van klimaatactivisten op zijn nieuwe baan bij Nogepa schrijft de NOS. Die is volgens actiegroep Fossielvrij NL ‘onverenigbaar’ met zijn baan bij pensioenfonds ABP. Het grootste pensioenfonds van Nederland zegt steeds duurzamer te willen beleggen. ‘Hij zal voor het olie- en gasbelang kiezen in plaats van voor duurzaamheid’, zei Hiske Arts van Fossielvrij NL tegen de NOS. ‘Deze banen zijn niet te combineren.’

Zelf zegt Snel in een persbericht van Nogepa dat aardgas nog hard nodig is. ‘De transitie naar een CO2 neutrale toekomst is misschien wel de belangrijkste opdracht waar we nu met z’n allen voor staan. Ik ben ervan overtuigd dat de energietransitie alleen succesvol verder gebracht kan worden door een stevig commitment vanuit de sector. De uitgangspunten zijn daarbij voor mij helder: de sector kan en wil met haar kennis en innovaties een belangrijke bijdrage leveren aan de energievoorziening van vandaag, morgen en overmorgen. Bijvoorbeeld door bestaande infrastructuur slim in te zetten voor de productie en transport van (groene) waterstof, maar ook via de opslag van CO2 in lege gasvelden. Totdat de transitie is afgerond, blijft ons aardgas nog hard nodig. Het is dan belangrijk om dat aardgas op een schone, veilige en verantwoorde wijze in Nederland te produceren. Ik kijk er naar uit om het bestuur van Nogepa en de sector hierbij als onafhankelijk voorzitter te begeleiden’