De hoogtijdagen van de productie van olie en gas in Europa liggen achter ons. Nieuwe megaprojecten, zoals de ontwikkeling van het Brent olieveld en het Groningen gasveld in de jaren 60 en 70 van de vorige eeuw, zijn een hoofdstuk uit de geschiedenis. Wie de film van Rolf Orthel en Bert Haanstra (1964) over de aanleg van de pijpleidingen van Groningen naar de rest van Nederland terugziet, waant zich in een andere wereld.
Het Groningen gasveld produceerde in het midden van de jaren 70 meer dan 80 miljard kuub gas per jaar en was daarmee verantwoordelijk voor bijna de helft van de Europese gasvoorziening. Brent produceerde aan het begin van de jaren 80 ongeveer 500.000 vaten per dag.
Sinds het jaar 2000 is de Europese olie- en gasproductie geleidelijk aan gaan dalen. Daarmee is de mate waarin de EU (EU-27, exclusief het Verenigd Koninkrijk (VK)) qua gas zelfvoorzienend is, verminderd van 100% in 1970 tot de huidige 10% (en was het marktaandeel van Russisch gas in 2019 tot boven de 40% gestegen). Voor de EU-27, het VK en Noorwegen, ligt de gezamenlijke mate van zelfvoorziening rond de 40%.
Deze teruggang is vooral gerelateerd aan dalende reserves in de ondergrond. Toch is dat niet de enige reden. Het investeringsklimaat voor producenten in Nederland en binnen de EU, waartoe naast reserves en kosten ook belastingdruk, regeldruk en “license to operate” behoren, is geleidelijk aan verslechterd. Zozeer zelfs dat tijdens de recente presentatie van de BP 2022 jaarcijfers er door een analist gevraagd werd of het investeren in nieuwe velden in Europa überhaupt nog een optie was, vanwege de daaraan verbonden politieke risico’s. Ook Nederlandse gasproducenten zijn de regeling tot het de facto sluiten van relatief nieuwe Nederlandse kolencentrales niet vergeten.
Hoe anders is de weg die de VS is ingeslagen qua productie van fossiele brandstoffen. Ook hier was de mate van zelfvoorziening voor olie en gas rond 2005 substantieel gedaald (tot rond de 40% voor olie en 80% voor gas) om vervolgens, met de opkomst van schalieolie en schaliegas, weer in snel tempo te stijgen. De VS is nu de grootste olieproducent én de grootste gasproducent ter wereld. De LNG importterminals die men rond 2005 begon te ontwerpen zijn er nooit van gekomen. Sommige zijn, nog op de tekentafel, getransformeerd tot export terminals (de eerste, Cheniere’s Sabine Pass, kwam in 2016 in gebruik). Jaarlijks exporteert de VS, in de vorm van LNG, nu ongeveer 10% van de totale gasproductie van het land.
Voor de VS zal het moeilijker zijn afstand te nemen van het oude fossiele energiesysteem, gezien de grote economische voordelen van fossiele productie en lage gasprijzen. Maar het zal makkelijker zijn om, met de inkomsten van fossiel, een nieuw energiesysteem op te bouwen in het kader van regelingen als de Inflation Reduction Act.
Twee wereldwijde ontwikkelingen voor gas: LNG en schaliegas. Terwijl er in Europa op het gebied van olie- en gasproductie de afgelopen decennia sprake was van stagnatie (met uitzondering van Noorwegen), waren er in de rest van de wereld ontwikkelingen die, hoewel ze elders plaats vonden, wel van grote invloed waren op Europa. Voor gas waren dat de opkomst van LNG en de snelle stijging van de productie van schaliegas in de VS.
LNG was decennia lang een beperkte niche. Vanaf 2000 veranderde dat en is de totale LNG maakcapaciteit, de hoeveelheid LNG carriers die op de wereldzeeën rondvaren, en de LNG importcapaciteit (zoals die van de GATE terminal bij Rotterdam) geleidelijk gestegen. Waren er in 2000 ongeveer 50 LNG carriers, nu zijn het er meer dan 600. Het betekende voor Europa een verzekering tegen de het afgelopen decennium toenemende afhankelijkheid van Russisch gas. En die verzekering heeft het afgelopen jaar, tijdens de gascrisis van 2022, goed gewerkt, ook al ging het gepaard met hoge prijzen. Een grote toename van de import van LNG, samen met substantiële vraagvermindering, heeft Europa door de crisis geholpen.
De andere grote ontwikkeling was de opkomst van schaliegas in de VS. Met de lage kosten voor de productie van schaliegas, rond de € 6 per MWh, heeft dat de VS voorlopig relatief lage gasprijzen gegeven. Dat was ook in 2022 nog steeds het geval, toen de gasprijzen in grote delen van de rest van de wereld extreme hoogtes bereikten. Terwijl schalieolie nu tegen geologische grenzen aan begint te lopen, de sweet spots waar de productie van schalieolie mogelijk is tegen acceptabele kosten hebben een beperkte omvang, is dat voor schaliegas veel minder het geval. Schaliegas is een minder grote uitdaging dan schalieolie, gas stroomt makkelijker door een slecht reservoir dan olie, en de hoeveelheid schaliegas die tegen beperkte kosten in de VS geproduceerd kan worden is, for all practical purposes, onbeperkt.
Het volume van het wereldwijde LNG transport is groot genoeg om ervoor te zorgen dat de Europese en Aziatische spotprijzen voor gas geconvergeerd zijn. Dat is, naar alle waarschijnlijkheid, structureel. Het volume is niet groot genoeg dat schalieolie uit de VS de gasprijzen in Europa en Azië naar het niveau van Henry Hub, benchmark voor de Amerikaanse gasprijs, omlaag kan trekken (al zorgt het wel, op termijn, voor een “zacht” plafond). Als gas nog een lange toekomst zou hebben, zou het voorstelbaar zijn dat er de komende decennia zoveel LNG fabrieken in de VS gebouwd zouden worden dat de Europese gasprijs naar die van de Henry Hub zou convergeren. Die toekomst heeft gas simpelweg niet meer. Europese afnemers zijn terughoudend lange termijn contracten voor LNG af te sluiten en Amerikaanse LNG producenten houden hier rekening mee bij het initiëren van nieuwe projecten.
Fossiel uit Rusland verdwijnt uit het Europese energiesysteem. In 2022 werd de EU getroffen door een gascrisis. Hoewel de Europese gasmarkt reeds in de eerste helft van 2021 krap begon te worden, dus voordat Poetin in de zomer van 2021 aan de gaskraan begon te draaien, was het geleidelijk wegvallen van het grootste deel van de Russische gasimport in Europa hiervoor verreweg de grootste reden.
Een grote toename van de import van LNG, samen met substantiële vraagvermindering, heeft Europa erdoor geholpen. Dit alles ging gepaard met extreem hoge prijzen, met name in de zomer van 2022 toen er ook grote problemen waren aan de elektriciteitskant, zoals het uitvallen van meer dan de helft van de Franse nucleaire capaciteit. Goed functionerende gasmarkten waren hierbij van essentieel belang en verdienen een betere pers dan zij veelal kregen. De hoge prijzen werden niet veroorzaakt door een falende markt of privatisering van energieleveranciers, maar door schaarste.
Het is geen gegeven, maar naar alle waarschijnlijkheid keren Russische olie, olieproducten en gas de komende jaren niet in grote volumes terug op de Europese markt. Dit is wel een onzekerheid die boven de markt zal blijven hangen. Terwijl Russische olie voor een groot deel de weg zal vinden naar andere markten, met name in Azië, krijgt Rusland het gas uit West Siberië dat niet naar Europa wordt geëxporteerd, niet weg naar Azië. Dat betekent een opwaartse druk op de wereldwijde LNG prijs en de Europese TTF.
De markt verwacht momenteel niet dat de extreme gasprijzen van 2022 terugkomen, maar verwacht evenmin een terugkeer naar het prijsniveau van de periode 2015-2020. De situatie dat Europa structureel meer LNG importeert, iets waarvoor ook geen alternatief is, is voorlopig blijvend en vereist relatief hoge prijzen. De financieel aantrekkelijke rol van swing consumer voor LNG, die Europa tien geleden vervulde toen met name Japan na Fukushima veel LNG benodigde, wordt nu overgenomen door Azië waar een gedeeltelijk terugschakelen van gas naar kolen op veel grotere schaal mogelijk is (qua capaciteit en qua maatschappelijke acceptatie) dan in Europa.
Lagere fossiele investeringen geven een opwaartse druk op de prijzen. Op de achtergrond is er ook een andere, meer structurele trend, die een opwaartse druk op olie- en gasprijzen geeft: de terughoudendheid om te investeren in fossiele productie. De huidige investeringen bevinden zich op minder dan de helft van het niveau van 2014. De investeringen in 2021 waren, zoals opgemerkt door bv Bloomberg en het IEA, een van de weinige indicatoren die wel in de buurt kwamen van een scenario dat de opwarming van de aarde tot 1.5 graad beperkt (investeringen in het nieuwe energiesysteem liggen daarentegen op een veel te laag niveau).
Of dat zo blijft, met de druk die door politici als president Biden op olieproducenten wordt uitgeoefend om meer te gaan investeren, is onduidelijk. Maar zelfs als die investeringen, zoals in het geval van BP, in beperkte mate toenemen, is het voor Europese IOC’s (International Oil Companies) als Shell en BP geen ommekeer in hun strategie, maar een beperkt bijsturen; een bijsturen dat ook gezien kan worden in het licht van de nu dalende Russische olie- en gasexporten.
Deze Europese IOC’s zijn er van overtuigd dat er voor hen alleen een lange termijn toekomst is als zij de omslag maken naar een zero carbon energiebedrijf. De ESG druk vanuit institutionele beleggers, en vooral de Europese samenleving als geheel, is groot. Uit puur financiële overwegingen zijn zij ook bezorgd voor stranded assets gedurende de tweede helft van de energietransitie. Dat impliceert dat zij de neiging hebben niet geheel te voldoen aan een stabiele of slechts langzaam dalende vraag in de eerste helft van die transitie. Voor Amerikaanse IOC’s speelt dit alles veel minder. Zij staan onder een minder grote druk en hun schattingen van de toekomstige olievraag liggen ver boven die van hun Europese concurrenten. Net als NOC’s (National Oil Companies) verwelkomen IOC’s de mogelijkheid om, met relatief geringe investeringen, nog veel aan fossiel te verdienen.
Gasprijzen zijn in hoge mate beïnvloed door het grotendeels wegvallen van Russisch gas in Europa. Voor olieprijzen is het wegvallen van Russische olie veel minder belangrijk omdat Russische olie de weg blijft vinden naar de wereldmarkt. Relatief hoge olieprijzen, en een prijs van 85 dollar per vat (Brent) is relatief hoog voor een wereld die tegen een recessie aan schuurt, zijn hier veel meer het gevolg van relatief lage investeringen. Het oude adagium in de olie-industrie, de beste remedie tegen hoge olieprijzen zijn hoge olieprijzen, geldt op dit moment nog slechts in beperkte mate.
Kapitaal investeringen van de olie- en gasindustrie, vergeleken met de investeringen die op dit moment passen bij bepaalde scenario’s. Sommige analisten zien de huidige investeringen meer richting een Announced Pledges scenario uitkomen. Duidelijk is echter dat de trend van de investeringen sinds 2014 dalend is en deze nu lager zijn dan benodigd om aan de huidige en verwachte vraag voor de komende jaren te voldoen (wat leidt tot relatief hoge prijzen).
1.5 graad is uit zicht. Recente mid case voorspellingen van emissies van broeikasgassen in het komende decennium (zie bv IEA, Rystad) geven een tweeledig beeld. Aan de ene kant is er het goede nieuws dat globale emissies op een plateau lijken te zijn aangekomen. De snelle stijging van de elektriciteitsproductie uit zon en wind compenseert nu de groeiende vraag naar elektriciteit en energie. De voortzettende daling van emissies in de westerse wereld compenseert de stijging in landen als India en, in mindere mate, China.
Er is een tendens om vooral te focussen op de twee soorten end member scenario’s: scenario’s met een zeer snelle energietransitie (veel sneller dan nu plaats vindt) waarbij de opwarming tot 1.5 graad beperkt wordt en scenario’s waarbij er van wordt uitgegaan dat er weinig wordt toegevoegd aan de bestaande inspanningen en trends, waarbij de opwarming op 3 graden of zelfs hoger uitkomt.
Consultancies als Energy Intelligence, die proberen in te schatten hoe groot de kans op verschillende scenario’s is komen voor de end member scenario’s uit op relatief lage waarschijnlijkheden (< 5% voor scenario’s in lijn met 1.5 graad; < 25% in lijn met 3 graden of meer). Het is veel waarschijnlijker dat men op een tussenvorm uitkomt: een wereld waarin er wel degelijk sprake is van een transitie naar een zero carbon energiesysteem (met een relatief snelle groei van stroom uit zon en wind, vervoer met elektrische auto’s) maar lang niet snel genoeg om ook maar in de buurt van 1.5 graad uit te komen. Voor de hierbij behorende scenario’s (bv een Delayed and Disorderly scenario van BP) worden hierbij gedurende de 2030er jaren kantelpunten voor het klimaat bereikt voordat de snelheid van de energietransitie pas werkelijk verder toeneemt.
Europese IOC’s houden er rekening mee dat het klimaat voor fossiele investeringen in de EU daarmee verder zal verslechteren. Net zoals recent bij kolencentrales is het niet denkbeeldig dat velden dan gedwongen zullen worden gesloten. Achter de schermen vragen analisten én IOC’s zich af of het politieke risico voor investeringen in fossiele productie, met de tijd waarover de productie zich uitspreidt, ondertussen in Europa niet te groot is geworden. Een korte terugverdientijd en een lage carbon footprint zijn een grotere rol gaan spelen bij beslissingen om te investeren. De toekomst voor grote investeringen in nieuwe velden met langdurige productie ligt nu in landen die de inkomsten uit die productie verwelkomen; niet in Europa en zeker niet in de EU.
Europese IOC’s zijn kwetsbaar. Het is mogelijk dat, op de lange termijn, de license to operate in Europa verdwijnt. De combinatie van hoge winsten, toenemende energiearmoede en voortschrijdende klimaatverandering, is publicitair een giftige cocktail. Voor een bedrijf als Shell betekent dat dat de fossiel producerende NAM assets grotendeels te koop staan. Shell zal zich in Nederland vooral concentreren op het nieuwe energiesysteem en proberen de petrochemie bij Rotterdam hiertoe om te bouwen.
Het is niet uitgesloten dat IOC’s in Europa zullen moeten bijdragen aan aangerichte schade door klimaatverandering, hoezeer men ook mag stellen dat men dit deed als deel van een samenleving en met stilzwijgende instemming van die samenleving. Een rechter die in staat is een olie- en gasbedrijf een absurde 45% reductie (2030 t.o.v. 2019) van scope 3 emissies op te leggen (terwijl voor 1.5 graad scenario’s de afname van de gas- en olievraag slechts rond de 10 en 20% ligt) zal mogelijk ook hiertoe in staat zijn.
Daarnaast zijn er kwetsbaarheden van een heel andere natuur. Kunnen fossiel en zero carbon wel onder één dak floreren qua bedrijfscultuur? Is er op Europese beurzen wel ruimte voor bedrijven die voorlopig nog de meeste omzet, en in ieder geval de meeste winst, uit fossiel halen? Een bedrijf als Shell zal moeite hebben én wereldwijde value beleggers (naar het zich laat aanzien de meerderheid), én Europese institutionele beleggers (om nog maar niet te spreken van Europese weknemers die hard werken aan de energietransitie) tevreden te houden.
Het risico voor een bedrijf als Shell is op dit moment eerder dat ze te veel winst maken in plaats van te weinig. Hun koers-winstverhouding is, met een factor net boven de 5 (ExxonMobil, Chevron boven de 10), zo laag dat het ze kwetsbaar maakt voor overnames. De goede kwaliteit fossiele assets van Shell (velden in de Golf van Mexico of Brazilië, hun LNG kroonjuwelen, de trading divisie) zijn voor een VS bedrijf (met een structureel hogere koerswinst verhouding) meer waard. De windparken van Shell zijn daarentegen bij een Europees bedrijf als Ørsted meer waard. Dat kan het komend decennium een structureel probleem blijven. Shell is, rond plaats 40 op een wereldwijde lijst van marktwaardes van bedrijven, niet meer te groot om te worden overgenomen.
Nederland is kwetsbaar. Europa in het algemeen en Nederland in het bijzonder, lijnen zich op voor een snelle energietransitie. Een energietransitie die ook snel moet zijn, want op een langzame energietransitie is men nu niet goed voorbereid. Nederland (en Europa) consumeert nog steeds heel veel fossiel, terwijl men dit nauwelijks meer produceert. Men is nauwelijks bereid om nog langetermijncontracten voor gas te tekenen. In 2022 is dit, voor het eerst sinds jaren, weer beperkt op gang gekomen in Europa (met name door Duitse partijen).
In tijden van ruime gasmarkten kan een zich vrijwel volledig verlaten op aankopen waarbij de prijs vooral bepaald wordt door de TTF korte termijn vooruit goed uitpakken (naar schatting heeft dat Europa ongeveer 100 miljard euro opgeleverd tussen 2010 en 2020). In tijden van krappe markten kan het echter juist zeer duur uitpakken (een ruwe schatting geeft een bedrag van orde grootte 300 miljard euro voor de recente gascrisis). Let wel: de prijsafspraken in deze langetermijncontracten zijn daarbij van groot belang. Wil men risico’s spreiden, dan is het aan te bevelen prijscondities voor contracten ook (gedeeltelijk) afhankelijk te maken van de Amerikaanse gasprijs (Henry Hub) of de olieprijzen (zoals dit in Azië, met name in China, reeds lang het geval is).
Portfolio spelers (IOC’s, handelaren) nemen nu in wezen een positie in tegenover een snelle Europese energietransitie. Dat is risicovol voor Europa (wat als Europa de ambitieuze doelen om de gasvraag te verminderen niet haalt?) maar ook voor de portfolio spelers zelf (wat als die energietransitie in Europa wel snel gaat en de 2022 gascrisis blijvende schade heeft aangebracht aan de gasvraag in Azië?).
Fossiele producenten als Saoedi-Arabië hechtten in het verleden veel belang aan hun reputatie als betrouwbare langetermijnleverancier, die de prijs stabiliseert. Waarom zouden zij dat nog in dezelfde mate blijven doen als men in de westerse wereld toch zo snel mogelijk van fossiel af wil? Er komt dan meer focus op een andere strategie: financieel binnenlopen in de beperkte tijd die men nog heeft. Dat kan betekenen dat men massaal de kraan opendraait en de prijs in een vrije val terecht komt. Vooralsnog lijkt echter het omgekeerde te gebeuren: dat men massaal de hand aan de kraan houdt, het voorzichtig aan doet met investeringen, en de prijzen laat oplopen. NOC’s, IOC’s, regeringen en NGO’s kunnen hier allemaal mee leven; de consument heeft geen stem in dit kapittel.
Nederland heeft twee uitdagingen: én snel een nieuw, zero carbon, energiesysteem op te bouwen én op een verantwoorde, pragmatische, manier het afscheid van het oude systeem te managen, zonder dat het geld, als gevolg van hoge olie- of gasprijzen, in snel tempo de EU uitstroomt zoals dat in 2022 gebeurde. Een ordelijke energietransitie, waarbij de daling in het aanbod niet te zeer vooruitloopt op de daling in de vraag, is daarbij te prefereren boven een meer chaotische energietransitie. Voor Nederland geldt dat in nog hogere mate dan voor andere EU-landen, als gevolg van het grote belang van energie-intensieve basisindustrie in Nederland. De opbouw van die basisindustrie was gebaseerd op goedkoop Groningen gas. Het Groningen gas is in snel tempo verdwenen; het verdwijnen of hervormen van die basisindustrie zal langer duren en stelt ons voor complexe keuzes. Laat men dat oude verdienmodel te snel omvallen, dan loopt Nederland het risico dat men sneller draagvlak voor de energietransitie verliest dan dat men het nieuwe energiesysteem, en een nieuw verdienmodel, kan opbouwen.
Voer de strijd tegen fossiel aan de vraagkant door middel van beprijzing van uitstoot en beperking van het aantal emissierechten! Dat werkt structureel beter dan het voeren van deze strijd aan de aanbodzijde door het tegenwerken van de productie door westerse IOC’s. Hun productie wordt overgenomen door NOC’s die dat veelal met een hogere uitstoot van emissies doen. Het vergroot het prijs zettend vermogen van deze NOC’s. Sinds 2014 steeg het aandeel van NOC’s in de totale kapitaalinvesteringen van olie- en gasbedrijven, van 40 naar boven de 50%.
Hogere prijzen voor fossiel kunnen de energietransitie helpen, maar kunnen beter het gevolg zijn van beprijzing van uitstoot, waarbij het geld binnen de EU blijft, dan van hoge prijzen voor het ruwe product, waarbij het geld de EU uitstroomt.
Experts
Related Content
