Vraag 1

Bent u bekend met het Tsjechische energiebedrijf EPH van oligarch Daniel Křetínský (ook bekend van een groot minderheidsbelang in PostNL), en met de twee persberichten van het bedrijf EPH over de opkoop van vier Nederlandse gascentrales in de eerste helft van 2023?1, 2, 3

Op basis van artikel 86f van de Elektriciteitswet 1998 is deze wijziging van zeggenschap getoetst binnen het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat door het Bureau Toetsing Investeringen (BTI) ten aanzien van de risico’s voor de openbare veiligheid en de voorzienings- en leveringszekerheid. Bij deze toetsing wordt gekeken naar de betrokken installaties, de achtergrond en structuur van de relevante partijen, de financiële positie en de intenties en strategie van de overnemende partij. Ik zie geen bezwaar in de wijziging van de zeggenschap van deze centrales aan de hand van deze toetsing. Ik verwijs ook naar de beantwoording van de vragen van de leden Kröger (GroenLinks) en Thijssen (PvdA) over deze materie (2022Z23726, 15 december 2022).
De Autoriteit Consumenten en Markt (ACM) en de Europese Commissie zijn geïnformeerd over deze overnames waar het de mededinging betreft. Een fusie, een overname of een joint venture kan mogelijk een negatieve invloed hebben op de mededinging. Zodra deze boven bepaalde omzetgrenzen uitkomen vindt er concentratiecontrole plaats.

Vraag 2

Wat vindt u ervan dat EPH binnen een half jaar 15% van het totale Nederlandse vermogen aan electriciteitsopwekking heeft opgekocht?

Zie antwoord vraag 1.

Vraag 3

Hoe zou u deze ontwikkeling op de Nederlandse energiemarkt duiden?

Nederland heeft een geliberaliseerde energiemarkt die onderdeel is van een (Noordwest) Europese markt, op basis van regelgeving afgesproken door de lidstaten van de Europese Unie. Daar zijn de lidstaten en de energiebedrijven actief op de markt aan gebonden. Energieproducenten en energieleveranciers zijn vaak private bedrijven. Transmissie- en distributienetwerken voor elektriciteit en gas zijn in Nederland wettelijk verplicht direct of indirect volledig in eigendom van Nederlandse overheden. Door de grensoverschrijdende integratie van de energienetwerken zijn de groothandelsmarkten voor elektriciteit en gas sterk met elkaar verbonden. Energieproducenten en energieleveranciers concurreren met elkaar en met bedrijven in Europa en wereldwijd. Het doel hiervan is dat consumenten verzekerd zijn van betrouwbare energie tegen een betaalbare prijs. Vooralsnog zie ik geen bezwaar in deze ontwikkelingen.

Vraag 4

Wat vindt u van de conclusie van de Europese bosbeschermingsorganisatie FERN die stelt met betrekking tot het energiebedrijf EPH dat het een «een koolstofbom in het hart van Europa» is, aangezien het energiebedrijf een groot aantal kolen-, gas en biomassacentrales exploiteert, en nieuwe opkoopt, en op het gebied van CO2-uitstoot op de derde plaats in de lijst van Europese energiebedrijven staat, na het Poolse concern PGE en het Duitse RWE?4

Ik constateer dat het Tsjechische energiebedrijf EPH veel CO2 uitstoot en ik vind het noodzakelijk dat deze uitstoot wordt gereduceerd. Via het ETS-stelsel wordt de CO2-reductie van deze sector afgedwongen. Ook de elektriciteitscentrales waarin EPH zeggenschap heeft worden via dit stelsel gedwongen om de komende jaren hun uitstoot te verminderen. Voor biogrondstoffen die worden verbrand in elektriciteitscentrales gelden vanaf 1 januari 2023 nieuwe duurzaamheidseisen die voortvloeien uit Renewable Energy Directive (RED).

Vraag 5

Bent u bekend met de onderzoeksconclusies van Fern waaruit duidelijk wordt dat alleen al in 2022 EPH en zijn dochterondernemingen waarschijnlijk ongeveer 4,2 miljoen ton hout hebben verbrand in haar biomassa- en kolencentrales – dit vertegenwoordigt, ter vergelijking, ruim 75% van de houtoogst in Tsjechië in 2015 (vóór een slechte schorskever-uitbraak)?

Ja. Zie ook het antwoord bij vraag 4.

Vraag 6

Wist u dat de verbranding van 4,2 miljoen ton hout leidt tot een koolstofbom van maar liefst 6,2 miljoen ton CO2 in 2022 die vrijkomt in de lucht? Wat vindt u daarvan?

De CO2-emissies door het gebruik van biogrondstoffen voor energie tellen niet mee voor de klimaatdoelen, zolang deze biogrondstoffen op duurzame wijze tot stand zijn gekomen. Dit is in dit geval gereguleerd via eisen in de RED aangaande onder andere duurzaam bosbeheer, natuurbescherming, biodiversiteit en de lange-termijn productiecapaciteit van bossen. Als de houtige biogrondstoffen uit bos op een niet-duurzame wijze zou worden geproduceerd, wordt de netto CO2-emissie wel opgenomen als verandering in het landgebruik onder de LULUCF-verordening.

Vraag 7

Wat vindt u van de verbranding van biomassa van het bedrijf EPH?

Zie het antwoord op vraag 4, 5 en 6. EPH exploiteert overigens geen biomassacentrales in Nederland, wel in andere lidstaten van de Europese Unie. Al deze biomassacentrales moeten voldoen aan de duurzaamheidseisen binnen de RED, zoals in het antwoord op vraag 6 is geschetst.

Vraag 8

Bent u bekend met de publicatie van de Tsjechische milieuorganisatie Re-set over EPH: «Fossiele hyena», waarin Re-set stelt dat EPH vele kolen- en gascentrales in Europa opkoopt (onder meer van het Zweedse energiebedrijf Vattenfall en Duitse Uniper), en een bedreiging voor het klimaat en voor de democratie vormt, dat EPH is begonnen met het opkopen van oude kolencentrales en vervolgens sluiting van kolencentrales op verschillende manieren probeert te voorkomen door compensatie te eisen voor sluitingen, en dat deze financiële bronnen vervolgens opnieuw geïnvesteerd worden in de ontwikkeling van de gasinfrastructuur?5

Zie het antwoord op vragen 2 en 3.

Vraag 9

Komt het vaker voor dat partijen oude fossiele infrastructuur opkopen om vervolgens compensatie te eisen voor het sluiten van deze infrastructuur? Wat is het risico dat compensatie als verdienmodel wordt gebruikt? Welke rol speelt het Energy Charter Treaty hierin? Bent u bereid om verder onderzoek te doen naar het risico op compensatie als onderdeel van een verdienmodel?

Zie antwoord vraag 8.

Vraag 10

Wat vindt u van het feit dat 15% van de capaciteit aan elektriciteitsopwekking in Nederland in eigendom is van een oligarch? Hoe past dit bij de wens van Nederland om onze energievoorziening minder afhankelijk te maken van (private partijen uit) andere landen?

Zie antwoord vraag 8.

Vraag 11

In hoeverre acht u deelname van EPH aan de Nederlandse energiemarkt een bedreiging voor de uitvoering van het Nederlandse klimaatbeleid en de Nederlandse democratie?

Zie de beantwoording van alle vorige vragen. Ik heb op grond van de toetsing die het Ministerie van EZK heeft uitgevoerd geen aanleiding om de deelname van EPH aan de Nederlandse energiemarkt te zien als een bedreiging voor de uitvoering van het Nederlandse klimaatbeleid en de Nederlandse democratie. Ook in mijn antwoord op de Kamervragen van de leden Kröger (GroenLinks) en Thijssen (PvdA) over deze materie (2022Z23726, 15 december 2022) heb ik aangegeven dat alle bedrijven gebonden zijn aan de vigerende en toekomstige wet- en regelgeving om onze klimaatdoelen te bereiken, zoals het ETS, de Wet verbod op kolen bij elektriciteitsproductie en de vele andere Europese en nationale maatregelen.

Vraag 12

Bent u bekend met de vermelding in het rapport van Re-set dat EPH de gasleiding EUSTREAM bezit, waardoor Russisch gas vanuit Rusland via Oekraïne naar Europa is getransporteerd, waardoor EPH als een verbinding tussen Rusland en Europa heeft gefunctioneerd? In hoeverre vindt u deze verbindingsfunctie een bezwaar bij deelname van EPH aan de Nederlandse energiemarkt?

Ja. Ik ben bekend met het feit dat EPH een minderheidsbelang houdt in de EUSTREAM gasleiding en dit is meegewogen in de hiervoor aangehaalde toetsing onder artikel 86f Elektriciteitswet. Ik zie geen bezwaar tegen de genoemde verbindingsfunctie.
Er zijn overigens meer pijpleidingen waardoor de afgelopen jaren Russisch gas, al dan niet via Oekraïne, naar Europa is getransporteerd.

Vraag 13

Wat is, gelet op al het bovenstaande, uw appreciatie van EPH aan de Nederlandse energiemarkt?

Zie de beantwoording van alle vorige vragen. Ik heb op grond van de toetsing die EZK heeft uitgevoerd geen aanleiding om de deelname van EPH aan de Nederlandse energiemarkt te zien als een bedreiging.

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht «IJzerpoeder succesvol toegepast om woningen te verwarmen»1 Bent u bekend met ijzerpoeder en de bijbehorende iron power technology, zoals ontwikkeld aan de TU Eindhoven?

Ja.

Vraag 2

Hoe beoordeelt u de potentie van ijzerpoeder en iron power technology in het energiesysteem van de toekomst? Kan ijzerpoeder een significante rol spelen in het decarboniseren van ons energiesysteem? Zo ja, krijgt deze iron power technology dan ook een plek in het Nationaal Plan Energiesysteem? Welke toepassingen zijn denkbaar voor deze technologie in ons energiesysteem?

IJzerpoeder is een mogelijk veelbelovende techniek waarvoor in Nederland ook de benodigde kennisbasis aanwezig is om dit verder door te ontwikkelen.
Flexibiliteit in het energiesysteem is essentieel vanwege de toenemende afhankelijkheid van zon- en windenergie. In de verschillende ketens van het Nationaal Plan Energiesysteem is het realiseren van een hoge graad van systeemintegratie één van de ontwikkelpaden. Hiervoor moeten verschillende technologieën voor conversie en opslag ontwikkeld, gedemonstreerd en opgeschaald worden. IJzerpoeder kan in potentie deel uitmaken van deze technologieën, bijvoorbeeld voor toepassingen als energie-import en seizoensopslag. Hiervoor moet de technologie nog wel verder ontwikkeld en gedemonstreerd worden. De eerste stappen zijn hierin al gezet met verschillende projecten en pilots in o.a. de omgeving Helmond.
Met ijzerpoeder kan de energie uit waterstof worden opgeslagen in vaste vorm. Dit betekent dat de technologie in principe zal moeten gaan concurreren met andere waterstofdragers, zoals ammoniak, methanol, vloeibare organische waterstofdragers (LOCH) en zouten. Hierin moet ijzerpoeder zich nog in bewijzen. Hierbij heeft ijzerpoeder het voordeel dat opslag en transport relatief makkelijk en veilig is, waardoor bepaalde toepassingen aantrekkelijker worden. Een nadeel daarbij is het relatief zware gewicht van ijzerpoeder. Daarnaast is het restproduct roestpoeder groter in gewicht en volume dan het ijzerpoeder waarmee de verbrandingsreactie begint. Het importeren van goedkope duurzame energie uit zonnige landen met enorme overschotten via ijzerpoeder lijkt daarmee minder voor de hand liggend. Waterstof of ammoniak als alternatief hebben geen retourvrachten nodig en water en stikstof zijn overal beschikbaar.

Vraag 3

Hoe beoordeelt u de maturiteit van deze technologie? Deelt u de constatering dat «de meest cruciale beginselen» van deze technologie «succesvol en reproduceerbaar bewezen [zijn] in een industriële omgeving»?

Met de proef uit het artikel zoals vermeld in vraag 1 is bewezen dat deze technologie in principe kan worden toegepast. Hiermee deel ik de constatering dat de beginselen van deze technologie in principe reproduceerbaar bewezen zijn in een industriële omgeving. De stap naar opschaling en grootschalige toepassing van ijzerpoeder zijn bij een aantal toepassingen ook op beperkte schaal bewezen, maar nog niet op grote schaal en reproduceerbaar. Daarnaast zijn er nog andere uitdagingen, zoals het afvangen en reduceren van (een groter deel van) het restproduct roest naar ijzerpoeder met behulp van groene waterstof (of blauwe waterstof) en het verhogen van de efficiëntie van het totale proces. De beschikbaarheid van groene waterstof zal de komende jaren nog een schaars goed zijn.

Vraag 4

Welke rol kan ijzerpoeder spelen in het vraagstuk van seizoensopslag van energie? Ziet u naast waterstofopslag een rol voor ijzerpoeder in seizoensopslag?

Ik zie voor ijzerpoeder een mogelijke rol als waterstofdrager met als toepassing seizoensopslag. IJzerpoeder is veilig (het kan tijdens bulkopslag geen vlam vatten) en daarmee ook erg stabiel en kan dus relatief gemakkelijk opgeslagen en vervoerd worden. Zoals gezegd is het restproduct roest nog wel een punt waarvoor een oplossing nodig is.

Vraag 5

Welke rol zou ijzerpoeder kunnen spelen in het opbouwen van voldoende strategische reserves voor energiedragers om daarmee de kwetsbaarheid van ons energiesysteem te verkleinen?

Ook in de toekomst zullen we te maken hebben met periodes waar er zowel geen wind als zon is en het dus niet mogelijk zal zijn om met deze bronnen energie op te wekken. Er zijn reserves nodig voor het toekomstige energiesysteem om deze gaten dan op te kunnen vangen. Hiervoor zijn verschillende invullingen mogelijk en er zal een verscheidenheid aan technologieën nodig zijn om verantwoord reserves aan te leggen, ook om daarmee verder bij te dragen aan een meer energie-onafhankelijk Nederland. Gelet op de stabiliteit van ijzerpoeder als opslagvorm, kan ijzerpoeder mogelijk een rol spelen in het opbouwen van voldoende strategische reserves gezamenlijk met andere oplossingen om verschillende omstandigheden zoveel als mogelijk op te kunnen vangen.

Vraag 6

Klopt het dat de iron power technology voor aanzienlijke lagere NOx-uitstoot zorgt dan bijvoorbeeld waterstof?

Dit is afhankelijk van de toepassing waarin ijzerpoeder gebruikt wordt. Als ijzerpoeder weer omgezet wordt naar waterstof vindt er geen verbranding plaats en zal er in dit proces geen NOx-uitstoot plaatsvinden. Uiteraard was er ook geen NOx-uitstoot geweest als dit waterstof was gebleven. Wanneer ijzerpoeder direct verbrand wordt, is de NOx-uitstoot afhankelijk van de condities van de verbranding, met name de verbrandingstemperatuur. In de regel is NOx-uitstoot hoger naarmate de verbrandingstemperatuur hoger is. De NOx-uitstoot van ijzerpoeder is dus afhankelijk van het proces waarin het toegepast wordt. Of de NOx-uitstoot dan daadwerkelijk lager is, is ook afhankelijk van de alternatieve optie. Het kan zeker het geval zijn dat waterstofverbranding in bepaalde toepassingen leidt tot hogere NOx-uitstoot. Echter, er geldt ook dat als directe elektrificatie (geen verbranding) de alternatieve optie is voor een warmtevraag, de NOx-uitstoot van ijzerpoeder hoger is.

Vraag 7

Kan deze iron power technology een rol spelen in het leveren van voldoende schone elektriciteit en warmte op plekken waar binnen afzienbare tijd geen waterstofbackbone aanwezig is en ook het elektriciteitsnet niet tijdig verzwaard kan worden, zoals bij tal van bedrijven in het zogenaamde «zesde cluster»?

Het is, zoals met elke energie-technologie, van belang dat ijzerpoeder wordt toegepast in de best mogelijke vorm op de plek waar de technologie het beste tot haar recht komt. Daarbij is het streven om het energiesysteem zo efficiënt mogelijk te maken. Het minimaliseren van omzetting naar andere vormen van energiedragers is hierbij belangrijk. Elke stap/omzetting naar ander vormen van energie/energiedragers leidt immers tot energieverlies (en dus kosten). In dat opzicht is elektrificatie het meest efficiënt, dan volgt directe toepassing van waterstof en daarna vanuit opslag in waterstofderivaten en vaste-vorm opslag zoals ijzerpoeder. Voor het leveren van schone warmte wordt ijzerpoeder systeemtechnisch dus een nuttige optie in situaties waar directe elektrificatie en directe waterstoftoepassing niet mogelijk is.
Voor het leveren van schone elektriciteit zie ik geen of een zeer beperkte rol voor ijzerpoeder. De energieverliezen om de potentiële energie in ijzerpoeder weer om te zetten in elektriciteit zullen waarschijnlijk te groot zijn om op kosten nog te kunnen concurreren met andere opties die schone elektriciteit kunnen leveren.
Daarnaast is het van belang voor het gehele energiesysteem, om verschillende technologieën voor een bepaalde toepassing beschikbaar te hebben om zo de kwetsbaarheid en afhankelijkheid van ons energiesysteem zo klein mogelijk te maken.

Vraag 8

Op welke wijze kan deze iron power technology het beste worden gestimuleerd? Zijn stimuleringsregelingen zoals de SDE++, de MIA/EIA of andere stimuleringsinstrumenten geschikt (te maken)?

Technieken zoals ijzerpoeder kunnen binnen meerdere instrumenten aan bod komen afhankelijk van de mate waarin de techniek zich al bewezen heeft en de mate waarin er sprake is van een voorspelbare business case. Er is bijvoorbeeld al binnen de MOOI-regeling een subsidie verstrekt in december 2022 van € 3,4 mln. aan een innovatieproject rondom Iron Fuel Technology. In dit project gaat een consortia aan de slag om een pilotinstallatie op circa 1MW schaal te ontwikkelen en te testen. Daarnaast is het in de DEI+ waterstof en groene chemie voor Groenvermogen NL (komt voort uit het project van het Nationaal Groeifonds) mogelijk om pilot- en demoprojecten in te dienen die raken aan opslag en conversie van waterstof. Hier valt ijzerpoeder in principe ook onder. Een kanttekening hierbij is dat volgens de Europese staatsteunkaders, steun aan demoprojecten moet leiden tot directie CO2-reductie, waardoor er dus gebruik gemaakt zal moeten worden van weinig beschikbare groene waterstof bij deze ijzerpoeder projecten.
Daarnaast wordt er ook binnen de opschalingsprogrammering van het Klimaatfonds gekeken naar innovatieve opslagtechnieken. Er wordt onder andere gekeken naar de relevantie van ijzerpoeder in het eindbeeld en welke ondersteuning hier dan nog passend bij is.
In de marktconsultatie voor de openstelling van de SDE++ in 2024, die in de eerste helft van 2023 door PBL is uitgevoerd, is ijzerpoeder ook meegenomen. PBL gaat op basis van de aangereikte informatie bezien of ijzerpoeder past binnen de uitgangspunten voor de SDE++. Hierbij is de voorspelbaarheid van de business case nog wel een uitdaging. Het is onzeker of PBL hiervoor ook al in 2024 een advies zal uitbrengen gegeven de complexiteit van deze techniek.

Vraag 1

Bent u bekend met de oproep vanuit de steenkolensector om meer aandacht te hebben voor de werknemers in de Rotterdamse haven, voornamelijk in de steenkolensector, die door de energietransitie straks ander werk moeten gaan doen?1

Ja, ik ben hier mee bekend.

Vraag 2

Wanneer verwacht u de gesprekken over de besteding van het kolenfonds te starten over hoe de 22 miljoen euro besteed gaat worden? Wat gaat dit betekenen voor zij die tegen hun pensioen aan zitten?

In de brief van 13 juni 2019 (Kamerstuk 35 167, nr. 7) heeft het kabinet een voorziening werkgelegenheidseffecten energietransitie aangekondigd, waarmee 22 miljoen euro is gereserveerd gericht op van-werk-naar-werk begeleiding en om- en bijscholing van mensen die in de fossiele sectoren hun baan verliezen. De sluiting van deze bedrijven brengt onzekerheid met zich mee voor werknemers en zeker voor werknemers die dicht tegen de pensioenleeftijd aan zitten. Daarom werk ik aan een voorziening die ingezet kan worden als er nadelige gevolgen voor de werkgelegenheid aan de orde zijn, met name als gevolg van het uitfaseren van kolen, die werkgever en werknemer niet samen kunnen oplossen. Zo is bij de sluiting van de Hemwegcentrale per 1 januari 2020 een mobiliteitscentrum ingericht om werknemers te begeleiden naar een nieuwe baan.
Vooralsnog is vanaf 2030 een verbod op het gebruik van kolen voor de productie van elektriciteit voorzien. De verwachting is dat (in ieder geval) een aantal centrales en overslagbedrijven over zal stappen op andere brandstoffen en overslag van andere (bulk)goederen. Of en welke gevolgen dit voor de werkgelegenheid zal hebben, is op dit moment onzeker. Vooralsnog voorzie ik geen grote werkgelegenheidseffecten. Daar zijn vanzelfsprekend ook externe factoren op van toepassing, zoals de oorlog in Oekraïne en de (prijs-)ontwikkelingen op de internationale energiemarkt. Daarnaast worden werknemers wellicht meegenomen in de transitie van kolencentrale naar andere goederen. Dit neemt niet weg dat het verliezen van een baan of moeten omscholen onzekerheid voor de werknemers van de kolencentrales met zich meebrengt. Hier heb ik oog voor.

Vraag 3

Hoe staat u tegenover de zorgen van medewerkers die zich afvragen hoe zij en hun collega’s, die al tientallen jaren werken in deze sector, überhaupt kunnen worden omgeschoold naar nieuwe banen?

Ik begrijp die zorgen. Het verliezen van een baan of moeten omscholen brengt onzekerheid voor de werknemers van de kolencentrales met zich mee. Dat dit de nodige stress met zich meebrengt, dat begrijp ik. In het gesprek met FNV hebben zij deze zorgen ook met mij gedeeld. Belangrijk is dat we lessen hebben geleerd uit de sluiting van de Hemwegcentrale. Deze laten zien dat er beslist mogelijkheden zijn voor omscholing en voor het vinden van een andere baan voor de medewerkers, ook voor de wat oudere medewerkers. Dit geldt te meer nu er een grotere krapte op de arbeidsmarkt is.

Vraag 4

Waarom legt u de verantwoordelijkheid van het omscholen van het personeel bij de werkgevers, terwijl er nog steeds geen concrete afspraken zijn gemaakt hoe het kolenfonds wordt besteed?

Het is primair de verantwoordelijkheid van de werkgever om met werknemers, doorgaans vertegenwoordigd door de vakbonden, afspraken te maken over de gevolgen van een sluiting, vermindering van werk of verlies van werkgelegenheid. De voorziening werkgelegenheidseffecten energietransitie kan additioneel daarop worden ingezet, indien zich omstandigheden voordoen waar werkgever en werknemers niet op hebben kunnen anticiperen. Dat speelde onder andere bij de Hemwegsluiting, omdat deze sluiting door de overheid werd opgelegd en reeds kort daarna werd geëffectueerd.
Bij de voorgenomen sluiting van de Onyx-centrale in Rotterdam is de exploitant een subsidie geboden om het bedrijf vrijwillig te sluiten. In die omstandigheden is het logisch dat de werkgever zelf de financiële gevolgen daarvan voor zijn werknemers draagt. Dat was daarom een expliciete voorwaarde om subsidie te kunnen krijgen.
Ander werk, omscholing en herplaatsing zijn onderwerpen die naar hun aard thuis horen in het gesprek tussen werkgever en werknemer. Dit zal een langere periode beslaan nu ook bijvoorbeeld het omscholen de nodige tijd kan vergen. Die tijd is er, nu het verbod op kolen bij de productie van elektriciteit zal ingaan per 2030.
Dit neemt niet weg dat er een onzekere periode aanbreekt voor werknemers. Mocht het tussen werkgever en werknemer niet lukken om tot een passende oplossing te komen dan is er een voorziening beschikbaar voor eventueel benodigde additionele maatregelen.

Vraag 5

Wat gaat u doen om het personeel in de kolensector tijdig zekerheid te geven?

Zoals ik in antwoord op vraag 2 heb aangegeven werk ik op dit moment in afstemming met FNV aan een voorziening die ingezet kan worden als er sprake is nadelige gevolgen voor de werkgelegenheid, die werkgever en werknemer niet samen kunnen oplossen. Buiten het klaarzetten van deze voorziening zie ik op dit moment geen directe rol voor de overheid. Vooralsnog is het aan werkgever en werknemers om tot generieke afspraken en een sociaal plan te komen. Ik heb er vertrouwen in dat zij dit op een weloverwogen manier doen zodat dit voor de individuele werknemer tot best passende ondersteuning leidt en er met een goed sociaal plan geen (zoals bij de voorgenomen sluiting van de Onyx-centrale) of nauwelijks (bij de sluiting van de Hemweg) additionele voorzieningen nodig zijn.

Vraag 1

Bent u bekend met de problemen die spelen bij energiecoöperaties die gebruik maken van de postcoderoosregeling en te maken hebben met hoge administratieve lasten, onzekerheid over vergoedingen, moeizame samenwerking met de energieleveranciers en de moeite om bestuursleden te vinden?

Ik heb regelmatig contact met de coöperatieve energiesector en ben bekend met deze signalen.

Vraag 2

Hoeveel energiecoöperaties maken momenteel nog gebruik van de postcoderoosregeling en hoe groot is de groep die nu in de problemen dreigt te komen?

De postcoderoosregeling wordt uitgevoerd door de energieleveranciers. De gegevens die met de postcoderoosregeling gepaard gaan bevinden zich dan ook op dat niveau. Ik heb geen inzage in deze gegevens.

Vraag 3

Klopt het dat er enige tijd geleden met de energiecoöperaties is gesproken over een afkoopregeling? Waarom is deze regeling er uiteindelijk niet gekomen?

Ik heb vorig jaar meermaals met de coöperatieve energiesector gesproken over de mogelijkheid tot een afkoopregeling en heb deze mogelijkheid nader onderzocht. Een dergelijke regeling blijkt complex in de uitvoering. Een afkoopsom berekenen voor elk individueel project is ingewikkeld, omdat dit afhankelijk is van lastig te voorspellen variabelen zoals de energieprijs en de energiebelasting gedurende de resterende looptijd van de regeling. Er is daarnaast geen garantie dat de afkoopsom door coöperaties aan de leden zal worden uitgekeerd. Ook staat een afkoopregeling op gespannen voet met de staatssteunregels: er wordt staatssteun geboden zonder dat sprake is van een stimulerend effect. De regeling leidt immers niet tot nieuwe energieprojecten.

Vraag 4

Deelt u de mening dat het enorm zonde zou zijn als mensen die zich inzetten voor een lokale energiecooperatie gedemotiveerd raken of afhaken door de administratieve rompslomp en financiele risico’s?

Het is zeer waardevol dat burgers zich inzetten voor een lokale energiecoöperatie en dat de energietransitie ook lokaal wordt gedragen. Ik ondersteun dit dan ook door de Subsidieregeling Coöperatieve Energieopwekking (SCE) – de opvolger van de postcoderoosregeling, die lokale en kleinschalige hernieuwbare energieprojecten subsidieert. Hierin kunnen energiecoöperaties en VvE’s subsidie aanvragen voor projecten met zonnepanelen, windturbines of waterkracht. De overgang van de postcoderoosregeling naar een subsidieregeling heeft onder andere de complexiteit verminderd en een beter gerichte (hoogte van) stimulering mogelijk gemaakt.
Ik ben regelmatig in gesprek met de coöperatieve energiesector over de SCE en pas deze waar mogelijk aan om de regeling zo goed mogelijk te laten aansluiten op de behoeften van energiecoöperaties. Op deze manier kan de SCE een positieve bijdrage blijven leveren aan de betrokkenheid van burgers bij de lokale energietransitie.

Vraag 5

Bent u bereid om (opnieuw) met de energiecoöperaties in gesprek te gaan om een oplossingen te vinden voor de problemen waar zij tegenaan lopen met betrekking tot de postcoderoosregeling? Wilt u daarbij ook nadrukkelijk de optie van een afkoopregeling verkennen en juridisch onderzoeken? Zo nee, waarom niet?

Zoals hierboven aangegeven sta ik in regelmatig contact met de coöperatieve energiesector en daarbij bespreek ik ook opties om de problematiek die energiecoöperaties ervaren te adresseren. Zoals ik in antwoord op vraag 3 heb aangegeven, blijkt een afkoopregeling niet haalbaar en uitvoerbaar te zijn.
Naast het contact met de coöperatieve energiesector, sta ik tevens open voor een gesprek met energieleveranciers over de uitvoering van de postcoderoosregeling. Ik vind het belangrijk om nieuwe coöperatieve projecten te blijven stimuleren middels reeds beschikbaar instrumentarium. Naast eerdergenoemde SCE staat ook de SDE++ open voor energiecoöperaties. De gesprekken kunnen helpen om het instrumentarium te blijven verbeteren.

Vraag 1

Bent u bekend met de uitslag van het adviespanel Twents Inwonersforum dat het tijd wordt voor een kleinschalige kernenergie1?

Ja, daar ben ik mee bekend.

Vraag 2

Wat is uw reactie op deze uitslag?

Het advies van het Twents Inwonersforum dient als inbreng bij de totstandkoming van de tweede versie van de Energiestrategie Twente (RES Twente 2.0), die zich momenteel nog in de conceptfase bevindt.
Ik kijk uiteraard uit naar de definitieve versie van RES Twente 2.0.

Vraag 3

Hoe kijkt u aan tegen de bouw van kleinschalige kerncentrales? Staat u open voor een kleinschalige kernenergie in Twente?

Zie het antwoord op vraag 6.

Vraag 4

Deelt u de mening dat een kleinschalige kerncentrale een betere energiedichtheid heeft dan windturbines of zonnepark?

In het algemeen geldt dat een van de voordelen van kernenergie is, dat de technologie een hoge energiedichtheid op een kleine oppervlakte heeft, en dus een kleine «footprint».
Het begrip kleinschalige kerncentrales omvat een heel divers scala aan reactorconcepten in verschillende stadia van ontwikkeling. Hiervoor zijn er meerdere toepassingen denkbaar waarin ze een rol zouden kunnen spelen; naast de productie van elektriciteit bijvoorbeeld ook als bron van hoge-temperatuur-warmte voor de energie-intensieve industrie of voor de productie van waterstof.
Om een overzicht te verkrijgen over de verschillende eigenschappen van deze kleine modulaire reactoren (Small Modular Reactors, SMR’s) heb ik een marktanalyse uit laten voeren door de Nuclear Research and Consultancy Group (NRG). De uitkomsten hiervan heb ik op 17 mei jl. aan uw Kamer aangeboden, zodat de Kamer deze bevindingen tot zich kan nemen, zie kenmerk 2023D20546 en 2023D20547.

Vraag 5

Levert de plaatsing van een kleinschalige kerncentrale in Twente voldoende stroom op om te stoppen met de plaatsing van windturbines, die in elke gemeente voor weerstand zorgt?

Zie antwoord op vraag 6.

Vraag 6

Kan er op korte termijn een onderzoek worden gedaan naar een mogelijke kleinschalige kerncentrale in Twente, waarin de draagvlak, kosten en haalbaarheid worden gemeten? Graag een gedetailleerd antwoord.

Om antwoord te geven op de vraag of kleinschalige kernenergie lokaal een rol kan spelen, is de SMR-marktanalyse van NRG behulpzaam bij het onderscheiden van de verschillende onderliggende deelvraagstukken.
De vraag of en hoe SMR’s zouden kunnen passen in lokale energieprofielen kan bijvoorbeeld onderzocht worden in het kader van de Regionale Energie Strategieën. Daarom heb ik de SMR-marktanalyse via het Nationaal Programma Regionale Energie Strategie (NP RES) ook gedeeld met de RES-regio’s. Hiermee kan er breed kennis genomen worden van de eigenschappen van de verschillende typen SMR’s. RES-regio’s kunnen dus nu al de rol verkennen van SMR’s in de regionale energiesystemen van ná 2030 en dit opnemen in hun RES.
Locaties die passen bij de specifieke regionale planologie (in tijd en ruimte) zijn nodig om vraagstukken te kunnen beantwoorden ten aanzien van draagvlak, techniek en inpassing.
Uiteindelijk is er een initiatiefnemer nodig die het vergunningverleningstraject aangaat met de Autoriteit Nucleaire Veiligheid en Stralingsbescherming (ANVS) om aan te tonen dat de gekozen techniek en locatie voldoen aan de veiligheidsvereisten.
Deze deelvraagstukken kunnen lokaal middels verschillende onderzoeken beantwoord worden.
In het voorjaarspakket heb ik aangekondigd dat er vanuit de Rijksoverheid een SMR-programma komt dat bijdraagt aan het versnellen van de overgang van ontwerp naar realisatie. Over de eerste contouren van dit programma informeerde ik uw Kamer afgelopen mei (Aanhangsel van de Handelingen, 2022–2023, nr. 2623).
Met de aangenomen motie van de Leden Erkens en Bontenbal (Kamerstuk 32 813, nr. 1255) zal dit SMR-versnellingsprogramma o.a. worden aangescherpt met een gestandaardiseerde aanpak gericht op kennisoverdracht richting de provincies. De invulling van het SMR-programma verwacht ik eind 2023 met uw Kamer te kunnen delen. Bij het opstellen daarvan zal ik de geïnteresseerde provincies uiteraard betrekken.

Vraag 1

Is het bekend hoe groot het draagvlak is onder de inwoners van de omgeving Middelie en de provincie Noord-Holland om gaswinning tot 2035 door te laten gaan?

Ik heb meerdere zienswijzen ontvangen van mensen uit de omgeving Middelie. Hieruit blijkt dat een deel van de inwoners van de omgeving Middelie bezwaar heeft tegen de verlenging van de gaswinning bij Middelie. Ik kan mij voorstellen dat een aantal inwoners van de omgeving Middelie niet wist dat er plannen zijn om de gaswinning hier te verlengen. Ik ben en blijf met mijnbouwondernemers als de NAM in gesprek dat zij vroegtijdig inwoners blijven informeren over activiteiten in hun omgeving.

Vraag 2

Wat is er gedaan met de bezwaren vanuit de omgeving en hoe zijn deze meegenomen in de afweging van de Staatssecretaris om de NAM toestemming te geven om tot 2035 te boren?

Op dit moment bekijk ik de recent ingediende zienswijzen. Deze betrek ik bij het opstellen van het definitieve besluit. Zoals tijdens het Commissiedebat Mijnbouw van 22 juni jl. aangegeven, ben ik voornemens een bezoek te brengen aan Middelie. Dan ga ik ook in gesprek met omwonenden.

Vraag 3

Hoe groot is het risico voor aardbevingen en schade als er tot 2035 met intensivering gas gewonnen gaat worden?

Ik heb hier advies over gevraagd aan TNO, het Staatstoezicht op de Mijnen (SodM) en de Technische commissie bodembeweging (Tcbb). Deze wettelijke adviseurs concluderen dat er een kleine kans is op een aardbeving. Het risico op schade als gevolg daarvan is beperkt. Mocht er zich een aardbeving voordoen, dan zal deze schade in de buurt van het epicentrum voor het merendeel van kosmetische aard zijn. Ook kan er enige lichte constructieve schade optreden. In geval van schade zal deze door de NAM worden vergoed.
Er is momenteel geen sprake van intensivering van de gaswinning. De NAM beschrijft wel de mogelijkheid in de toekomst nieuwe putten te boren. Hiervoor heeft de NAM aanvullende vergunningen nodig.

Vraag 4

Hoe verhouden de risico’s, ook met oog op de situatie in Groningen en de afwikkeling daarvan, zich tot de baten?

Ik geef alleen toestemming voor het voortzetten van de bestaande winning van gas als dit veilig kan. SodM, TNO en de Tcbb concluderen dat dit het geval is. Ondanks alle inspanningen voor de energietransitie, hebben we nog steeds gas nodig.

Vraag 5

Is het wenselijk dat de Nederlandse Aardolie Maatschappij (NAM) de komende 10 jaar net zoveel gas gaat winnen als de afgelopen veertig jaar in de omgeving?

Zolang er gas gebruikt wordt in Nederland is het, onder meer voor de totale CO2 uitstoot, beter om dit in eigen land te winnen. Door het gas in Nederland te winnen zijn we daarnaast minder afhankelijk van import van aardgas uit andere landen. Zoals eerder aangegeven, geef ik alleen toestemming voor het winnen van gas als dat veilig kan.
Alleen op basis van een besluit op het winningsplan kan NAM de gaswinning niet intensiveren. Om daadwerkelijk een hoger volume gas per jaar te kunnen produceren, zoals deze vraag stelt, vereist nieuwe putten. Hiervoor heeft de NAM aanvullende vergunningen nodig om een put aan te leggen.

Vraag 6

Met welke afwegingen heeft u besloten om de gaswinning tot 2035 door te laten gaan, en hoe zwaar hebben de aardbevingen van de afgelopen 30 jaar rondom Alkmaar, Purmerend en Kwadijk daarin meegewogen?

Er hebben in het verleden twee bevingen voorgedaan. Het betreft een beving met magnitude 2,7 in 1989 en een beving met magnitude 2,5 in 2018. Het feit dat er bevingen hebben voorgedaan neem ik mee in de beoordeling van het seismisch risico. De bevingen hebben geleid tot het uitbreiden van het monitoringsnetwerk en het hanteren van een (door het SodM goedgekeurd) risicobeheersplan. Op die manier zijn die bevingen meegewogen. De bevingen die zich in 2001 hebben voorgedaan in Alkmaar zijn niet veroorzaakt door de gaswinning uit de velden rond Middelie, maar door de gaswinning bij Bergen.

Vraag 7

Welke gevolgen hebben de conclusies van de parlementaire enquêtecommissie Groningen gehad op het voornemen de gaswinning door te laten gaan?

De conclusies van de parlementaire enquête gaswinning Groningen hebben ertoe geleid dat ik nog zorgvuldiger kijk naar de vraag of er bevingen en mogelijk schade te verwachten zijn, dat ik de adviezen op dit vlak uiterst serieus neem en dat ik meer aandacht heb voor bewoners en hun veiligheid. Daarom ga ik ook op bezoek naar de regio voordat ik een definitief besluit neem.

Vraag 8

Welke rol speelt het feit dat Middenbeemster Werelderfgoed is?

Ik heb aandacht voor het risico’s voor de omgeving. Dat de Beemster werelderfgoed is, betrek ik daar uiteraard bij. Op basis van het winningsplan en de adviezen die ik daarover heb ontvangen, met nadruk het advies van de Tcbb, die naar de effecten van bodembeweging kijkt, is het niet de verwachting dat de gaswinning tot schade aan het werelderfgoed leidt.

Vraag 1

Kunt u een update geven van de stappen die u het afgelopen halfjaar, onder andere naar aanleiding van het CDA actieplan voor meer productie van groen gas uit mestvergisting1, hebt gezet om te komen tot meer groen gas productie in de landbouw en om knelpunten weg te nemen?

Het afgelopen half jaar is het kabinet verder gegaan met de acties in het Programma Groen Gas (Kamerstuk 32 813, nr. 1146). Hierbij kijkt het kabinet vanzelfsprekend ook naar het vergroten van de groen gasproductie in de landbouw. De insteek van het kabinet is dat zo veel mogelijk van de duurzame hoeveelheid beschikbare mest wordt vergist. Dat houdt in dat alleen de mest wordt vergist die resteert in een landbouwsector die de klimaat-, stikstofdoelen en natuurdoelen haalt.
Het kabinet heeft de afgelopen tijd de bijmengverplichting groen gas verder uitgewerkt (kamerstuk 32 813 nr. 1283) en het bijbehorende wetsvoorstel ter consultatie aangeboden. De bijmengverplichting zal leiden tot een betere businesscase voor groen gas uit mestvergisting. Het besluit van het kabinet om te sturen op CO2 in de bijmengverplichting, biedt een extra stimulans aan monomestvergisting2. Ook zijn er aanpassingen in de SDE++ gekomen, waaronder de introductie van hekjes3, die positief uitpakken voor monomestvergisting en groen gasproductie in de landbouw (Kamerstuk 31 239, nr. 364). Verder werkt het kabinet samen met Netbeheer Nederland, VNG, IPO en de Unie van Waterschappen aan de versnelling van de ruimtelijke inpassing van groen gasproductieinstallaties. Het kabinet beziet met de medeoverheden of afspraken gemaakt kunnen worden om de vergunningverlening voor groen gasinstallaties (waaronder mestvergisting) te versnellen, proactief locaties te faciliteren en de bekendheid van groen gas te vergroten. Het kabinet mikt op een akkoord met medeoverheden in het tweede kwartaal van 2024.

Vraag 2

Wat is de stand van zaken met betrekking tot de aanbeveling om een helder doel te stellen voor mestvergisting en een uitrolstrategie voor mestvergisters te ontwikkelen?

Met de eerder genoemde keuze voor CO2-sturing binnen de bijmengverplichting, en de andere groen gasmaatregelen (zie antwoord op vraag 1), zorgt het kabinet voor gerichte ondersteuning van monomestvergisting. Hierbij onderschrijft het kabinet het belang van mestvergisting, maar het herkent zich niet in de noodzaak tot een subdoel voor mestvergisting. Met de bijmengverplichting groen gas verwacht het kabinet dat een afdoende stimulans zal ontstaan voor de opschaling van mestvergisting op basis van de duurzame beschikbare hoeveelheid mest, zie ook het antwoord bij vraag 1.

Vraag 3

Welke stappen zijn er gezet om de stikstof- en methaanreductie die door mestvergisting (in combinatie met onder andere stikstofstrippen) kan worden gerealiseerd ook te valideren en mee te rekenen in het beleid voor stikstof- en CO2-reductie in de landbouw?

Zoals beschreven in de brief aan uw Kamer over het programma Groen Gas (Kamerstuk 32 813, nr. 1146), kan groen gasproductie door mestvergisting een bijdrage leveren aan de reductie van stikstof- en methaanemissies. Ongeveer een vierde van de methaanemissie uit de veehouderij komt uit mest. Mestbewerking (waaronder monomestvergisting) kan een significante reductie van methaan- en stikstofemissie uit de mest realiseren, in het bijzonder in combinatie met stalaanpassingen voor dagontmesting. Om het effect van deze reductiemaatregelen te kunnen meerekenen wordt doorlopend onderzoek gedaan in innovatieprojecten en in onderzoeksprogramma’s van Wageningen Universiteit & Research (WUR). Op nationaal niveau wordt mestvergisting meegenomen in de NEMA (National Emission Model Agriculture).

Vraag 4

Wanneer verwacht u dat er voor deze potentiële emissiereducties in de landbouw ook daadwerkelijk een verdienmodel kan worden ontwikkeld?

Het kabinet vindt het belangrijk dat combinaties van stalaanpassingen, mestvergisting en bewerking van mest, bedrijfseconomisch perspectief bieden om de potentiële emissiereductie te realiseren. Met de bijmengverplichting voor groen gas wordt een verdienmodel voor methaanreductie vanaf 2025 gestimuleerd.

Vraag 5

Welke afspraken zijn er inmiddels gemaakt met gemeenten en provincies om de ruimtelijke inpassing en de vergunningverlening voor (mono)mestvergisting te versnellen en te stroomlijnen?

Zoals in vraag 1 aangegeven is het kabinet druk bezig met de uitvoering van het programma groen gas, waaronder het versnellen van de ruimtelijke inpassing. Dit doet het kabinet samen met onder meer Netbeheer Nederland, VNG, IPO en de Unie van Waterschappen. Het kabinet is nu bezig om afspraken met deze medeoverheden te maken. Deze afspraken zullen zich richten op het versnellen van vergunningverlening voor groen gasinstallaties (waaronder mestvergisting), mogelijkheden om proactief locaties te faciliteren voor groen gasinstallaties en het vergroten van de bekendheid van groen gas. Om hier te komen, heeft het kabinet samen met de medeoverheden en netbeheerders een onderzoek uitgezet te zetten naar de groen gaspotentie en ruimtelijke inpassingsmogelijkheden per provincie. Het kabinet mikt op een akkoord met medeoverheden in het tweede kwartaal van 2024. Hierbij wordt zo veel mogelijk samenhang gecreëerd met andere relevante programma’s op het gebied van energie, ruimte en landbouw. Zo maakt groen gas deel uit van sommige provinciale concept gebiedsprogramma’s die onder het Nationaal Programma Landelijk Gebied uitgewerkt worden, en van de bijbehorende ruimtelijke voorstellen en arrangementen. Het uitgangspunt daarbij is dat rekening wordt gehouden met de klimaat-, stikstof- en natuuropgave voor de landbouw om zo een lock-in te voorkomen en het risico op desinvesteringen te beperken (zie ook het antwoord op vraag 1).

Vraag 6

Welke oplossingen ziet u voor het knelpunt dat in veel bestemmingsplannen is aangegeven dat de aanvoer van externe mest (ook als dit vaste mest en voorbewerkte mest is) bij mono-mestvergisting niet is toegestaan, waardoor mestvergisting voor kleinere boerenbedrijven niet rendabel is?

Het kabinet gaat niet over de eisen in bestemmingsplannen, dat is aan de lokale bevoegd gezagen. Wel kijkt het kabinet in het programma Groen Gas naar acties om het lokale bestuurlijk draagvlak voor groen gas productie, onder meer via mestvergisting, te vergroten.
Vanuit het Rijk zien we dat, wanneer dit aansluit bij de lokale omstandigheden, het aanvoeren van externe mest en het gezamenlijk vergisten van mest van meerdere boerenbedrijven een bijdrage kunnen leveren aan de groen gas productie.

Vraag 7

In hoeverre heeft u andere knelpunten en verschillen tussen gemeenten (in bestemmingsplannen) voldoende in beeld? Bent u bijvoorbeeld op de hoogte van het feit dat sommige gemeenten de eis stellen dat opgewekte energie voor eigen gebruik moet zijn en bent u bekend met de verschillen tussen gemeenten met betrekking tot de aanvraagprocedure (in de ene gemeente is een milieuneutrale melding voldoende, terwijl de andere gemeente een bouwvergunning eist)? Wat vindt u hiervan?

Zoals in mijn antwoorden bij vraag 1 en 5 aangegeven is het kabinet druk bezig met de uitvoering van het programma groen gas, waaronder het versnellen van de ruimtelijke inpassing. Dit doet het kabinet samen met onder meer Netbeheer Nederland, VNG, IPO en de Unie van Waterschappen. Hierin kijkt het kabinet samen met deze partijen onder meer waar nu al versnelling in de vergunningverlening gemaakt worden. Hierbij is het kabinet zich bewust dat de vergunningsprocedure voor groen gasproductieinstallaties per gemeente of provincie kan verschillen. Het kabinet is van mening dat de vergunningverleningsprocessen idealiter zo veel mogelijk hetzelfde moeten zijn. Het kabinet en de medeoverheden kijken dan ook nadrukkelijk naar manieren om de procedures voor de verlening van groen gas vergunningen tussen provincies meer te harmoniseren en ambtelijke kennis te vergroten. Een eerste stap is een handreiking voor de versnelling van vergunningverlening voor kleinschalige monomestvergisters. Hier werkt het kabinet aan samen met het Platform Groen Gas, IPO en VNG. Verdere stappen als een vast ondersteuningspunt voor vergunningverlening, kennissessies in de provincies en aanvullende handreikingen worden daarnaast bezien.

Vraag 8

Hoe kunnen dergelijke onnodige knelpunten worden opgelost en de verschillen tussen gemeenten worden verkleind/weggenomen? Welke maatregelen neemt u (in samenwerking met lokale overheid) om ervoor te zorgen dat vergunningsprocedures meer gelijk worden getrokken en versimpeld?

Zoals in mijn antwoorden bij vraag 1, 5 en 7 aangegeven is het kabinet samen met de medeoverheden, de groen gassector en de netbeheerders aan het kijken hoe de knelpunten in de vergunningverlening kunnen worden opgelost en de vergunningverlening versneld kan worden.

Vraag 9

Klopt het dat het momenteel zo is dat wanneer twee boerenbedrijven die naast elkaar zitten niet (gemakkelijk) een mestvergister kunnen delen, omdat er via een officieel transport mest moet worden vervoerd en bemonsterd terwijl een pomp met een leiding veel efficiënter en goedkoper zou zijn?

Het klopt dat wanneer mest afgevoerd wordt naar een vergister, die geëxploiteerd wordt door een derde partij (een intermediair of boer), er per transport een melding gedaan moet worden in het realtime Vervoerbewijs Dierlijke Mest. Dit betekent ook dat de mest per vracht gewogen, bemonsterd en geanalyseerd moet worden. Aan het vervoer van mest worden eisen gesteld om te borgen dat wordt bemest volgens de daarvoor geldende gebruiksnormen en dat het teveel aan mest verantwoord wordt afgezet. Daarnaast moet de mest vervoerd worden door een geregistreerde intermediaire onderneming.
Vervoer van mest per pijpleiding van één landbouwbedrijf naar één intermediaire onderneming is onder voorwaarden mogelijk. Mest moet dan echter nog steeds bemonsterd en geanalyseerd worden. Deze voorwaarden zijn vastgelegd in artikel 69e van de Uitvoeringsregeling Meststoffenwet.

Vraag 10

Welke opties ziet u dit soort obstakels weg te nemen en het makkelijk te maken voor boerenbedrijven om samen een mestvergister te delen, zonder dat de meststromen eerst moet worden gewogen en bemonsterd?

In het algemeen verkent het kabinet, de Minister van LNV in het bijzonder, of er mogelijkheden zijn voor vereenvoudiging, onder voorwaarden, van de verantwoordingseisen aan mesttransport. Denk hierbij aan bedrijven waarbij regulier dezelfde hoeveelheden worden af- en aangevoerd naar een vergister. Dit doet het kabinet onder meer omdat deze situatie van aan- en afvoer naar een vergister zich naar verwachting vaker gaat voordoen. Daarbij is het van belang dat er wel verantwoording blijft over de aan- en afvoer van mest om inzicht te hebben in de meststromen en te kunnen vaststellen of bedrijven opereren binnen de wettelijk vastgestelde kaders.

Vraag 11

In hoeverre worden ook andere innovaties op het gebied van mest verkend, zoals de techniek waarbij afbreekbaar organisch materiaal of organische zuren toegevoegd worden aan mest waardoor er verzuring optreedt en de emissie van ammoniak en methaan uit mest sterk geremd wordt? Hoe kansrijk acht u deze techniek?

Er is reeds een kennisvraag uitgezet naar «ammoniakemissiereductie door mestadditieven» waarin ook effecten op methaanemissies mee worden genomen. Het toevoegen van afbreekbaar organisch materiaal of toevoegen van organische zuren, zodat de mest wordt aangezuurd, kan worden gezien als mestadditief. De resultaten worden in Q3 2023 verwacht.
In hoeverre de techniek van afbreekbaar organisch materiaal of toevoegingen van organische zuren kosteneffectief kan zijn, is nog niet duidelijk. Daarmee is ook nog niet duidelijk welke bijdrage deze techniek kan leveren aan het reduceren van ammoniak- en methaanemissies. Een bijdrage van deze techniek aan het voorkomen van uitspoeling van meststoffen en daarmee bijdrage aan de Kaderrichtlijn Water (KRW)-doelstellingen wordt niet verwacht.
Mocht uit de reeds uitgezette kennisvraag of ander onderzoek blijken dat mestadditieven perspectiefvol zijn voor het terugdringen van emissies, dan zal het kabinet deze uitkomsten meenemen in verdere beleids- en ambitievorming.

Vraag 12

Bent u bereid uit te zoeken welke bijdrage het biologisch aanzuren van mest kan leveren aan het behalen van de 2 miljard m3 groen gas doelstelling en de KRW-doelstelling, en te onderzoeken op welke manier deze techniek snel in praktijk te brengen is? Zo ja, op welke termijn?

Zie vraag 11.

Vraag 13

Bent u bekend met de snelle groei van groen gasproductie in Denemarken?2 Welke lessen kan Nederland leren van de stimulering van groen gas in Denemarken?

Het kabinet is bekend met de snelle groei van groen gasproductie in Denemarken. In het kader van het Biomethane Industrial Partnership heeft kennisuitwisseling plaatsgevonden om van elkaar te leren. Een belangrijke reden dat Denemarken in het verleden een snelle groei van groen gasproductie had, was dat Denemarken een hele aantrekkelijke- en gerichte subsidie voor vergisting had. In Nederland is in 2017 éénmalig een specifieke regeling opengesteld voor het stimuleren van vergisting op boerderijschaal. Voor de grootschalige stimulering van CO2-reductie is generiek beleid gevoerd via de SDE++, waarbij CO2-reductietechnieken op kosteneffectiviteit met elkaar concurreerden. Inmiddels is met de bijmengverplichting groen gas ook gekozen voor meer gerichte stimulering van de productie van groen gas.

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht «Bedrijven willen niet aan flexibel stroomgebruik»?1

Ja, daar ben ik mee bekend.

Vraag 2

Hoeveel gigawatt aan industrieel vermogen is er op het hoogspanningsnet? En hoeveel op het laag- en middenspanningsnet?

Het is ingewikkeld om een precieze inschatting te maken van het totale vermogen op hoog-, midden-, en laagspanningsnetten van industriële partijen. Netbeheerders beschikken weliswaar over data die betrekking hebben op energieverbruik per gebied in het net, maar niet uitgesplitst naar specifieke sectoren, waaronder het specifieke vermogen dat door de industrie wordt afgenomen.
Het Centraal Bureau voor de Statistiek (CBS) en Energie Nederland geven wel informatie over het algemene energieverbruik per sector, maar niet uitgesplitst naar verschillende gebieden in het net. Zo is de industrie (inclusief raffinaderijen) verantwoordelijk voor 44% van het totale Nederlandse energieverbruik2 en voor 30% van het elektriciteitsverbruik3. Het gaat hierbij dus over verbruik in een geheel jaar. Niet over het vermogen dat wordt afgenomen.

Vraag 3

Wat is de inschatting van de netbeheerders van het potentieel flexibel kan worden ingezet? Kunt u dat uiteenzetten per spanningsniveau?

Op plekken waar transportschaarste is en congestie ontstaat kan flexibel gebruik van het elektriciteitsnet ervoor zorgen dat meer elektriciteit kan worden vervoerd over hetzelfde net en er meer partijen kunnen worden aangesloten. Het is dan ook belangrijk om zoveel mogelijk flexibiliteit te ontsluiten bij gebruikers van het net, zodat er netcapaciteit vrijkomt die beschikbaar kan worden gesteld aan partijen in de wachtrij.
Inzicht in het potentieel aan flexibel vermogen is echter nog onvoldoende aanwezig bij zowel netbeheerders als bij de industriële partijen zelf. Zoals aangegeven in de Kamerbrief van 22 juni jl. over Netcapaciteit, de versnelling van de energietransitie en de noodzaak van flexibiliteit (Kamerstuk 29 023, nr. 443) is vanuit de Cluster Energie Strategieën (CES) van 2022 gevraagd naar het opgestelde flexibele vermogen. Ook is in de Integrale Infrastructuurverkenning 3035 (II3050) een gedetailleerde data-uitvraag bij de basisindustrie uitgevoerd. Hieruit bleek dat het voor de industrie complex is om data aan te leveren over vormen van flexibiliteit, zoals vraagsturing of opslag, die een groot potentieel hebben en onder welke omstandigheden investeringen in flexibiliteit rendabel zijn. De Minister van EZK heeft daarom een methodiek laten ontwikkelen die de industrie handvatten moet bieden om dat inzicht te vergroten (Kalavasta, 2023). Deze methodiek zal gebruikt worden voor de uitvraag van de CES 3.0 van najaar 2023.
Met de betrokkenen uit het Landelijk Actieprogramma Netcongestie (LAN) werk ik samen om het aanbod aan flexibiliteit te verhogen, onder andere door beter te communiceren over hoe bedrijven kunnen flexibiliseren en wat het belang daarvan is, maar ook door dit zo aantrekkelijk mogelijk te maken. Het doel hierbij is de problemen van netbeheerders en marktpartijen bij de uitvraag naar flexibiliteit weg te nemen. Nu weten marktpartijen vaak nog niet wat mogelijkheden zijn om flexibiliteit aan te bieden en wat dat hen ook oplevert. Ook netbeheerders zullen moeten leren hoe zij zo veel mogelijk kunnen inspelen op de behoefte bij de marktpartijen bij het uitvragen van meer flexibele vraag en aanbod. Hier kan ook de flexambassadeur, die ik heb aangekondigd in de Kamerbrief van 22 juni jl. een rol spelen. De taak van deze ambassadeur is onder andere de werelden van de netbeheerders en marktpartijen dichter bij elkaar brengen en knelpunten inventariseren en oplossen bij het ontsluiten van flexibel vermogen.
Tot slot is het niet alleen belangrijk hoe groot het vermogen aan flexibel aanbod is, maar gaat het ook om de locatie en tijd wanneer partijen dit kunnen aanbieden aan de netbeheerder. Netcongestie wordt immers alleen opgelost met flexibel vermogen op het juiste moment en in de juiste regio.

Vraag 4

Wat is de inschatting van de industriële bedrijven dat potentieel flexibel kan worden ingezet? Kunt u dat uiteenzetten per spanningsniveau?

Zie antwoord vraag 3.

Vraag 5

Hoe verklaart u het verschil in de antwoorden tussen vraag 3 en 4, als daar verschil in zit? Als dit niet inzichtelijk is, zou u dit niet inzichtelijk moeten maken?

Zie antwoord vraag 3.

Vraag 6

Hoe ondervangen de netbeheerders de overweging in het artikel dat het voor bedrijven moeilijk te berekenen is tegen welke prijs het aantrekkelijk is om tijdelijk op- of af te schakelen?

Partijen kunnen zelf bepalen tegen welke waarde zij flexibiliteit aanbieden bij de netbeheerders. Omdat dit nieuw is, is het begrijpelijk dat het voor bedrijven moeilijk is om expliciet te maken tegen welke prijs zij bereid zijn flexibiliteit aan te bieden. De rol voor de netbeheerders is hierin ook beperkt. Zij kunnen dit namelijk ook niet bepalen voor individuele bedrijven. Netbeheerders kunnen het partijen wel zo duidelijk mogelijk maken op welke moment en in welke mate flexibiliteit wordt gevraagd in een bepaald gebied, want zoals ook beschreven in de genoemde Kamerbrief van 22 juni jl. is het vaak zo dat het net maar enkele uren per dag vol is. Daarnaast ondersteunen netbeheerders bedrijven door zoveel mogelijk gestandaardiseerde contractvoorwaarden te hanteren die ook beschikbaar zijn op de website van Partners in Energie. Vanuit het LAN werken netbeheerders en marktpartijen momenteel actief aan oplossingen voor knelpunten die bedrijven ervaren bij het aanbieden van flexibiliteit. Hierbij wordt voor elektriciteitsproductie ook gekeken naar het vaststellen van een prijsformule om de prijs te bepalen.
Ook wordt er ingezet op betere communicatie over congestiemanagement. Zo is onlangs het platform Slimmetstroom.com gelanceerd door de netbeheerders, waar bedrijven zich kunnen laten informeren en inspiratie op kunnen doen uit voorbeeldcases.

Vraag 7

Welke inschatting maakt u van de kosten op jaarbasis voor netbeheerders als het potentiele flexvermogen wordt gerealiseerd? Kunt u dat uitsplitsen per spanningsniveau? Hoe wordt dit vervolgens terugverdiend?

Een inschatting van de kosten voor de netbeheerders voor de vergoeding van congestiemanagement als het gehele potentiële flexvermogen wordt gerealiseerd, is niet te maken. Dit heeft er onder andere mee te maken dat, zoals eerder aangegeven, er geen eenduidig beeld is van het potentieel aan flexvermogen.
Er worden al wel kosten gemaakt door netbeheerders omdat zij partijen tegen vergoeding vragen minder vermogen te gebruiken ten behoeve van congestiemanagement. Deze kosten worden verwerkt in de transporttarieven. Aan de andere kan congestiemanagement ook zorgen voor inkomsten bij de netbeheerders. Als er door congestiemanagement meer partijen kunnen worden aangesloten op het bestaande net, zonder dat daar verzwaring voor nodig is, dan zorgt dit voor extra inkomsten uit nettarieven.
In beginsel kunnen netbeheerders flexibiliteit inkopen tot aan de zogeheten financiële grens zoals is vastgelegd in Netcode elektriciteit. Deze grens bepaalt hoeveel netbeheerders maximaal aan vergoeding mogen betalen aan bedrijven ten behoeve van congestiemanagement. Dit bedrag is afhankelijk van de grootte van het congestiegebied waarvoor een congestieonderzoek wordt uitgevoerd. De gepubliceerde onderzoeken van TenneT geven een totale grens aan van ca. 115 miljoen euro. Gecombineerd met de kosten van de regionale netbeheerders komt dit neer op enkele honderden miljoenen. Wat de totale uiteindelijke kosten zijn is niet precies te zeggen, omdat het een maximale grens is die in de praktijk niet gehaald hoeft te worden. Op dit moment is de grens bijvoorbeeld nog niet in zicht omdat er in congestiegebieden significant minder flexibiliteit wordt aangeboden aan de netbeheerders. Daarnaast zijn voor veel congestiegebieden de onderzoeken nog gaande waardoor de financiële benutting nog niet bekend is.

Vraag 8

Deelt u de mening dat bedrijven dwingen om flexibel te zijn niet wenselijk is en problemen kan geven voor de rentabiliteit van bedrijven?

Van oudsher zijn bedrijven gewend aan continue beschikbaarheid van netcapaciteit en contracten zijn op die manier aangegaan. Dit wil echter niet zeggen dat bedrijven ook daadwerkelijk continue toegang tot capaciteit nodig hebben. Zoals ook in de Kamerbrief van 22 juni 2023 benoemt, kan een deel van de industriële bedrijven zijn processen niet flexibiliseren. Dat neemt niet weg dat het flexibiliseren van processen zo aantrekkelijk mogelijk moet worden, bijvoorbeeld door nieuwe contractvormen bij de netbeheerders of door herziening van de transporttarieven waar netbeheerders en de ACM nu aan werken. Hierdoor wordt het voor bedrijven die wel kunnen flexibiliseren interessant om in overweging te nemen. Bedrijven die wel in staat zijn flexibel vermogen te leveren, zullen dit dus doen op momenten en op een manier die hun bedrijfsprocessen toelaten en de rentabiliteit niet onder druk zet. De verplichting om flexibiliteit te leveren is nog niet aan de orde. In de Netcode Elektriciteit is wel een mogelijkheid voor een verplichting opgenomen voor bedrijven, maar dit zal eerst verder moeten worden uitgewerkt door netbeheerders en vervolgens moeten worden goedgekeurd door de ACM.

Vraag 9

Deelt u de mening dat ook uit dit artikel blijkt dat baseloadproductie van elektriciteit van grote waarde is in ons energiesysteem en dat dus alles op alles gezet moet worden om de twee nieuwe kerncentrales zo spoedig mogelijk te realiseren?

De productie van voldoende basislast elektriciteit is inderdaad belangrijk voor het Nederlandse energiesysteem. Kernenergie kan, in combinatie met andere energiebronnen, hier een bijdrage aanleveren. Daarom zet ik in op het langer in bedrijf houden van de huidige kerncentrale in de gemeente Borsele en worden de voorbereidingen getroffen voor de bouw van twee nieuwe kerncentrales. In mijn brief van 29 juni jl. (Kamerstuk 32 645, nr. 117) heb ik beschreven hoe we zo spoedig mogelijk tot realisatie kunnen komen, zonder daarbij de veiligheid uit het oog te verliezen.

Vraag 10

Welke additionele positieve prikkels zouden aangeboden moeten worden aan bedrijven om flexibiliteit te stimuleren? Deelt u de mening dat een positieve business case voor een bedrijf cruciaal is om daadwerkelijk flexibel gebruik te stimuleren? En niet een platte verplichting?

Vanuit het LAN wordt gekeken naar nieuwe contractvormen, zoals de Non-firm Aansluit- en Transportovereenkomsten (NFA’s) en Groeps-Transportovereenkomsten (Groeps-TO’s). Deze contractvormen hebben voor aangeslotenen meerdere positieve gevolgen. NFA’s bieden partijen op de wachtlijst de mogelijkheid toch een aansluiting te krijgen als de partij alleen transport nodig heeft op momenten buiten de piek. Bij een Groeps-TO sluit de netbeheerder een overeenkomst met een groep aangeslotenen. Binnen deze groep worden afspraken gemaakt over wie, wanneer, hoeveel verbruikt. Hierdoor kan transportcapaciteit binnen de groep efficiënt worden gebruikt en kunnen meer partijen worden aangesloten op hetzelfde net. Dit biedt ook een lager tarief voor de aangesloten partijen.
Zoals ik ook bij vraag 8 aangeef, is een verplichting voor het leveren van flexibiliteit nog niet aan de orde. Niet alle bedrijven zullen in staat zijn hun bedrijfsprocessen aan te passen. Een aanzienlijk deel van de bedrijven is echter wel in staat flexibiliteit te leveren, maar is hier nog onvoldoende mee bekend. Dit vraagt om een gedragsverandering, bedrijven zullen hun bedrijfsprocessen moeten evalueren en mogelijk bepaalde momenten in het proces moeten aanpassen.

Vraag 11

Hoe staat het met de plannen van de netbeheerders om tot smart grids te komen? Welke tijdsspanne is daarvoor in gedachten en lopen de netbeheerders hierbij op schema?

Het Smart Grid is niet één specifieke technologie, maar een technologisch concept dat verschillende doelen dient en dat verschillende functionaliteiten combineert. De essentie van het Smart Grid concept is het uitrusten van elektriciteitsdistributienetten met ICT; dit met als doel om de betrouwbaarheid en de benutting van deze netten te optimaliseren. Een wezenlijk onderdeel van het Smart Grid concept is de slimme meter. De uitrol van de slimme meter is inmiddels afgerond en in meer dan 90% van de Nederlandse huishoudens is een slimme meter geïnstalleerd. Daarnaast investeren de Nederlandse (distributie)netbeheerders in Distributie Automatisering, technologie om de observeerbaarheid en de stuurbaarheid van laag- en middenspanningsnetten te vergroten, waardoor de betrouwbaarheid verder kan worden verhoogd en de beschikbare netcapaciteit zo goed mogelijk kan worden benut en zoveel mogelijk aan afnemers beschikbaar kan worden gesteld – met andere woorden, «dat er scherp aan de wind gezeild kan worden».
Ook de Real Time Interface (RTI) waaraan netbeheerders en marktpartijen gezamenlijk werken, vormt een ontwikkeling die past in de ontwikkeling naar «slimmere netten». De Real Time Interface maakt het mogelijk dat de netbeheerder – als dat om technische redenen noodzakelijk is en op basis van gezamenlijke afspraken – de elektriciteitsproductie van zonne- en windinstallaties op een bepaald moment aanstuurt.
Het Smart Grid concept legt ook verbindingen tussen het netwerk en de netbeheerder en de klant en zijn installatie. Zo zijn steeds meer huishoudelijke apparaten voorzien van een Wifi-verbinding en stuurbaar via apps; dit laatste geldt ook voor het laadgedrag van elektrische auto’s. Door deze In Home Automation/domotica via de slimme meter te verbinden met de ICT die in de distributienetten wordt geïnstalleerd en dit te combineren met een Home Energy Management Systeem (HEMS) en eventueel een thuisbatterij, neemt de flexibiliteit van het energiesysteem toe. Dit komt doordat huishoudens beter in staat zijn om hun energiegebruik (zowel afname als levering) af te stemmen op de actuele vraag of aanbod in het energiesysteem op dat moment. Deze ontwikkeling draagt bij aan de energietransitie. Een exacte planning voor de uitrol van «het» Smart Grid is echter niet te geven en de impact van het concept op het mitigeren van het actuele tekort aan netcapaciteit is beperkt.

Vraag 12

Bent u bereid om op zeer korte termijn het delen van aansluitcapaciteit voor bedrijven mogelijk te maken of zo bedrijven in staat te stellen congestieproblematiek lokaal in collectief verband op te lossen?

In het LAN zijn meerdere acties gericht op nieuwe contractvormen die gericht zijn op het delen van capaciteit. Dit biedt netgebruikers de mogelijkheid samen te werken op het gebied van transportvraag. Per saldo zullen de samenwerkende gebruikers minder capaciteit van het net vragen. Naast de ruimte die hierdoor op het net wordt gecreëerd, heeft dit een financieel voordeel voor de netgebruikers in de vorm van een lager tarief. Een andere vorm waarop capaciteit kan worden gedeeld betreft het zogeheten «Cable Pooling» ofwel het delen van een aansluitkabel door verschillende entiteiten. Momenteel is dit al mogelijk voor zon- en windassets. In de nieuwe Energiewet wordt verkend hoe dit breder kan worden ingezet door Cable Pooling ook voor energieopslag en -conversie mogelijk te maken.

Vraag 13

Welke verbeteringen komen er op het vlak van het lonend maken van flexibel stroomgebruik in de nieuwe Energiewet?

De Energiewet biedt een stevige juridische basis voor nieuwe instrumenten om flexibel stroomgebruik te bevorderen, zoals de genoemde nieuwe contractvormen. De Energiewet laat zo duidelijker ruimte voor netbeheerders en ACM om dergelijke verbeteringen en veranderingen door te voeren. Ten eerste krijgen netbeheerders in de Energiewet een expliciete taak om flexibiliteitsdiensten in te kopen om congestieproblematiek op te lossen of te voorkomen. Daarvoor wordt hen ook opgedragen om in methoden en voorwaarden specificaties voor deze inkoop en gestandaardiseerde marktproducten op te nemen. Voor een belangrijk deel is dit al uitgewerkt in bestaande methoden en voorwaarden. Met het oog op de congestieproblematiek en in het kader van het LAN, onderzoeken netbeheerders constant of nieuwe producten ontwikkeld of toegangsdrempels verlaagd kunnen worden. Voorbeelden hiervan zijn de eerder genoemde nieuwe contractvormen.
Ten tweede bevat de Energiewet, op enkele uitzonderingen na, geen invulling van de nettarievenstructuur en maakt deze duidelijk dat de bevoegdheid hiervoor ligt bij de netbeheerders en de ACM. Binnen deze ruimte wordt door netbeheerders, de ACM en andere stakeholders momenteel gewerkt aan een herziening van de transporttarievenstructuur, zodat deze meer rekening houdt met de mate van congestie die bestaat in de netten. Een dergelijke, dynamische transporttarievenstructuur beloont partijen die hun elektriciteitsverbruik verplaatsen naar momenten waarop het net minder druk bezet is. Nog dit jaar verwacht Netbeheer Nederland een voorstel voor te leggen bij de ACM om nettarieven dynamischer te maken voor partijen die zijn aangesloten op het hoogspanningsnet van TenneT. Dit zou dan vanaf 2025 kunnen gaan gelden.

Vraag 1

Bent u voornemens in het Nationaal Programma Energiesysteem (NPE) aandacht te besteden aan nut en noodzaak van koolstofarme waterstof in het energiesysteem van de toekomst, aangezien u in de beantwoording op schriftelijke vragen stelt dat zowel hernieuwbare als koolstofarme waterstof een belangrijke rol moeten spelen in het behalen van onze CO2-reductiedoelen, snelle opschaling van waterstofproductie essentieel is en het kabinet inzet op waterstofproductie met Carbon Capture en Storage (CCS) waar de inzet van hernieuwbare waterstof niet of niet tijdig voldoende mogelijk is (Aanhangsel Handelingen 2022/23, nr, 1852)?1

Ja.

Vraag 2

Hoeveel hernieuwbare waterstof is er in 2030, 2040 en 2050 nodig, gelet op de doelstelling van de Europese Unie dat in 2030 42% van de waterstof in de industrie afkomstig moet zijn van hernieuwbare brandstoffen van niet-biologische oorsprong en gelet op de klimaatdoelen van Nederland in het algemeen? Hoeveel daarvan zal uit hernieuwbare bronnen komen en hoeveel zal koolstofarme waterstof betreffen?

Zoals geschetst in het concept NPE ziet het kabinet een belangrijke rol voor waterstof in de ontwikkeling van het energiesysteem en het voldoen aan onze klimaatdoelen richting 2050.2 Hoeveel hernieuwbare en koolstofarme waterstof er in de toekomst precies nodig is, is nog niet bekend. Met het concretiseren van de verduurzamingsplannen in de industrie in het Nationaal Programma Verduurzaming Industrie, en het concretiseren van de verduurzamingsplannen in overige sectoren, zullen de benodigde volumes de komende jaren steeds duidelijker worden. In het definitieve NPE dat gepland is te verschijnen aan het einde van dit jaar, zal het kabinet nader beschrijven met welke ontwikkeling van de waterstofvraag het richting 2050 rekening houdt.
Ter indicatie van de toekomstige waterstofvraag biedt de recente scenariostudie ii3050 van de netbeheerders inzicht.3 Deze studie schetst bandbreedtes voor het totale binnenlandse waterstofgebruik van circa 310–510 PJ in 2040 en circa 365–610 PJ in 2050. In het begin zal het aandeel van koolstofarme waterstof hierin groter zijn dan dat van hernieuwbare waterstof. Richting 2050 verwacht het kabinet dat eerst grijze, maar daarna ook blauwe waterstof steeds meer vervangen wordt door hernieuwbare waterstof(dragers).
Op basis van het huidige gebruik van waterstof in de industrie en het energiegebruik in de mobiliteit is de schatting dat in 2030 voor de verwachte bindende EU-waterstofdoelen ten minste 45 PJ aan waterstofdragers moet voldoen aan de eisen voor «hernieuwbare brandstof van niet-biogene oorsprong» (35 PJ vanuit de industrie en 10 PJ vanuit mobiliteit). Het restant van de waterstofvraag vereist voldoende aanbod van niet-hernieuwbare waterstof. Voor de industrie is de vraag naar niet-hernieuwbare waterstof naar verwachting al meer dan 100 PJ in 2030. Het kabinet streeft ernaar het aandeel grijze waterstof daarin zo klein mogelijk te maken, onder meer door steun voor CCS.

Vraag 3

Bent u het met de indiener eens dat de industrie in een vroeg stadium vertrouwen nodig heeft in de ontwikkeling van de waterstofmarkt en dat het dus verstandig is om ook de producenten van blauwe waterstof duidelijkheid te bieden? Is het verstandig om af te spreken dat eventuele tekorten aan hernieuwbare waterstof mogen worden aangevuld met koolstofarme waterstof, zodat waterstof in ieder geval beschikbaar is voor de industrie?

Op basis van verschillende rapporten (zie ook de eerder genoemde ii3050) en gesprekken met bedrijven (voor bijvoorbeeld de Cluster Energie Strategieën) verwacht ik dat de totale waterstofvraag in Nederland en buurlanden nog lang groter zal zijn dan het potentiële aanbod van hernieuwbare waterstof (inclusief import). Om die reden voorzie ik een robuuste vraag naar koolstofarme waterstof, gesteund door de verwachte stijging van de CO2-prijs als gevolg van het Europese emissiehandelssysteem (EU ETS). Ik zet in op snelle realisatie van grensoverschrijdende infrastructuur voor waterstoftransport en -opslag om producenten van koolstofarme waterstof te helpen die grote waterstofvraag efficiënt te bedienen.
Natuurlijk is het wel van groot belang dat de markt duidelijkheid krijgt over het instrumentarium voor waterstof. Over het instrumentarium voor productie van blauwe waterstof bestaat al duidelijkheid; zie het antwoord op vraag 4. Dit najaar wil ik daarnaast duidelijkheid geven over het instrumentarium voor hernieuwbare waterstof; over de hoofdlijnen van dit instrumentarium kunt u lezen in mijn recente brief.4 Dit najaar moet dus duidelijk zijn, ook voor (beoogd) producenten van koolstofarme waterstof, welke prikkels producenten en gebruikers van waterstof kunnen verwachten.
Tijdelijke fysieke tekorten opvangen met niet-hernieuwbare waterstof is technisch mogelijk. Tegelijkertijd wil ik voorkomen dat bedrijven ongelimiteerd koolstofarme waterstof kunnen inzetten waardoor er onvoldoende vraag naar hernieuwbare waterstof ontstaat en de opschaling van import en elektrolyse stagneert. De inzet van koolstofarme waterstof in plaats van hernieuwbare waterstof zal ook niet kunnen meetellen voor de verwachte bindende waterstofdoelen uit de EU-richtlijn voor hernieuwbare energie (Renewable Energy Directive – RED III; zie voor een toelichting op deze doelen mijn recente brief).

Vraag 4

Hoe kunt u aan toekomstige producenten van koolstofarme waterstof uit aardgas in Nederland voldoende zekerheid bieden dat hun investeringen ook terugverdiend kunnen worden?

Toekomstige producenten van koolstofarme waterstof uit aardgas kunnen de benodigde investering in CCS mede financieren met behulp van SDE++-subsidie. Er is geen financiële ondersteuning vanuit de overheid voor investeringen in nieuwe waterstofinstallaties op basis van aardgas. Dergelijke investeringen zullen rendabel worden door vermeden kosten van het EU ETS en/of de CO2-heffing (bij eigen gebruik van de waterstof), of inkomsten uit de verkoop van koolstofarme waterstof aan derden. Door de oplopende CO2-prijs zal de vraag naar koolstofarme waterstof naar verwachting sterk stijgen. Die extra vraag ontstaat niet alleen in de Nederlandse industrie, maar ook in andere sectoren, bijvoorbeeld de elektriciteitssector, en onze buurlanden, met name Duitsland.

Vraag 5

Welke rol ziet u voor blauwe waterstof gemaakt uit aardgas op de Noordzee? Hoe zorgt u ervoor dat de investeringsbereidheid hiervoor op peil blijft?

Aardgas uit de Noordzee is beter voor het klimaat dan geïmporteerd aardgas. Aan gaswinning uit kleine gasvelden heeft het kabinet voorwaarden gesteld waaronder op het gebied van veiligheid. Koolstofarme waterstof uit aardgas op de Noordzee kan een belangrijke bijdrage leveren aan het halen van de klimaatdoelen en opschaling van de waterstofmarkt. De investeringsbereidheid zal toenemen naarmate de inkomsten als gevolg van het EU ETS, CO2-heffing en/of verkoop van koolstofarme waterstof stijgen.

Vraag 6

Kunt u aangeven op welke wijze de ons omringende landen binnen de Europese Unie omgaan met de voorgenomen RFNBO-doestelling in de RED-III? Kunt u aangeven op welke wijze u voornemens bent om producenten en gebruikers van waterstof binnen Nederland een level playing field te bieden indien blijkt dat de concurrentiepositie van bedrijven in Nederland negatief wordt beïnvloed door een andere wijze en/of tempo van implementatie van REDIII-doelstellingen ten aanzien van industrieel gebruik van waterstof?

Bij de vormgeving van het instrumentarium voor hernieuwbare waterstof houd ik zeker rekening met het beleid van buurlanden en de interne markt waarop Nederlandse bedrijven zullen moeten concurreren. Om die reden onderhoud ik nauw informeel contact met andere EU-landen over hun beleidsvoornemens, onder meer in Pentalateraal verband. Zo wil ik voorkomen dat er een grote discrepantie ontstaat tussen het beleid in Nederland enerzijds en het beleid in buurlanden anderzijds. Op dit moment zie ik echter nog geen buurlanden met vastgesteld beleid gericht op de RFNBO-doelstelling in de industrie. Natuurlijk hebben de meeste landen om ons heen wel bredere waterstofstrategieën en beleidsvoornemens gepubliceerd; het meest concrete voorbeeld is bijvoorbeeld het Duitse initiatief H2Global ter ondersteuning van RFNBO-import. Op basis van deze strategieën en beleidsvoornemens verwacht ik dat het voorgenomen Nederlandse beleid zoals ik dat op hoofdlijnen beschrijf in mijn recente brief5, met een mix van normering en subsidiëring en ondersteuning van zowel productie als import, goed aansluit bij het beleid in de landen binnen de Europese Unie om ons heen.
Voor het beleid gericht op de RFNBO-doelstelling in de RED-III voor de transportsector verwijs ik naar de brief van de Staatssecretaris van Infrastructuur en Waterstaat hierover aan het begin van dit jaar.6 Dit najaar starten daarvoor de internetconsultaties.

Vraag 7

Kunt u aangeven waarom in de studie «Technological scope and potential cost reductions early phase scale-up» die u heeft laten uitvoeren in het kader van de voorjaarsbesluitvorming ten aanzien van het klimaatpakket de optie van paarse waterstof ontbreekt? Waarom wordt waterstof uit kernenergie niet meegenomen als serieuze optie?

Ook projecten voor productie van paarse waterstof profiteren van de technologische ontwikkeling als gevolg van de ondersteuning uit het Klimaatfonds. Voor de ontwikkeling van de verschillende vormen van elektrolysetechnologie is het immers irrelevant uit welke bron de elektriciteit komt; dit kan ook elektriciteit uit kernenergie zijn.

Vraag 1

Wat is uw reactie op het feit dat huizenbezitters onvoldoende zicht hebben op subsidies en leningen om hun woningen te verduurzamen?1

Het artikel beschrijft dat zonnepanelen geld opleveren, zelfs als woningeigenaren geen spaargeld hebben en lenen bij het Warmtefonds. Woningeigenaren kunnen bij het Warmtefonds verantwoord lenen tegen aantrekkelijke voorwaarden. Daarnaast beschrijft het artikel drie punten die ook mijn aandacht hebben: niet alle woningeigenaren weten van het bestaan van de aantrekkelijke subsidies en leningen, sommige mensen vinden de aanvraag ingewikkeld en sommige mensen willen niet lenen. Zie verder het antwoord op vraag 2.

Vraag 2

Welke stappen gaat het kabinet zetten om duidelijkheid over alle regelingen en maatregelen beter te laten landen bij huizenbezitters?

De overheid stimuleert woningeigenaren op verschillende manieren om hun huis te verduurzamen: het geven van informatie, ontzorging, financiële prikkels en in sommige gevallen normering. Om meer duidelijkheid te geven, zorgen we dat woningeigenaren steeds meer kunnen regelen vanuit de website Verbeterjehuis.nl. De website heeft een verbetercheck waarop mensen eenvoudig zien wat verduurzaming kost, wat het oplevert en hoeveel subsidie ze kunnen krijgen. Praktisch gaat dat als volgt. Mensen klikken aan wat voor huis ze hebben, bijvoorbeeld een rijtjeshuis van 90 vierkante meter uit de jaren zeventig met oud dubbel glas. Daarna klikken mensen aan wat voor energiebesparende maatregelen ze willen. Bij iedere stap is extra uitleg beschikbaar. De website maakt vervolgens een voorbeeldberekening met de kosten van de maatregelen en de jaarlijkse besparing op gas, stroom en CO2. De website laat ook zien hoeveel subsidie je kunt ontvangen. Daarnaast hebben veel gemeenten ook subsidie beschikbaar, soms voor bepaalde wijken. Verbeterjehuis.nl noemt de subsidies die je gemeente aanbiedt. Veel organisaties, zoals energieloketten, helpen woningeigenaren door de subsidie voor hen aan te vragen. We integreren al deze onderdelen steeds meer op deze website. Daarnaast zullen gemeenten ook in het kader van de lokale isolatieaanpak en wijkuitvoeringsplannen bewoners informeren over de verschillende mogelijkheden voor financiering en subsidie.

Vraag 3

In de Kamerbrief over voorjaarsbesluitvorming Klimaat staat dat de Minister voor Volkshuisvesting en Ruimtelijke Ordening de informatievoorziening voor financieringsopties voor verduurzaming zal verbeteren en dat dit een verplicht onderdeel van een hypotheekgesprek wordt. Welke stappen gaat u hiervoor nemen en wanneer zal de maatregel in werking treden?

Informatie over financiering voor verduurzaming staat op Verbeterjehuis.nl. Zie ook het antwoord op vraag 2. Het voornemen is om bij de leennormen voor de hypotheek vanaf 1 januari 2024 rekening te houden met het energielabel van de woning, waardoor de hypotheekadviseur in het adviesgesprek met de koper vanzelfsprekend aandacht zal besteden aan verduurzaming. Bij de leennormen voor 2024 zal de energiezuinigheid van de woning worden ingeschat aan de hand van het energielabel van de woning. Een energie-onzuinige woning wordt als uitgangspunt genomen voor het bepalen van de leenruimte. Als iemand een woning koopt met een lager energieverbruik of energiebesparende maatregelen neemt, kan dan een hoger hypotheekbedrag worden verkregen, omdat er lagere energielasten zijn. Verder zijn de financieringsopties voor verduurzaming onderdeel van de examenstof voor «adviseur consumptief krediet» en «adviseur hypothecair krediet». De adviseurs krijgen verduurzaming dus mee in hun opleiding en via bijscholing.

Vraag 4

Binnenkort wordt de inkomensgrens voor een renteloze lening via het warmtefonds verhoogd naar €60.000. Hoe gaat u zorgen dat huizenbezitters die hier aanspraak op kunnen maken hiervan op de hoogte worden gebracht?

Het Warmtefonds heeft het 0% rentetarief snel ingevoerd en dat helpt bij de bekendheid, want mensen kunnen meteen aan de slag. Hieraan is breed aandacht gegeven in de landelijke media.
Informatie over de renteloze lening is verder eenvoudig vindbaar op de website van het Warmtefonds en op Verbeterjehuis.nl. Ook is deze informatie bij de lokale en regionale energieloketten beschikbaar. Daarnaast zullen gemeenten in het kader van de lokale isolatieaanpak en wijkuitvoeringsplannen bewoners informeren over de verschillende mogelijkheden voor financiering en subsidie.
Ook de energiecoaches zullen in toenemende mate in staat zijn om hierbij steun en advies te geven.

Vraag 5

Wat vindt u van het idee van het Nibud om een tool te ontwikkelen die huizenbezitters inzicht biedt in wat ze kwijt zijn voor het aanschaffen van zonnepanelen en wat ze kwijt zijn na het aanschaffen van zonnepanelen. Welke kansen en uitdagingen ziet u bij een dergelijk tool?

De website Verberterjehuis.nl van Milieu Centraal biedt deze mogelijkheid met de «Verbetercheck»2. Mensen kunnen met een paar kliks de belangrijkste kenmerken van hun huis invoeren en aangeven welke energiebesparende maatregelen ze nemen, zoals isolatie, ventilatie en HR-glas. Het is ook mogelijk om het gewenste aantal zonnepanelen mee te nemen. De Verbetercheck maakt dan een voorbeeldberekening met de kosten per maatregel en de jaarlijkse besparing. Vervolgens heeft Milieu Centraal een tool waarbij stapsgewijs in meer detail advies wordt gegeven over bijvoorbeeld de opstelling van de zonnepanelen.3

Vraag 6

Veel huizenbezitters zijn behoedzaam bij het aangaan van een lening voor het verduurzamen van hun huis. Hoe kunnen door middel van goede financiële voorlichting de zorgen bij huizenbezitters weggenomen worden?

Bij vraag 2 en 3 is beschreven hoe op Verbeterjehuis.nl en in het hypotheekgesprek betere informatie wordt gegeven over lenen voor het verduurzamen van het huis. Ik zie in de praktijk al een duidelijk ontwikkeling. In 2022 hebben 4 van de 10 zittende woningeigenaren de eigen woning verduurzaamd, blijkt uit consumentenonderzoek van de AFM.4 87% betaalde dit uit spaargeld, 10% via de hypotheek en 3% via een consumptief krediet (zoals het Warmtefonds). 34% van de eigenaren die de woning nog niet heeft verduurzaamd wil dit wel op korte termijn doen. Bij nieuwe hypotheekaanvragen zien we al enkele jaren een stijging van het aandeel hypotheken met financiering voor energiebesparende maatregelen. In 2021 was dit 8%, in 2022 11,2% en in Q1 2023 al 14,9%. De NHG ziet zelfs bij 21% van de aankoophypotheken voor een woning het meefinancieren van duurzame maatregelen.5
Ook uit onderzoek van het Warmtefonds bleek eerder dat huizenbezitters behoedzaam waren bij het aangaan van een lening. De onlangs ingevoerde renteloze lening voor woningeigenaren met een verzamelinkomen tot zestigduizend euro, is een belangrijke manier om de drempel om te verduurzamen te verlagen. Verder wordt onderzocht hoe een verkort advies voor een hypotheek op een voor de klant verantwoorde en betaalbare manier kan worden gegeven. Uitkomsten van dit onderzoek verwacht ik in de zomer van 2023.
Verder is belangrijk dat het verhaal van deze aantrekkelijke energiebespaarleningen zich verder verspreid via financieel adviseurs en installateurs door de kracht van de boodschap. Gemiddeld lenen mensen 14.000 euro. Met een rente van vier procent is de maandelijkse aflossing 142 euro als men kiest voor een looptijd van tien jaar. Met de mogelijkheid te kiezen voor 0% rente en een looptijd van twintig jaar is de maandelijkse aflossing slechts 58 euro. In veel gevallen zal de energiebesparing dan zo gunstig uitvallen, dat de eigenaar daarmee in feite de aflossing van de lening betaalt. Naast de lening kan de eigenaar voor isolatiemaatregelen of een warmtepomp in veel gevallen ook subsidie aanvragen, ongeacht het inkomen. Hiermee kan een deel van de lening (vroegtijdig) worden afgelost of kan het te lenen bedrag worden beperkt.

Vraag 7

Hoe gaat u financiële ontzorgingsconcepten breed inzetten om de verduurzaming van huizen in de toekomst te helpen versnellen?

De overheid stimuleert verduurzaming met een mix van instrumenten: niet alleen met financiële prikkels, maar ook door mensen te ontzorgen zoals in de lokale isolatieaanpak en door te normeren. Deze instrumenten zetten we in samenhang in. Op de website Verbeterjehuis.nl, waar woningeigenaren steeds meer kunnen regelen, integreren we het aanbod van het Warmtefonds en de subsidies. Daarnaast zullen gemeenten in het kader van de lokale isolatieaanpak en wijkuitvoeringsplannen bewoners informeren over de verschillende mogelijkheden voor financiering en subsidie. Ook de energiecoaches zullen in toenemende mate in staat zijn om hierbij steun en advies te geven.

Vraag 1

Hoe definieert u strategische autonomie op het gebied van de energietransitie? Welke technieken en welke grondstoffen vallen daar volgens u in ieder geval onder?

Vraag 2

Deelt u de mening dat het van belang is om onze strategische autonomie op het gebied van de energietransitie te versterken? Wanneer zou volgens u de strategische autonomie van Nederland op het gebied van de energietransitie in gevaar zijn? Welke kwantitatieve en kwalitatieve parameters gebruikt u daarbij?

Ja. Het kabinet wil dat Nederland en de EU eigen keuzes kunnen maken bij het borgen van onze publieke belangen. De energietransitie is één van de centrale opgaven waar Nederland en de EU voor staan. De publieke belangen op het terrein van leveringszekerheid en betaalbaarheid van het energiesysteem dienen te worden geborgd. Keuzes over de wijze waarop deze transitie wordt vormgegeven moeten zonder beïnvloeding van buitenaf kunnen worden gemaakt.
Het mitigeren van risicovolle strategische afhankelijkheden is één van de prioriteiten van het kabinet en de EU. Afhankelijkheden zijn niet per definitie problematisch: wederzijdse afhankelijkheden vormen de hoeksteen van het mondiale handelssysteem, waardoor specialisatie kan optreden, innovatie wordt gestimuleerd, producten toegankelijk blijven, wetenschappelijke kennis circuleert en onze welvaart en koopkracht toeneemt. Zodra er echter sprake is van risicovolle strategische afhankelijkheden, kan mitigatie daarvan wenselijk zijn. Bedrijven dragen zelf verantwoordelijkheid voor hun waardeketens en hebben zelf baat bij het verminderen van risicovolle strategische afhankelijkheden. De overheid heeft een verantwoordelijkheid om ervoor te zorgen dat publieke belangen gewaarborgd zijn. Waar een publiek belang onder disproportionele druk komt te staan, en de markt en het bedrijfsleven dit risico onvoldoende adresseren of hiertoe niet in staat zijn, ligt een rol voor de overheid voor de hand. De afgelopen periode zijn er verschillende kwantitatieve onderzoeken uitgevoerd naar afhankelijkheden van Nederland en de EU, zoals onder andere de geo-economische monitor1, 2 en het onderzoeksproject «EU strategic dependencies and capacities»3 van de Europese Commissie. Daarnaast lopen er nog verschillende andere onderzoeksprojecten. Zo doet TNO onderzoek naar een effectieve methodiek om productgroepen aan elkaar te koppelen en daarmee waardeketens en hun kwetsbaarheden op meer detailniveau inzichtelijk te maken. Dit onderzoek wordt naar verwachting eind oktober 2023 met uw Kamer gedeeld. Door middel van een vrijwillige Nederlandse bijdrage onderzoekt de OESO de wederzijdse economische impact van handelsbeperkingen tussen landen(groepen). Dit onderzoek is naar verwachting einde 2023 afgerond. The Hague Centre for Strategic Studies (HCSS) onderzoekt de rol van Nederlandse bedrijven in wereldwijde grondstoffenketens.
Kwantitatieve onderzoeken naar strategische afhankelijkheden vinden veelal plaats op basis van door de douane verzamelde handelsdata en geven daarmee op geaggregeerd niveau een overzicht van afhankelijkheden die mogelijk een probleem kunnen vormen voor Nederland en de EU. Door onder andere de complexiteit van waardeketens, de veranderlijke aard van afhankelijkheden en gebrekkige data is het lastig en onwenselijk om op basis van kwantitatieve data alleen te bepalen waar de risico’s van strategische afhankelijkheden zich bevinden. Daarom is aanvullende kwalitatieve analyse nodig. In de Kamerbrief Strategische Afhankelijkheden van 12 mei jl. is toegelicht welke kwalitatieve vragen gesteld kunnen worden bij het uitvoeren van deze analyse. In deze brief is verder aangegeven dat een dialoog met de private sector van belang is bij deze analyse en het vervolgtraject.

Vraag 3

Bent u ervan op de hoogte dat volgens het Internationaal Energieagentschap (IEA) China op dit moment de grootste producent is van alle grote schone technologieën en ook de gehele productieketens hiervan domineert? Hoe apprecieert u dit? Welke risico’s brengt dit met zich mee voor de strategische autonomie van Nederland?

Ja. Het IEA analyseert dat in het rapport uit 20224. Het rapport gaat in op de complexe relatie tussen grondstoffen en de vooruitzichten voor een veilige en snelle energietransitie. Naast vooruitzichten van de vraag naar grondstoffen onder verschillende technologische en beleidsscenario's, onderzoekt het rapport of de huidige investeringen in grondstoffen voldoen aan de behoeften van een snel veranderende energiesector. Het rapport benadrukt de hoge geografische concentratie van productie, inclusief de hoge concentratie van verwerkingsactiviteiten, in China als een belangrijke kwetsbaarheid voor de energietransitie. Deze kwetsbaarheid knelt zodra mochten investeringen in productiecapaciteit niet aan de vraag voldoen, of in geval van potentiële geopolitieke risico's binnen of tussen producerende landen. Het rapport geeft aanbevelingen voor een nieuwe, allesomvattende benadering voor het veiligstellen van kritieke grondstoffen. Deze aanbevelingen zijn: zorgen voor adequate investeringen in gediversifieerde bronnen van toeleveringsketens; bevorderen van technologische innovatie in alle segmenten van de waardeketen; opschalen van recycling; versterken veerkracht van toeleveringsketen en markttransparantie; integreren van hogere normen op het gebied van milieu, sociaal beleid en bestuur en versterken van internationale samenwerking tussen producenten en consumenten.
China vormt een onmisbare schakel voor een spoedige energietransitie. Zonder de significante Chinese productie- en technologische capaciteiten zijn Nederland en onze Europese partners niet in staat om de energietransitie in het voorziene tempo te realiseren, mede vanwege het gebrek aan substitutiemogelijkheden. Zoals reeds aangegeven in de Kamerbrief over ontwikkelingen in het Chinabeleid5 acht het kabinet een dergelijke stapeling van afhankelijkheden problematisch, mede omdat China eerder aangetoond heeft bereid te zijn om grondstofafhankelijkheden geopolitiek in te zetten. In de Kamerbrief Strategische Afhankelijkheden is toegelicht welke mitigatieopties het kabinet identificeert in geval van risicovolle strategische afhankelijkheden.

Vraag 4

Kunt u aangeven wat de huidige en wat de voorspelde afhankelijkheid van China en andere niet-Europese landen is op het vlak van de eindproducten die noodzakelijk zijn voor de energietransitie? Kunt u daarbij in ieder geval ingaan op zon-pv, wind, elektrolyse, batterijtechniek, warmtepompen, en kabels voor netinfrastructuur?

De huidige en de voorspelde afhankelijkheid van China en andere niet-Europese landen voor de energietransitie is groot. In de Kamerbrief over Strategische Afhankelijkheden staat beschreven wat de aanpak van het kabinet is om inzicht te krijgen in deze afhankelijkheden6. Onderdeel van deze aanpak is ook een inventarisatie van alternatieven voor de substitutiemogelijkheden.
De Taskforce Strategische Afhankelijkheden (TFSA) is van start gegaan. Deze TFSA heeft als taak om het inzicht te vergroten in risicovolle strategische afhankelijkheden en de identificatie en prioritering van risicovolle strategische afhankelijkheden door departementen aan te jagen. In bovengenoemde Kamerbrief is o.a. het energieterrein als prioritair gebied aangemerkt. Het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat heeft hierbinnen zon-pv, windenergie, de waterstofketen, batterijtechniek, warmtepompen en kabels voor netinfrastructuur aangemerkt als ketens die nu eerst worden beoordeeld. Over de voortgang zal uw Kamer eind 2023 worden geïnformeerd.

Vraag 5

Kunt u per kritieke grondstof aangeven wat onze afhankelijkheid is? Welk aandeel komt daarvan uit China en welk aandeel is direct of indirect in handen van China in andere landen?

Er is voor Nederland geen specifieke analyse. Voor inzicht in onze afhankelijkheden van kritieke grondstoffen maakt het kabinet gebruik van de analyse van de Europese Commissie voor «kritikaliteit van grondstoffen»7. Kritieke grondstoffen zijn onmisbaar voor de productie van hernieuwbare energietechnologie voor de energietransitie en zijn ook nodig voor digitale technologieën, voor technologieën in de zorg en in defensiematerieel. Als gevolg van de groeiende wereldbevolking neemt de druk op kritieke grondstoffen toe. De Europese Commissie definieert kritieke grondstoffen als metalen en mineralen van significante economische waarde en waarvoor potentieel een leveringsrisico bestaat. Op deze lijst staan 34 kritieke grondstoffen. In de kritikaliteitsanalyse van de Europese Commissie zijn verschillende factoren meegenomen. Er wordt onder meer gebruik gemaakt van een substitutie-index voor de landen waar de EU de grondstof voornamelijk uit importeert. In de studie van de Europese Commissie wordt onder meer ingegaan op de kritikaliteitsanalyse voor windturbines op zee en zonnepanelen. Zo is China de belangrijkste producent op wereldniveau (winning en raffinage) voor de grondstoffen die gebruikt worden in windturbines op zee en zonnepanelen. Als onderdeel van de Nederlandse grondstoffenstrategie wordt geanalyseerd welke kritieke grondstoffen van deze lijst met name voor Nederland van belang zijn8 en welke grondstoffen die niet op de Europese lijst staan mogelijk ook nog aandacht behoeven, inclusief benodigd nationaal beleid.

Vraag 6

Wat is volgens u het gewenste Nederlandse aandeel in de raffinage en bewerking van deze kritieke grondstoffen die noodzakelijk zijn voor de energietransitie? Wat is hierin het Europese aandeel? Wat is het aandeel van China?

Het kabinet vindt het onwenselijk om kwantitatieve productiedoelen vast te stellen gegeven de complexiteit en veranderlijkheid van waardeketens. Bedrijven zijn in de eerste plaats zelf verantwoordelijk voor de inrichting van hun waardeketens. Waar publieke belangen in het geding komen, en de markt en het bedrijfsleven dit onvoldoende adresseren of hiertoe niet in staat zijn, ligt overheidsingrijpen voor de hand. Dit kan verschillende vormen aannemen.
Voor Nederland is het van belang dat we de voordelen van onze open economie blijven benutten. Het kabinet is een verkenning gestart naar kansen en mogelijkheden van het stimuleren van eigen raffinagecapaciteit voor grote (Europese) industrieën9. Over de uitkomsten van deze verkenning wordt u eind 2023 geïnformeerd. Over het algemeen streeft Nederland ernaar om een zekere mate van Europese zelfvoorzienendheid te hebben in de verwerking van kritieke grondstoffen, omdat dit de Europese afhankelijkheid vermindert en meer controle biedt over de toeleveringsketens.
China domineert de raffinage van kritieke grondstoffen. Zo heeft het land het grootste aandeel in raffinage van 26 zogenaamde Critical Raw Materials (CRMs)10. Europa domineert met de raffinage van hafnium in Frankrijk één CRM.11 Met de CRMA heeft de CIE voorstellen gedaan om de capaciteit voor winning, verwerking en recycling van kritieke grondstoffen in de EU te vergroten en diversificatie van waardeketens te bevorderen12.

Vraag 7

Kunt u uiteenzetten welke eindproducten en productieprocessen u cruciaal acht voor de Nederlandse strategische autonomie op het gebied van de energietransitie? Hoe zorgt u ervoor dat deze sectoren en processen in Nederland worden behouden dan wel worden aangetrokken? Welk beleid is er al?

Energie is een van de vier prioritaire aandachtsgebieden uit de Kamerbrief kabinetsaanpak Strategische Afhankelijkheden. Op het terrein van de energietransitie geeft het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat prioriteit aan de beoordeling van de productieketens voor zon-pv, windenergie en de waterstofketen op (potentiële) risicovolle strategische afhankelijkheden. Over de voortgang zal uw Kamer eind 2023 worden geïnformeerd.
Specifiek voor kritieke grondstoffen heeft het kabinet de Nationale Grondstoffenstrategie opgesteld die is gericht op het vergroten van de leveringszekerheid van kritieke grondstoffen. Grotere leveringszekerheid van kritieke grondstoffen en afbouwen van risicovolle strategische afhankelijkheden gaan hand in hand.

Vraag 8

Welke rol speelt volgens u de Europese Unie in de strategische autonomie van Nederland? Is het bijvoorbeeld volgens u acceptabel als Nederland compleet afhankelijk is van technieken of grondstoffen van andere EU-landen?

Dankzij de EU als geheel zijn we beter in staat de Europese en Nederlandse belangen te borgen dan als we dat als Nederland alleen zouden doen. Ook borgt een dergelijke aanpak het gelijk speelveld tussen lidstaten. Het kabinet kiest bewust voor nadruk op een Europees handelingsperspectief. Daarom steunt het kabinet de CRMA en de Net-Zero Industry Act (NZIA). Het grensoverschrijdende karakter van de uitdagingen, de verwevenheid van de interne markt en de slagkracht van de EU als geheel maken een Europees perspectief noodzakelijk. Het kabinet accepteert een grote mate van afhankelijkheid van andere landen in de EU.

Vraag 9

Hoe gaat Nederlandhaar aandeel leveren aan de Europese ambities om die afhankelijkheid van China omtrent de energietransitie te verminderen? Deelt u de mening dat Nederland hier ook haar verantwoordelijkheid moet nemen, bijvoorbeeld als het gaat om lokale productie van duurzame producten zoals elektrolyser, batterijen, windmolens die nodig zijn voor de energietransitie?

Zie het antwoord op vraag 4. Ja, het kabinet deelt de mening dat Nederland zijn aandeel moet leveren. In Europees verband neemt Nederland bijvoorbeeld deel aan deImportant Projects of Common European Interest (IPCEI’s) voor halfgeleiders, waterstof en cloud-infrastructuur. Daarnaast heeft Nederland een actieve rol bij de beïnvloeding van Commissievoorstellen die onder de EU Green Deal Industrial Plan vallen, met name de NZIA en de CRMA. Ook speelt Nederland een actieve rol bij het concretiseren van de gezamenlijke mededeling voor een Europese Economische Veiligheidsstrategie. Deze initiatieven dragen bij aan een weerbare EU, waardoor ook de afhankelijkheid van China in risicovolle waardeketens afneemt.

Vraag 10

Hoe ziet u de mogelijke opbouw van mogelijke strategische reserves van kritieke grondstoffen die nodig zijn voor de energietransitie in nationaal en in Europees verband?

Voor de mogelijke opbouw van strategische reserves kan worden gekeken naar zowel private als publieke initiatieven. Opbouw van strategische reserves kan een waardevol instrument zijn om risicovolle strategische afhankelijkheden te mitigeren. Mede op basis van recente Commissievoorstellen bekijkt het kabinet of de opbouw van strategische reserves opportuun is en zo ja, op welke wijze deze opgebouwd dienen te worden. Strategische voorraden kunnen hoge kosten met zich meebrengen.
Een opslagsysteem vanuit de private sector kan een optie zijn. Dat biedt de mogelijkheden voor de private sector om hun eigen waardeketens weerbaarder te maken13. De betrokkenheid van de private sector bij opbouw van de strategische reserves heeft zowel voor- als nadelen. Voordelen zijn bescherming tegen tekorten en prijsstijgingen, het afdekken van langetermijnplanning en het vermogen om te reageren op korte termijn vraagpieken. Nadeel is extra lasten voor het bedrijfsleven.
Opslagbeleidsmaatregelen kunnen noodzakelijk zijn om aanbodfluctuaties te ondervangen die bijvoorbeeld kunnen ontstaan door geopolitieke spanningen en een risico vormen voor publieke belangen. Dergelijke maatregelen bieden steun aan Europese industrieën en investeringen. In dit verband is het van belang dat er duidelijkheid komt van de Commissie over het waarborgen van het vrij verkeer van goederen, om fragmentatie van de interne markt en nieuwe belemmeringen voor ondernemers te voorkomen. Het kabinet heeft hier vragen over gesteld binnen de Raadswerkgroep onderhandelingen van de CRMA14.

Vraag 11

Welke onderdelen zijn er volgens u binnen strategische autonomie, zolas mijnbouw, recycling, raffinage, maakindustrie? Op welke van deze onderdelen van strategische autonomie heeft u al beleid? Welk beleid is dat? Waar ziet u lacunes in het huidige beleidsinstrumentarium om de strategische autonomie te vergroten?

Zie het antwoord op vraag 1 en 7. Met betrekking tot de in de vraag benoemde onderdelen mijnbouw, raffinage en recycling (onder meer in de maakindustrie), geldt dat deze ten aanzien van kritieke grondstoffen specifiek zijn geadresseerd in de Nationale Grondstoffenstrategie15. Informatie over eventuele lacunes volgt in de volgende Kamerbrief over risicovolle strategische afhankelijkheden.

Vraag 12

Welk bestaand financieel instrumentarium wordt gebruikt om de strategische autonomie te versterken, zoals innovatiesubsidies of middelen om bedrijven aan te trekken? Zijn er hiervoor voldoende financiële middelen? Waar zitten nog lacunes in het bestaande financiële instrumentarium?

In het kader van versterking van de open strategische autonomie is een goed en aantrekkelijk vestigings- en ondernemingsklimaat van belang, omdat dit de kracht en daarmee ook de weerbaarheid van de Nederlandse economie en het bedrijfsleven bevordert. Voorbeelden van financiële instrumenten die onder meer worden ingezet ten behoeve van versterking van de open strategische autonomie van de EU zijn: fiscale regelingen ter bevordering van Research en Development in het bedrijfsleven, het Nationaal Groeifonds en deelname aan IPCEI. Ook instellingen zoals Invest-NL en de regionale ontwikkelingsmaatschappijen dragen bij aan het ontplooien, aantrekken en behouden van economische activiteiten. Binnen Nederland wordt de grondstoffenstrategie geïntegreerd in het missie- gedreven innovatiebeleid, met nadruk op circulariteit van grondstoffen.
In het kader van de nationale grondstoffenstrategie wordt geïnventariseerd welke ondersteuning er vanuit Nederland, de EU en Internationale Financiële Instellingen is voor Nederlandse partijen die internationaal actief zijn in ketens van kritieke grondstoffen gericht op diversificatie en/of in de verduurzaming van internationale ketens.

Vraag 13

Ziet u mogelijkheden om via publieke aanbestedingen meer te gaan sturen op Nederlandse en Europese productie in het kader van de energietransitie? Welke mogelijkheden biedt de Europese Unie hiervoor? Gaat de net-zero industry act meer ruimte bieden hiervoor? Hoe en wanneer gaat u dit verwerken in uw eigen aanbestedingsbeleid?

Het Europese aanbestedingsrecht biedt ruimte en instrumenten om risico’s voor veiligheid en oneerlijke concurrentie te beperken. Zo kunnen inschrijvers uit landen waar geen handelsakkoord mee is of die geen partij zijn bij de Agreement on Government Procurement (GPA) worden uitgesloten van aanbestedingen. Tegen oneerlijke concurrentie zijn in 2022 in Brussel grote stappen gezet. Er zijn akkoorden bereikt over twee verordeningen die bijdragen aan het tegengaan van oneerlijke concurrentie op de Europese aanbestedingsmarkt. Het International Procurement Instrument (IPI) is gericht op het creëren van wederkerigheid tussen markten en geeft de Commissie de bevoegdheid om restricties op te leggen voor bedrijven uit derde landen op de Europese markt als er drempels worden ervaren in de toegang tot de markt uit het betreffende land. De Foreign Subsidies Regulation (FSR) is gericht op tegengaan van ongewenste invloed op de Europese interne markt en geeft de Commissie de bevoegdheid om onderzoek te doen naar subsidies die bedrijven ontvangen van landen buiten de EU. De recent gepubliceerde Net-Zero Industry Act (NZIA) draagt indirect bij aan een gelijker speelveld, doordat de eisen waar Europese bedrijven al aan moeten voldoen, nu ook gaan gelden voor bedrijven buiten de EU.
Over aanbestedingen en derde landen ontvangt u in de zomerperiode een brief die nader ingaat op het aanbestedingsrecht en de acties die het kabinet uitvoert ten aanzien van derde landen. In deze Kamerbrief zal verder worden ingegaan op het aanbestedingsbeleid, zowel de nationale als Europese inzet. Deze brief is toegezegd via de Kamerbrief van de Staatssecretaris van Digitalisering en Koninkrijksrelaties over de motie Rajkowski.16

Vraag 14

Kunt u deze vragen afzonderlijk van elkaar beantwoorden?

Ja.

Vraag 1

Welke voorbereidingen worden er getroffen voor een betaalbare energierekening in 2024?

Het kabinet heeft uw Kamer op 28 april jl. met een brief (Kamerstuk 36 200, nr. 182) geïnformeerd over de maatregelen die worden overwogen ter ondersteuning van huishoudens die kwetsbaar zijn voor hoge energieprijzen na 2023. Naast het bredere vraagstuk rond bestaanszekerheid is in deze brief uitgebreid stilgestaan bij de aanhoudende hoge energieprijzen en hoe kwetsbare gezinnen hierin tegemoet gekomen kunnen worden. Momenteel beziet het kabinet wat er aan maatregelen voor kwetsbare huishoudens na 2023 nodig is. Besluitvorming over de koopkracht zal plaatsvinden in augustus, waarbij naast de laatste koopkrachtprognose van het Centraal Planbureau (CPB) ook het actuele aanbod aan vaste contracten en de energieprijsontwikkeling meegenomen zullen worden.

Vraag 2

Zijn er al gesprekken gaande met de energieleveranciers over mogelijke opties?

In de brief van 28 april jl. bent u geïnformeerd over de maatregelen die het kabinet nog overweegt om huishoudens die kwetsbaar zijn voor hoge energieprijzen ook in 2024 te ondersteunen. Om te voorkomen dat bepaalde maatregelen in augustus toch niet uitvoerbaar blijken, is het kabinet gestart met de technische voorbereiding van de maatregelen die meer tijd vergen. Waar relevant is hierover ook contact met de energieleveranciers en de betrokken uitvoeringsorganisaties.

Vraag 3

Worden aan de hand van verschillende scenario’s opties uitgewerkt, van normale energieprijzen tot extreem hoge energieprijzen, zodat de overheid en de energiebedrijven op alle mogelijke situaties voorbereid zijn en flexibel kunnen reageren?

De huidige stand van zaken op de energiemarkt is wezenlijk anders dan een jaar geleden. De energieprijzen zijn lager en er is opnieuw een aanbod aan vaste contracten, ook met tarieven onder die van het prijsplafond. Daarnaast neemt het aantal energieleveranciers dat vaste contracten met een langere looptijd aanbiedt toe. Toch valt een plotse en sterke stijging van de prijzen, zoals die zich vorig jaar voordeed, niet uit te sluiten. Huishoudens kunnen dit risico nu echter weer zelf afdekken door een vast contract af te sluiten. De tarieven van deze contracten liggen veelal onder het prijsplafondniveau en bieden daardoor meer zekerheid. Dit alles wordt door het kabinet meegenomen in de koopkrachtbesluitvorming in augustus.

Vraag 4

Op welke manier zal er gerichte inkomenssteun worden gegeven?

Zie beantwoording vraag 1.

Vraag 5

Welke lessen zijn er getrokken uit het chaotische proces waarmee het prijsplafond tot stand kwam? Hoe wordt ervoor zorg gedragen dat dit proces minder chaotisch wordt voor 2024?

De Russische inval in Oekraïne op 24 februari 2022 en de daarop volgende geopolitieke instabiliteit hebben tot uitzonderlijke situaties op de energiemarkt geleid. Hierdoor leek de betaalbaarheid van de energierekening voor veel Nederlandse huishoudens in het geding te komen. Om deze reden maakte het kabinet op 20 september 2022 bekend dat er vanaf 1 januari 2023 voor kleinverbruikers een tijdelijk prijsplafond voor energie zou worden ingesteld. Deze regeling is vervolgens onder bijzonder hoge tijdsdruk tot stand gekomen. Om een dergelijk scenario voor 2024 te voorkomen, is het kabinet tijdig gestart met het in kaart brengen van maatregelen om tot een evenwichtig koopkracht beeld te komen. In de genoemde Kamerbrief van 28 april 2023 is hier nader op ingegaan. In de aanloop naar de definitieve besluitvorming over de koopkracht in augustus wordt een aantal van deze maatregelen nader uitgewerkt, waaronder varianten op het generieke prijsplafond. Hierover sta ik in nauw contact met de energieleveranciers.

Vraag 6

Welke oplossingen worden geboden voor mensen die in huurwoningen met een laag energielabel wonen, aangezien de energiebelasting voor gas hoog blijft maar de huurwoningen met labels E, F en G pas in 2029 zijn uitgefaseerd?

Besluitvorming over de koopkracht zal plaatsvinden in augustus. De groepen met lage inkomens en hoge energieprijzen zitten voornamelijk in de huursector. Het kabinet heeft in aanvulling op het verbod op slechte energielabels in de huursector vanaf 2029 met woningcorporaties specifieke prestatieafspraken gemaakt voor de verduurzaming van de sociale huur, waaronder uitfasering van de energielabels E, F, en G in 2028. Ook komt er een aanscherping van het Woningwaarderingstelsel in 2024, waardoor slechte labels aftrekpunten krijgen.
Verder wordt er gewerkt aan opschaling van het aantal energiefixers en energiefixteams om zoveel mogelijk huizen van huishoudens in energiearmoede te laten bezoeken en verbeteren. In 2022 is 368 miljoen euro beschikbaar gesteld aan gemeenten om huishoudens in energiearmoede te helpen energiearmoede te bestrijden. In de Kamerbrief Versnelling aanpak energiearmoede gebouwde omgeving van de Minister voor Volkshuisvesting en Ruimtelijke Ordening van 17 maart 2023 is er een verhoging met 200 miljoen euro aangekondigd om dit nog verder op te schalen.
Daarnaast heeft het kabinet in de Kamerbrief over voorjaarsbesluitvorming Klimaat het technisch uitgangspunt voor de Energiebelasting van 2025 t/m 2030 gepresenteerd. Hierin is een verlaging (t.o.v. het basispas in het regeerakkoord) opgenomen voor de nieuwe eerste schijf tot 800 m3 gas. Concreet betekent dit dat er vanaf 2025 over de eerste 800 m3 gas die een huishouden verbruikt 48,98 cent per kuub aan belasting wordt betaald. Deze schijf is uitgezonderd van de jaarlijkse verhoging die in de andere schijven wel wordt toegepast.
Op dit moment loopt er impactstudie via CE Delft onder leiding van Financiën, waarin het effect van deze nieuwe tarieven op de taakstelling van 1,2 Mton CO2 besparing wordt berekend. De koopkracht effecten worden hier ook in meegenomen. Op Prinsjesdag volgt de definitieve vaststelling van de nieuwe schijflengtes en bijbehorende tarieven. Met deze nieuwe eerste schijf voor aardgas, ontstaat in ieder geval een extra knop naast de belastingvermindering om te sturen op de energie gerelateerde lasten.

Vraag 1

Bent u op de hoogte van de aankondiging van TenneT dat zij de tarieven voor elektriciteitstransport in 2024 zal verhogen?

Ja, ik ben bekend met de tariefprognose van TenneT voor 2024.

Vraag 2

Welke gevolgen zal deze verhoging hebben voor huishoudens, mkb-ers en grootverbruikers? Hoe werkt de verdeling van deze kosten over deze drie doelgroepen? Kunt u hierbij ook de kosten die gemaakt worden door de regionale netbeheerders meenemen?

De inschatting van TenneT is dat huishoudens in 2024 circa 62 euro per jaar (excl. BTW) meer gaan meebetalen aan het hoogspanningsnet van TenneT. TenneT brengt tarieven in rekening bij de regionale netbeheerders. De regionale netbeheerders mogen deze tarieven betrekken bij hun eigen tarieven, die eveneens deels neerslaan bij huishoudens. TenneT geeft aan dat zij niet exact kan overzien hoe de stijging van haar tarieven gaat neerslaan in de tarieven van regionale netbeheerders. De tarieven voor MKB-bedrijven die zijn aangesloten op het laagspanningsnet zullen procentueel even sterk stijgen als de tarieven voor huishoudens.
De gevolgen van de tariefstijging van TenneT voor overige bedrijven zijn met name afhankelijk van het spanningsniveau waarop het bedrijf is aangesloten. Hierbij geldt dat bedrijven die zijn aangesloten op hogere spanningsniveaus financieel meer bijdragen aan het elektriciteitsnet van TenneT dan huishoudens en bedrijven die zijn aangesloten op het laagspanningsnet. De reden hiervoor is dat zij worden verondersteld meer gebruik te maken van het elektriciteitsnet van TenneT. Een hieraan gerelateerde keuze in de tariefstructuur is dat elektriciteitsafnemers die zijn aangesloten op hogere spanningsniveaus niet meebetalen aan de kosten van netten met lagere spanningsniveaus. De bovenstaande verdelingskeuzes worden samen ook wel het «cascade-beginsel» genoemd en zijn opgenomen in artikel 3.6 van de Tarievencode Elektriciteit1. De keuze om deze verdelingskeuze te hanteren valt binnen de exclusieve bevoegdheid van de Autoriteit Consument en markt (hierna: ACM) om de nettarieven vast te stellen.
De tarieven van de regionale netbeheerders voor 2024 zijn nog onbekend. Deze tarieven zijn niet alleen afhankelijk van de kosten van TenneT, maar ook van de kosten van de regionale netbeheerders. Hiervoor zullen de regionale netbeheerders deze zomer kostengegevens aanleveren bij de ACM. Begin oktober zal de ACM de tarievenvoorstellen van de regionale netbeheerders voor 2024 publiceren en rond eind november de definitieve tarievenbesluiten.

Vraag 3

Kunt u een overzicht geven van de ontwikkelingen van nettarieven van de afgelopen tien jaar? Wat is de oorzaak van deze stijging de laatste jaren?

Ik ga hieronder eerst in op de ontwikkeling van de nettarieven van TenneT tussen 2014 en 2023 en vervolgens op de ontwikkeling van de nettarieven van de regionale netbeheerders in dezelfde periode.
Grafiek 1 geeft de ontwikkeling weer van het totaal aan nettarieven dat TenneT in rekening mag brengen bij haar klanten voor haar gereguleerde taken («toegestane omzet»). In deze grafiek is niet gecorrigeerd voor inflatie. Stijgende prijzen hebben wel invloed op de kosten van netbeheerders en daarmee ook op de tarieven.
De belangrijkste oorzaak van de tariefstijging van TenneT van dit jaar en het komende jaar zit in de ontwikkeling van de kosten voor energie en vermogen. Dit zijn kosten voor onder andere «redispatch»2, netverliezen en balansvermogen. Hoeveel kosten TenneT hiervoor maakt is sterk afhankelijk van de ontwikkelingen op de energiemarkt. Bij hoge energieprijzen zijn de kosten van TenneT voor het inkopen van energie en vermogen doorgaans hoger. Mede omdat de omvang van deze kosten slecht voorspelbaar is en TenneT geen of slechts beperkte invloed heeft op de hoogte van deze kosten, heeft de ACM bepaald dat deze kosten grotendeels in de tarieven worden verwerkt. De afwijking van de kosten voor Energie en Vermogen in 2022, ten opzichte van de eerdere schatting van de ACM, wordt in 2024 in de tarieven verwerkt. Medio 2021 begonnen de energieprijzen te stijgen, wat zorgde voor hogere nettarieven in 2023. In het jaar 2022 zijn de energieprijzen het hele jaar hoog geweest, wat zorgt voor een nog hoger nettarief in 2024. Tennet verwacht dat de ACM voor 2024 de toegestane omzet gaat vaststellen op circa 2,6 miljard euro. Rond eind november wordt hierover een besluit van de ACM verwacht.
Grafiek 2 geeft de ontwikkeling weer van het totaal aan nettarieven dat de regionale netbeheerders in rekening mogen brengen bij hun klanten («toegestane inkomsten»)3. In de grafiek is niet gecorrigeerd voor de inflatie.
De toegestane inkomsten van de regionale netbeheerders elektriciteit zijn tussen 2014 en 2022 beperkt gestegen. In 2023 zijn de tarieven van de regionale netbeheerders wel significant gestegen. De belangrijkste oorzaak van deze stijging is de gestegen kosten voor het compenseren van netverliezen. Netbeheerders moeten elektriciteit kopen om te compenseren voor elektriciteit die tijdens transport fysiek of administratief verloren gaat. De kosten hiervoor waren door de hoge energieprijzen in 2022 fors hoger dan vooraf door de ACM is ingeschat en ook voor 2023 was de verwachting van de ACM dat deze kosten fors hoger zouden zijn. Om te voorkomen dat deze kostenstijging er voor zou zorgen dat netbeheerders minder kunnen investeren, heeft de ACM besloten in 2023 hogere inkomsten voor de regionale netbeheerders toe te staan4. Andere belangrijke oorzaken voor de hogere nettarieven in 2023 zijn de gestegen inflatie en de hogere tarieven die regionale netbeheerders aan TenneT moeten betalen. Het inflatiecijfer wordt door de ACM gebruikt om de kosten van netbeheerders in te schatten.
Zowel bij TenneT als bij de regionale netbeheerders hebben de hogere energieprijzen van de energiecrisis een sterke invloed op de tariefontwikkeling. Bij TenneT is de impact van de energiecrisis op de kosten het grootst en dit zal in de tarieven van 2024 het meest zichtbaar zijn. De energiecrisis is bij de regionale netbeheerders met name van invloed op de tarieven van 2023 en is naar verwachting van beperkte invloed op de tarieven van 2024. Dit komt omdat de regionale netbeheerders, anders dan TenneT, in 2023 al veel extra inkomsten mochten realiseren als gevolg van de hoge energieprijzen in 2022 en 2023. Omdat de tariefstijging van TenneT doorwerkt in de tarieven van de regionale netbeheerders, is het de verwachting dat de tarieven van de regionale netbeheerders in 2024 desalniettemin hoger uit zullen komen. Hoewel de ontwikkeling van de energieprijzen nog onzeker is, is het mijn verwachting dat de invloed van de hoge energieprijzen op de nettarieven na 2024 gaat afnemen.

Vraag 4

Kunt u een overzicht geven van de voorspelde nettarieven voor de komende 10–15 jaar? Welke stijging verwacht u? Zal het aandeel van de nettarieven als onderdeel van de energierekening stijgen?

PWC heeft in 2021 een rapport5 opgesteld over de financiële impact van de energietransitie voor netbeheerders. In dit rapport is op basis van investeringsplannen van netbeheerders en aannames over de tariefregulering een inschatting gemaakt van de tariefontwikkeling tot 2050. In dit rapport is aangenomen dat de jaarlijkse netwerkkosten van een elektriciteitsaansluiting van een regionale netbeheerder (in huidig prijspeil) met 54 procent gaan stijgen in de periode 2021–2050. PWC werkt momenteel in opdracht van de netbeheerders aan een update van dit onderzoek.
Mijn verwachting is dat door recente ontwikkelingen de tariefstijging op lange termijn hoger uit gaat komen dan in het hiervoor genoemde onderzoek is ingeschat. Dit is mede het gevolg van hogere ambities voor wind op zee en de extra investeringen die netbeheerders op land doen om elektrificatie te faciliteren. Ook door minder gunstige marktomstandigheden verwacht ik dat de tariefstijging op de lange termijn hoger uit komt dan eerder ingeschat, denk aan structureel hogere energieprijzen, hogere rentes op de kapitaalmarkt en hogere kosten voor materialen als gevolg van schaarste aan grondstoffen. Ik vind het van belang dat er goede schattingen zijn over de ontwikkeling van de nettarieven en het is daarom goed dat de netbeheerders hier onderzoek naar blijven doen.

Vraag 5

Wat doet u eraan om de stijging van de nettarieven zo beperkt mogelijk te houden?

Als gevolg van de energietransitie zal in veel situaties meer gebruik gemaakt gaan worden van elektriciteit. Om dit te faciliteren moet er veel geïnvesteerd worden in het elektriciteitsnet. Zowel vanuit het perspectief van netcongestie als voor een betaalbaar elektriciteitsnet is het gewenst dat het elektriciteitsnet zo goed mogelijk wordt benut. Veel maatregelen die reeds zijn genomen om de problematiek van netcongestie aan te pakken dragen ook bij efficiënt gebruik van het elektriciteitsnet. Voorbeelden hiervan zijn: het combineren van wind en zon op één aansluiting (cable pooling) en het vaker gebruiken de «vluchtstrook» van het elektriciteitsnet (n-1). Ten slotte zet het kabinet zich in om ook duurzame alternatieven voor elektrificatie mogelijk te maken, bijvoorbeeld door de ontwikkeling van waterstofinfrastructuur.
Op basis van de Europese wet- en regelgeving heeft de ACM als onafhankelijke regulerende instantie de exclusieve bevoegdheid om de tarieven van netbeheerders vast te stellen. De ACM moet dit doen op basis van de efficiënte kosten van netbeheerders en volgens het principe «dat de tarieven de veroorzaakte kosten weerspiegelen». De nationale wetgever mag vanwege de exclusieve bevoegdheid van de ACM nadrukkelijk niet bepalen hoe netkosten worden verdeeld over huishoudens en bedrijven. Bij het vaststellen van de nettarieven is het bevorderen van de doelmatigheid van netbeheerders een belangrijke doelstelling van de ACM.

Vraag 6

In hoeverre hebben de ontwikkelingen op het gebied van de realisatie van wind op zee effect op de stijging van de nettarieven? Hoe worden de toekomstige kosten gealloceerd? Kunt u dit uitsplitsen in grootverbruikers, mkb’ers en huishoudens?

In maart 2022 is de ambitie voor windenergie op zee verdubbeld naar ongeveer 21 GW rond 2030. Deze windenergie is hard nodig om zo snel mogelijk onafhankelijker te worden in de energievoorziening, de industrie te verduurzamen en tegelijkertijd klimaatverandering tegen te gaan. Deze verhoogde ambities op het gebied van wind op zee werken door in de geraamde kosten voor het elektriciteitsnet op zee. Na de zomer informeer ik uw Kamer over de actuele kostenramingen voor het net op zee t.b.v. de aanvullende routekaart 2030 (ca. 21 GW).
De kosten voor het elektriciteitsnet op zee worden op dit moment deels bekostigd via een rijkssubsidie en deels via de nettarieven. Voor de bekostiging van het net op zee ten behoeve van de Routekaart 2023 (ca. 3,5 GW), waarvan de laatste windparken dit jaar in gebruik genomen worden, is een subsidie uit de SDE van maximaal 4 miljard euro toegekend aan TenneT. Indien deze subsidie ontoereikend is, worden de kosten van het net op zee op basis van de Elektriciteitswet 1998 in rekening gebracht bij de netbeheerder van het landelijk elektriciteitsnet. Voor de recent geplande windparken is het uitgangspunt, zoals afgesproken in het klimaatakkoord, dat de kosten worden verwerkt in de nettarieven. De kosten voor deze windparken bedroegen in 2023 circa 100 miljoen euro en zullen in de komende jaren (sterk) oplopen door de realisatie van steeds meer windparken op zee.
Op basis van de huidige tariefstructuur van de ACM, zoals toegelicht bij het antwoord op vraag 2, worden de kosten van het landelijk elektriciteitsnet verdeeld naar rato dat gebruikers van dit net gebruik maken. Dat betekent dat bedrijven die zijn aangesloten op hogere spanningsniveaus meer meebetalen dan andere bedrijven en huishoudens. Op basis van de huidige tariefstructuur worden de kosten van TenneT voor circa 85% doorbelast aan de regionale netbeheerders.
In het wetsvoorstel Energiewet is opgenomen dat per AMvB wordt bepaald hoe de kosten voor het elektriciteitsnet op zee, die niet worden vergoed via een subsidie, in rekening worden gebracht bij andere netbeheerders. Hier kan bepaald worden dat de kosten van het net op zee niet alleen in rekening kunnen worden gebracht bij de beheerder van het landelijk elektriciteitsnet, maar ook direct bij de andere netbeheerders. Indien de Energiewet wordt aangenomen, ben ik op dit moment voornemens om, net als in de huidige situatie, alle kosten voor het elektriciteitsnet op zee in rekening te laten brengen bij de netbeheerder van het landelijke elektriciteitsnet. Ook in de huidige situatie brengt TenneT het grootste deel van haar tarieven in rekening bij de regionale netbeheerders. Overigens kan ik de niet de exacte kostenverdeling voor eindgebruikers bepalen. De ACM heeft exclusief de bevoegdheid om de tariefstructuur vast te stellen, mijn rol blijft beperkt tot aanwijzen bij welke netbeheerder de kosten van het elektriciteitsnet op zee in rekening worden gebracht.

Vraag 7

Hoe alloceren onze buurlanden deze nettarieven? Hoe financieren buurlanden de uitbreidingen van de netinfrastructuur?

Het verschilt per land hoe de windparken op zee zijn aangesloten op het elektriciteitsnet op land. In Nederland is gekozen om een aparte netbeheerder verantwoordelijk te maken voor de aanleg van een elektriciteitsnet op zee. Door deze keuze hoeven de ontwikkelaars van windparken geen elektriciteitsaansluiting naar een aansluitpunt op land te realiseren en zijn de kosten voor de ontwikkelaars van windparken lager. Deze ontwikkeling van een elektriciteitsnet op zee heeft belangrijke voordelen, zo leidt het tot een efficiënte benutting van schaarse ruimte op zowel de Noordzee als op land (voor kabeltracés en hoogspanningsstations). In bijvoorbeeld het Verenigd Koninkrijk is niet gekozen voor de realisatie van een elektriciteitsnet op zee en horen de kosten voor de elektriciteitsaansluiting bij het windpark. De windparken in het Verenigd Koninkrijk konden deze kosten betrekken bij subsidietenders.
In Duitsland is net als in Nederland gekozen voor een elektriciteitsnet op zee. Hier is gekozen voor bekostiging via een toeslag op basis van het elektriciteitsgebruik. Deze toeslag op de nettarieven wordt geïnd door de netbeheerders bij eindgebruikers op basis van hun elektriciteitsverbruik. Onder bepaalde voorwaarden kunnen bepaalde gebruikers met een hoog verbruik een korting krijgen op dit tarief. De situatie in Duitsland lijkt hiermee op de situatie in Nederland zoals deze van toepassing was voor de eerste windparken, waarbij de subsidie voor het net op zee is bekostigd uit de opslag duurzame energie (een toeslag op basis van het energieverbruik).

Vraag 8

Kunt u deze antwoorden los van elkaar beantwoorden?

Ja.

Vraag 1

Bent u bekend met het voorstel «Wettbewerbsfähige Strompreise für die energieintensiven Unternehmen in Deutschland und Europa sicherstellen – Arbeitspapier des BMWK zum Industriestrompreis für das Treffen Bündnis Zukunft der Industrie» van het Duitse Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz?1

Ja, ik ben bekend met dit Arbeitspapier (hierna: het voorstel). Het betreft een voorstel van het Duitse Ministerie van Economische Zaken en Klimaat (BMWK). Het voorstel is niet de gedragen mening van de volledige Duitse regering. De Duitse Minister van financiën heeft al aangeven de Brückenstrompreis met een maximale elektriciteitsprijs van 6 cent per kW/h, een belangrijk onderdeel van het voorstel, niet te steunen.

Vraag 2

Bent u het eens met de constatering in dit document dat energie-intensieve bedrijven in Europa de komende moeilijk kunnen concurreren met hun concurrenten in de VS of Azië? Deelt u de zienswijze zoals verwoord in het volgende citaat: «Energie-intensieve bedrijven in Duitsland en Europa hebben een brug nodig om deze bank te bereiken, zodat ze ook de komende jaren internationaal kunnen blijven concurreren.»?

Uit het IEA Electricity Market Report 20232 blijkt dat sinds eind 2020 op mondiaal niveau een stijgende trend waarneembaar is van de elektriciteitsprijzen op de verschillende groothandelsmarkten. Uit dit rapport blijkt ook dat het niveau van de Europese Index, het gewogen gemiddelde op basis van de vraag van elektriciteitsprijzen in Europa, hoger ligt ten opzichte van die van de Verenigde Staten en Japan. De prijsstijging in Europa is met name veroorzaakt door een acute schaarste in het aanbod van fossiele brandstoffen uit Rusland en tegenvallende productie van kerncentrales en waterkrachtcentrales. De elektriciteitsprijzen die individuele bedrijven daadwerkelijk betalen kunnen echter verschillen afhankelijk van de termijn en voorwaarden van de inkoopcontracten die zij hiervoor hebben.
De concurrentiekracht van de industrie is gebaseerd op meer dan de prijs die zij betalen voor energie. Het vestigingsklimaat wordt bepaald door een breed scala aan factoren zoals geografische ligging, het kennisecosysteem, toegang tot (energie)infrastructuur, opleidingsniveau van de beroepsbevolking en nabijheid van leveranciers en afnemers. Wij zijn van mening dat ondanks de hogere energieprijs Nederland nog altijd een goed vestigingsklimaat heeft. Tegelijkertijd zien we dat het vestigingsklimaat in Nederland wel onder druk staat. De hoge elektriciteitsprijs is hier een onderdeel van, net als de beperkte stikstofruimte, netcongestie en de krapte op de arbeidsmarkt. Dit onderstreept de noodzaak voor integrale blik op de verduurzaming van de Nederlandse energie-intensieve industrie en niet enkele te focussen op de energie aspecten. Daarvoor zet dit kabinet zich maximaal in binnen het Nationaal Programma Verduurzaming Industrie (NPVI) waarover ik u op 24 maart en 14 juli heb geïnformeerd (Kamerstuk 29 826, nr. 176 en nr. 196). Uitgangspunt hierbij is om te zorgen dat de energie-intensieve industrie hier in Nederland gaat verduurzamen.

Vraag 3

Hoe beoordeelt u de concrete voorstellen die in dit document worden gedaan? Hoe beoordeelt u het voorstel voor de introductie van «elektriciteits-CfD’s» en de promotie van het afsluiten van PPA’s in de industrie?

Het voorstel heeft onder andere tot doel hernieuwbare elektriciteit tegen een lage prijs (zogenaamde transformationsstrompreis) beschikbaar te stellen voor de industrie. Het voorstel stelt dat zo’n transformationsstrompreis tot stand moet komen op basis van twee onderdelen: 1) Contracts for Difference(CfD) voor elektriciteit en 2) stimulering van Power Purchase Agreements (PPA’s) voor de industrie.
Via «elektriciteits-CfD’s» moeten industriële bedrijven toegang krijgen tot hernieuwbare elektriciteit waarvan de prijs dichtbij de kostprijs ligt. Om die toegang te kunnen bieden moeten hernieuwbare elektriciteitsproductie gefinancierd worden via tweerichtingscontracten oftewel Contracts for Difference (CfD).
In het algemeen is het Nederlandse kabinet van mening dat de inzet van elektriciteits-CfD’s – met als doel de energie-intensieve industrie toegang te geven tot hernieuwbare elektriciteit voor een prijs in de buurt van de kostprijs – het gelijke speelveld tussen lidstaten niet moet verstoren. Het is dan ook van belang dat een dergelijke maatregel, indien het daadwerkelijk een vorm van subsidieringen betreft, getoetst wordt aan de geldende Europese staatsteunkaders.
In het BNC-fiche over de hervorming van de Europese Elektriciteitsmarkt wordt in het algemeen ingegaan op de kabinetspositie ten opzichte van tweerichtingscontracten (Kamerstuk: 2023D17499) en de aandachtspunten die het daarbij ziet.
Het tweede onderdeel van een hernieuwbare industriële elektriciteitsprijs is het stimuleren van het gebruik van PPA’s voor de industrie. In het algemeen zijn PPA’s interessante instrumenten waarmee (industriële) afnemers en producenten van elektriciteit de elektriciteitsprijs voor langere tijd vast leggen. Een PPA leidt hiermee tot meer voorspelbare prijzen, maar een PPA hoeft niet per se tot lagere prijzen te leiden. In het BNC-fiche over de hervorming van de Europese Elektriciteitsmarkt wordt ingegaan op de kabinetspositie ten opzichte van het stimuleren van PPA’s (Kamernummer: 2023D17499) en de aandachtspunten die het daarbij ziet.

Vraag 4

Hoe beoordeelt u het voorstel voor een maximum «overbruggingselektriciteitsprijs» zoals voorgesteld in het document? Bent u het eens met de drie argumenten die daarvoor gegeven worden, namelijk a) structureel hogere elektriciteitsprijzen o.a. door het wegvallen van Russisch gas, b) zware internationale concurrentie en een ongelijk speelveld ten overstaande van de VS en China, en c) de toegevoegde waarde en werkgelegenheid die de industrie levert, gebaseerd op geïntegreerde waardeketens en netwerkeffecten? Zijn deze argumenten ook van toepassing op de industrie in Nederland?

Zoals bij vraag 1 aangegeven is er geen sprake van een gedragen voorstel vanuit de Duitse regering, maar is er sprake van interne meningsvorming binnen de Duitse regering.
De genoemde argumenten in het document zijn herkenbaar, maar geen reden voor het kabinet om nu van koers te veranderen; een koers die bovendien Europees is afgesproken om binnen de EU juist zoveel mogelijk een gelijk speelveld te houden.
Zoals ook in het antwoord 2 opgemerkt vindt het kabinet het van groot belang dat de energie-intensieve industrie in Nederland kan verduurzamen en hier een toekomst heeft. Met dit doel hebben wij ook het Nationaal Programma Verduurzaming Industrie opgericht. Uiteraard is het kabinet zich ervan bewust dat unilaterale maatregelen van landen als Duitsland een rol kunnen spelen bij de investeringsbeslissing van individuele bedrijven. Aangezien elektrificatie van productieprocessen voor veel energie-intensieve bedrijfstakken een kansrijke verduurzamingsroute lijkt te zijn, kunnen (grote) verschillen in de (netto) elektriciteitsprijs tussen Europese landen het speelveld verstoren. Hierom zet dit kabinet zich in voor duidelijke afspraken over het gelijke speelveld en het toezicht van de Europese Commissie hierop. Dit doen wij ook in het kader van de huidige hervorming van de elektriciteitsmarkt.

Vraag 5

Hoe kijkt u aan tegen het voorstel om deze overbruggingselektriciteitsprijs van € 0,06 per kWh tot 2030 te garanderen, met als voorwaarde een duidelijke afbakening van de bedrijven die in aanmerking komen, een besparingsprikkel (80% van het elektriciteitsverbruik komt in aanmerking), een vestigingsgarantie en een plan voor klimaatneutraliteit voor uiterlijk 2045?

De kosten voor een dergelijk voorstel zijn hoog. De verwachting is dat de kosten in Duitsland 25 tot 30 miljard cumulatief zouden zijn.3 Ook zou een dergelijke aanpassing het gelijke speelveld in Europa ernstig verstoren. Mede omdat, naar verwachting, maar een beperkt aantal lidstaten de financiële slagkracht hebben om ook een dergelijk middel in te zetten.
Daarnaast is het kabinet van mening dat het maximaliseren van de stroomprijs belangrijke ontwikkelingen in de industrie en het energiesysteem remt. Dit omdat de gemaximaliseerde stroomprijs de prikkel beperkt om energie te besparen en om in te zetten op flexibilisering. Juist investeringen in flexibilisering en energiebesparing zijn, naast investeringen in verduurzaming, belangrijk voor het verdienvermogen van de industrie (op midden- en langere termijn) en voor het elektriciteitssysteem. Deze investeringen geven de industrie namelijk het vermogen om kosten te vermijden en gebruik te maken van de steeds sterker fluctuerende elektriciteitsprijzen.
Het beperken van de maximumprijs van elektriciteit tot 80% van het gebruik kan dit risico dempen, maar het is onzeker of dit het risico wegneemt. Dit omdat energieprijzen vaak maar een beperkt deel van de totale kosten voor productie zijn. Daarmee is het risico reëel dat het effect van de niet gemaximeerde 20% van de elektriciteitskosten een te klein deel is van de totale productiekosten om nog te spreken van een effectieve prikkel op energiebesparing en flexibilisering.
De ondersteuning die het kabinet biedt aan de industrie is via maatwerk en generieke subsidies erop gericht om de industrie te ondersteunen bij het maken van de overstap van fossiele energie en grondstoffen naar duurzame alternatieven. Hiermee ondersteunen we ook het (lange termijn) verdienvermogen van de Nederlandse industrie zonder dat dit de prikkels op energiebesparing en flexibilisering vermindert en tegelijkertijd de stimulering van verduurzaming maximaliseert.

Vraag 6

Deelt u de mening dat Europese lidstaten niet met elkaar zouden moeten concurreren op energieprijzen voor de energie-intensieve industrie, maar dat zij nauw moeten samenwerken om het hoofd te bieden aan de concurrentie vanuit de VS en Azië? Is er overleg geweest tussen Duitsland en Nederland over dit voorstel van Duitsland? Hoe kijkt de Europese Commissie naar dit voorstel?

Europa staat voor een gezamenlijk uitdaging hoe om te gaan met de effecten van de inval in Oekraïne. Stijgende energieprijzen voor de energie-intensieve industrie zijn daar een onderdeel van en hebben de concurrentiepositie van de Europese en Nederlandse industrie ten opzichte van de VS en landen in Azië inderdaad verslechterd. Wij werken dan ook intensief samen met onze Europese partners om te komen tot gezamenlijk oplossingen voor gezamenlijk problemen. Een voorbeeld hiervan is de Energie Efficiency Directive (hierna: EED) om de energie efficiëntie in de Europese Unie te verbeteren en zo minder energie te gaan gebruiken. In de lopende onderhandelingen over de elektriciteitsmarkthervorming zet het kabinet zich ervoor in om afspraken te maken die flexibel energiegebruik door grootverbruikers en een gelijk speelveld tussen EU landen zoveel mogelijk waarborgen.
De Europese Commissie heeft nog geen positie ingenomen ten aanzien van het Duitse voorstel omdat ze hiervoor nog onvoldoende informatie heeft. Wel heeft Eurocommissaris Vestager in de media aangegeven dat landen zeer voorzichtig moeten zijn met het subsidiëren van grote bedrijven met een korting op de elektriciteitsprijs daar waar andere Europese landen dit niet kunnen.4
Samenwerking in Europa is meer dan ooit noodzakelijk. De geopolitieke ontwikkelingen van afgelopen twee jaar hebben dit duidelijk gemaakt. Er moet in Europa een balans worden gezocht tussen een gelijk speelveld op de interne markt enerzijds en de (lange termijn) positie van de EU in het mondiale speelveld anderzijds. De Europese Commissie ziet dit ook en heeft daarom een aantal voorstellen gedaan om deze samenwerking teweeg te brengen. Het Green Deal Industrial Plan, waarover u op 8 februari 2023 bent geïnformeerd, is hier de basis van. Inmiddels is dit plan uitgewerkt in de NZIA, CRMA, en het STEP platform5. Over de eerste twee zijn de onderhandelingen in de raad inmiddels van start gegaan. In dat verband zet Nederland zich in om tot een zo effectief mogelijk pakket aan regelgeving te komen waarmee Nederland en Europa aan de slag kan om het hoofd te bieden aan concurrentie vanuit de VS en Azië.

Vraag 7

Bent u bereid op korte termijn te werken aan het harmoniseren van het beleid van lidstaten van de Europese Unie ten aanzien van de energie-intensieve industrie? Bent u bereid binnen Europa een samenwerkingsverband te vormen van lidstaten die een groot aandeel hebben in de Europese energie-intensieve industrie zoals Duitsland, Frankrijk, Italië, Spanje, Nederland, België en Ierland (ca. 90% van alle chemische producten worden in deze landen geproduceerd), waarin deze landen hun energiebeleid op elkaar afstemmen en gezamenlijk werken aan oplossingen om de energie-intensieve industrie zowel te behouden in Europa als ook te verduurzamen?

Ja ik ben bereid tot het werken aan harmonisatie van verschillende onderdelen van het beleid ten aanzien van de energie-intensieve industrie. Momenteel werk ik bijvoorbeeld aan het agenderen van Europees beleid voor hernieuwbare koolstof. Op dit moment is er, in Europa, nog te weinig aandacht voor de oplossingen die we nodig hebben op dit onderwerp, namelijk: biobased feestock, Carbon Capture and Utilisation, en chemische recycling. Dit is wel noodzakelijk omdat het de enige manier is om de chemische industrie CO2 neutraal te maken. De landen die u opnoemt hebben allemaal een (grote) chemische industrie en zijn dan ook logische partners voor een dergelijke samenwerking. Op dit moment ben ik in een verkennende fase en vraag ik in Europa aandacht voor dit probleem. De volgende stap is om tot concrete beleidssuggesties te komen die in Europa kunnen worden uitgewerkt.
Met betrekking tot energiemarkten is Nederland, gezien de verbondenheid van deze verschillende markten, voorstander van nauwe internationale en Europese samenwerking op het gebied van energiebeleid. Daarvoor is het al actief in meerdere internationale en regionale samenwerkingsverbanden zoals het Pentalateraal Energieforum en de Noordzee Energiesamenwerking (NSEC) en onderhoudt het nauwe bilaterale contacten met verscheidende landen.
Echter, het energiebeleid is primair gericht op het borgen van een duurzaam, betaalbaar en betrouwbaar energiesysteem en het stimuleren van de energietransitie in brede zin. Hierbij dient niet enkel te worden gefocust op de uitdagingen van de energie-intensieve industrie, maar ook op de uitdagingen die bestaan voor andere partijen, zoals het mkb en het huishoudens.
De elektriciteits- en energiemix van de genoemde landen is bovendien verschillend. Hierdoor kunnen verschillende oplossingen wenselijk zijn en is een volledig geharmoniseerd energiebeleid misschien niet altijd haalbaar. Naast nauwe afstemming met andere Europese landen hecht Nederland er dan ook aan om een bepaalde mate van flexibiliteit te hebben om zo de maatregelen te kunnen nemen die specifiek toegespitst zijn op de uitdagingen van de energietransitie in de Nederlandse context.

Vraag 8

Kunt u inzichtelijk maken welke prijzen energie-intensieve bedrijven in de hierboven genoemde lidstaten moeten betalen voor gas en elektriciteit, inclusief belastingen/heffingen? Hoe beoordeelt u de verschillen tussen lidstaten?

Omdat energiecontracten tussen energieleveranciers en energie-intensieve bedrijven niet openbaar zijn kan deze vraag niet exact worden beantwoord. Wel is in juni 2022 door Ecorys, in opdracht van EZK, een onderzoek gepubliceerd naar de afhankelijkheid toekomstige concurrentiepositie van de industrie van energieprijzen6. Hieruit blijkt dat binnen de EU de verschillen in prijs van energiedragers klein zijn. Verschillen tussen de EU en China zijn ook niet groot, hoewel Chinese bedrijven nu voordeel hebben van langlopende gascontracten.
Gasprijsverschillen tussen de EU en de VS waren al sinds de opkomst van schaliegas relatief groot en sinds de inval van Rusland in Oekraïne nog verder toegenomen. De verwachting is dat deze verschillen nog enkele jaren zullen aanhouden, in afwachting van nieuwe LNG-transportcapaciteit en invoer van alternatieve hernieuwbare energiedragers. De verwachting is ook dat zodra wij een duurzaam energiesysteem hebben de prijsverschillen tussen de EU, China en de VS zeer beperkt zullen zijn.

Vraag 1

Hoe is het bedrag van € 6.714 miljoen voor CO2-afvang en -opslag (CCS), zoals vermeld in de tabel in uw brief betreffende ««Beantwoording Kamervragen, stand van zaken SDE++ en resultaten SDE++ en SCE 2022» van 26 april 2023», opgebouwd?1 Kunt u beschrijven hoe het verplichtingenbudget is berekend?

Het totale verplichtingenbudget van € 6.714 miljoen dat is toegewezen aan de acht CCS-projecten in de SDE++2022-subsidieronde vertegenwoordigt de financiële verplichting voor CO2-afvang en -opslag. Dit budget bestaat uit drie componenten: het aanvraagbedrag (indieningsbedrag), de bodemprijs (basisbroeikasgasbedrag) en de subsidiabele productie. Het is de maximale subsidie die uitgekeerd kan worden.
Om het verplichtingenbudget van een CCS-project te berekenen, wordt het aanvraagbedrag gecorrigeerd met het basisbroeikasgasbedrag en vermenigvuldigd met de subsidiabele productie gedurende de looptijd van het project. Het totale verplichtingenbudget van € 6.714 miljoen is de som van de verplichtingenbudgetten van alle acht projecten. De exacte som kan ik niet onthullen vanwege de vertrouwelijkheid van informatie van de aanvragers die daarmee openbaar en/of herleidbaar zou worden.

Vraag 2

Kunt u aangeven voor welk basisbedrag de acht beschikkingen voor CCS (gebruik makend van het Aramis-project) een beschikking hebben gekregen? Kunt u daarnaast ook aangeven met welke basisprijs gerekend is? Klopt het dat gerekend is met een basisprijs van circa 40 €/ton (conform het Eindadvies Basisbedragen SDE++ 2022)? Klopt het dat het beschikkingenbudget is berekend op basis van deze 40 €/ton?

Vanwege vertrouwelijkheid kan ik niet de precieze details van de acht beschikkingen openbaar maken. Het klopt dat de basisprijs voor CCS-projecten die onder het ETS vallen 40 €/ton bedraagt, terwijl deze nul is voor CCS-projecten die niet onder het ETS vallen. Deze informatie is in overeenstemming met het Eindadvies Basisbedragen SDE++ 2022 van PBL. Het verplichtingenbudget en de hoogte van de beschikkingen is ook berekend op basis van deze 40 €/ton.

Vraag 3

Klopt het dat de basisprijs in het Eindadvies Basisbedragen SDE++ 2023 is verhoogd naar circa 79 €/ton? Deelt u de mening dat een basisprijs van 40 €/ton wel erg onrealistisch is gelet op de huidige CO2-prijs en verwachte toekomstige prijsontwikkeling in het EU ETS? Hoe hoog zou het beschikkingenbudget geweest zijn als gerekend was met 79 €/ton?

Ik hanteer het eindadvies van het PBL als basis, dat advies bedroeg inderdaad 40 €/ton in 2022 en 79 €/ton in 2023. In de SDE++ van 2023 is dat bedrag op basis van het PBL-eindadvies verhoogd naar ongeveer 79 €/ton. Het jaarlijkse uitgangspunt voor de basisprijs is het PBL Eindadvies Basisbedragen SDE++ is. Deze uitgangspunten zijn bedoeld om een realistisch beeld te geven van de basisprijs zoals vermeld in de SDE++. Het PBL hanteert hiervoor de meest recente Klimaat- en Energieverkenning (KEV). Als de basisprijs – zoals gesteld – voor CO2-reductie 79 €/ton zou zijn in plaats van 40 €/ton, dan zou het verplichtingsbudget uitkomen op € 5.379 miljoen.

Vraag 4

Kunt u een inschatting geven van de daadwerkelijke kasuitgaven voor deze 8 projecten (gezamenlijk) op basis van prijsontwikkeling van emissierechten in EU ETS zoals geraamd in de KEV2022 van het Planbureau voor de leefomgeving (PBL)?

De uitgaven voor deze 8 CCS-projecten zijn afhankelijk van de hoeveelheid CO2 die ze daadwerkelijk afvangen en opslaan. We verwachten dat deze projecten in totaal bijna 2,9 megaton CO2 per jaar zullen afvangen en opslaan gedurende een periode van 15 jaar. Het is waarschijnlijk dat de totale verwachte uitgaven voor deze 8 CCS-projecten over een periode van 15 jaar aanzienlijk lager zullen zijn dan het huidige vastgestelde verplichtingenbudget. Ik kan de exacte bedragen niet onthullen vanwege de vertrouwelijkheid van informatie van de aanvragers, die anders openbaar en herleidbaar zou worden.
Wel zijn de totale verwachte kasuitgaven voor deze 8 CCS projecten over een periode van 15 jaar ongeveer € 2,8 miljard2, uitgaande van meerjarige correctiebedragen gebaseerd op de KEV2022. Dit is een grove schatting die geen rekening houdt met eventuele vertragingen, wijzigingen of onzekerheden in de realisatie van de projecten of een andere ontwikkeling van de CO2-prijs.

Vraag 5

Deelt u de mening dat het communiceren van de uitkomsten van de SDE++ in termen van verplichtingenbudgetten vaak tot een verkeerde interpretatie leidt en dat het belangrijk is om de uitkomsten van de SDE++ op een andere wijze te communiceren, bijvoorbeeld door een realistische inschatting te geven van de geraamde kasuitgaven, uiteraard met de disclaimer dat deze gebaseerd zijn op de meest recente prognoses van energie- en CO2-prijzen?

Binnen de SDE++ zijn zowel het verplichtingenbudget als de kasuitgaven van belang. Het verplichtingenbudget vertegenwoordigt het maximale bedrag waarvoor subsidieaanvragen kunnen worden goedgekeurd, terwijl de kasuitgaven het verwachte bedrag aan uit te keren subsidie betreffen. Het verplichtingenbudget is altijd hoger dan de kasuitgaven, omdat niet alle gesubsidieerde projecten volledig worden uitgevoerd. Het verplichtingenbudget geeft geen informatie over de kosteneffectiviteit van CCS en de daadwerkelijk gemaakte kosten, maar enkel over de maximale subsidie. Bovendien kan het verplichtingenbudget onbenut blijven als gevolg van bijvoorbeeld een hogere ETS-prijs gedurende de looptijd en/of vertraging van de projecten, vergeleken met het basisbedrag.
Wat betreft de kosteneffectiviteit en efficiëntie van CCS in de SDE++, is de subsidie-intensiteit een betere maatstaf dan het verplichtingenbudget, in combinatie met de daadwerkelijke kasuitgaven. De subsidie-intensiteit geeft de verwachte kosteneffectiviteit van deze techniek weer. De verwachte subsidiebehoefte per ton CO2-reductie wordt berekend op basis van het verschil tussen het basisbedrag en de langetermijnprijs. Een lagere subsidie-intensiteit duidt op een efficiëntere techniek voor CO2-reductie, waarbij minder subsidie nodig is om dezelfde hoeveelheid CO2 te besparen. Aanvragen met een lagere subsidie-intensiteit krijgen voorrang binnen de SDE++, om ontwikkelaars te stimuleren hun projecten tegen de laagst mogelijke kosten uit te voeren en zo meer CO2-reductie te realiseren binnen hetzelfde budget. Ik ben het overigens eens dat het verplichtingenbudget meer aandacht krijgt dan de subsidie intensiteit.
Bij het openbaar maken van resultaten en communiceren over de SDE++-regeling is het belangrijk om nuance aan te brengen en rekening te houden met ondermeer energieprijzen, onderproductie en mogelijke non-realisatie. Ik zal daarom kijken hoe in de toekomst zo duidelijk en accuraat mogelijk gecommuniceerd kan worden over zowel de verplichtingenbudgetten, daadwerkelijke kasuitgaven als subsidie-intensiteit binnen de SDE++.

Vraag 6

Met welke CO2-prijs in het EU ETS zullen de CCS-projecten die de afgelopen jaren een beschikking hebben gekregen en naar verwachting gerealiseerd zullen worden, geen subsidie ontvangen? Hoe realistisch acht u het dat een of meerdere projecten een of meerdere jaren geen subsidie uitgekeerd krijgen?

Bij een hoge ETS-prijs acht ik het realistisch dat er CCS-projecten zullen zijn waar geen of weinig subsidie zal worden uitgekeerd. Dit geldt dan specifiek voor de installaties die onder het ETS-systeem vallen. Voor projecten die niet onder het ETS vallen zal er geen ETS-correctie plaatsvinden en daarom zullen zij naar verwachting jaarlijks subsidie blijven ontvangen, op voorwaarde dat zij CO2 afvangen. Op korte termijn zullen de projecten die onder het ETS-vallen in de categorie met de laagste basisbedragen ergens in de komende jaren geen subsidie meer ontvangen, en naar verwachting zullen de projecten in de categorie met de hoogste basisbedragen vanaf 2035 waarschijnlijk geen subsidie meer ontvangen.

Vraag 7

Ziet u specifiek voor CCS-projecten een risico op overwinsten in de toekomst, bij een hoge CO2-prijs? Is het wenselijk dat deze mogelijkheid er is? Heeft u overwogen of een contracts-for-difference voor CCS-projecten verstandig en uitvoerbaar is?

Op dit moment heeft er geen onderzoek plaatsgevonden naar de haalbaarheid van contracts-for-difference (CfD) als een mogelijke optie voor CCS-projecten. Wel is er aandacht voor overwinsten binnen de SDE++. Zo wordt onderzoek gedaan naar alternatieve opties voor de stimulering van zon en wind uit de SDE++-regeling, zoals vermeld in de recente Kamerbrief over de SDE++ van 26 april (DGKE-DSE / 26805981). Dit onderzoek heeft ook als doel mogelijke situaties te identificeren waarin er sprake is van overwinsten bij deze technieken en hoe daarmee om te gaan, ook omdat er in de nieuwe staatssteunrichtsnoeren (CEEAG) hiervoor nieuwe eisen zijn opgenomen en er bij het voorstel van de Europese Commissie voor de verordening ter verbetering van het EU elektriciteitsmarktontwerp (EMD) sprake is van aanpassingen op dit punt.
Daarnaast wordt een evaluatie van de gehele SDE++-regeling uitgevoerd, waarbij ook de toepassing van CCS wordt meegenomen. Het doel van deze evaluatie is om geleerde lessen en mogelijkheden voor verbetering van de gehele SDE++ te identificeren, waaronder het voorkomen van eventuele overwinsten, in lijn met de Europese kaders. De bevindingen en aanbevelingen van beide onderzoeken zullen eind dit jaar of begin volgend jaar aan uw Kamer worden voorgelegd.
Om eventuele overwinsten te voorkomen is een goede ordening van de CCS-markt van belang. Mede namens de Minister van Economische Zaken en Klimaat en de Staatssecretaris van Economische Zaken en Klimaat zal ik uw Kamer binnenkort informeren over het CCS-beleid en de ordening van de CCS-markt.

Vraag 1

Bent u bekend met de plannen van zeven bedrijven om in Noordwest Duitsland de waterstofeconomie op gang te brengen?1

Vraag 2

Kunt u inzicht geven in de plannen van deze waterstofalliantie? Wat willen deze bedrijven realiseren ten aanzien van elektrolysecapaciteit, waterstoftransportnetten en infrastructuur voor import van waterstof?

Deze waterstofalliantie bestaat uit zeven bedrijven: BP, Gasunie, Nowega, NWO, Salzgitter, Thyssengas en Uniper. Zij vormen samen het consortium dat hun geplande waterstofprojecten in Noordwest-Duitsland met elkaar wil verbinden. Het doel van het consortium is Wilhelmshaven met de industriële clusters in Noordrijn-Westfalen en Nedersaksen te verbinden om zo een noord-zuidcorridor te creëren. Wilhelmshaven heeft de ambitie om in Duitsland een nationale waterstofhub te worden voor import en productie. Met de verbinding van de noord-zuidcorridor tussen Wilhelmshaven en het Rijn-Ruhrgebied en de west-oostcorridor tussen Wilhelmshaven en Salzgitter wordt deze positie versterkt.
De verschillende projecten die binnen het consortium worden verbonden, bewegen zich door de gehele waterstofketen; van import en productie tot transport en verbruik. Zo zijn Uniper en BP bezig met de ontwikkelingen voor een ammoniak importterminal in Wilhelmshaven. Daarnaast heeft Uniper plannen voor een grootschalige elektrolysefabriek in Wilhelmshaven, die groene waterstof zal produceren met behulp van offshore windenergie uit de Noordzee.
Gasuniedochter Gasunie Deutschland beheert een transportnet voor gas in Duitsland en draagt samen met Thyssengas, NWO en Nowega bij aan het transportnetwerk rond Wilhelmshaven door bestaande pijpleidingen beschikbaar te maken en nieuwe leidingen aan te leggen. Het netwerk van waterstofpijpleidingen dat door de infrastructuurpartners wordt aangelegd zal op open-access basis beschikbaar worden gemaakt voor andere bedrijven.

Vraag 3

Welke rol speelt Gasunie, een Nederlandse staatsdeelneming, in dit project?

Gasunie is via Gasunie Deutschland betrokken bij de ontwikkelingen van het waterstofnetwerk aan Duitse zijde en draagt daarmee bij aan de Duitse waterstofambities. Daarnaast werkt Gasunie in Nederland aan de ontwikkeling van het transportnet voor waterstof. De ontwikkelingen aan Nederlandse en Duitse zijde van de grens dragen bij aan de ontwikkeling van een Noordwest-Europese waterstofmarkt.
Gasunie Deutschland is infrastructuurpartner in het consortium. De andere infrastructuurpartners zijn Thyssengas, NWO en Nowega. Alle vier de bedrijven maken leidingen beschikbaar voor het geplande waterstoftransportnetwerk van Wilhelmshaven naar het Ruhrgebied. De prioriteit ligt hierbij op het hergebruik van bestaande leidingen. Nieuwe pijpleidingen worden aangelegd waar hergebruik niet mogelijk is.

Vraag 4

Deelt u de mening dat het opbouwen van een waterstofinfrastructuur in nauwe samenwerking met de ons omliggende landen moet gebeuren? Welke acties onderneemt u om dit gestalte te geven, in het bijzonder ten aanzien van deze concrete plannen in Duitsland?

Het is in ons aller belang dat een geïntegreerde Europese waterstofmarkt ontstaat en daar hoort een grensoverschrijdend transportnet voor waterstof bij. Ik ben in nauw contact met mijn collega’s in Duitsland en België en ook is er intensieve samenwerking tussen Gasunie, Fluxys in België en de verschillende netbeheerders aan de Duitse zijde van de grens. Ook in het Pentalateraal energieforum staat de ontwikkeling van een regionale waterstofmarkt met buurlanden op de agenda.

Vraag 1

Hoe ziet de Nederlandse markt voor zonnepanelen er op dit moment uit? Wat is op dit moment het aandeel van buitenlandse zonnepanelen op de Nederlandse markt? En wat is specifiek het aandeel Chinese zonnepanelen?

Nederland heeft de afgelopen drie jaar jaarlijks ca. 3.5 – 4 Gigawattpiek (GWp) aan zonnestroomsystemen geïnstalleerd. Dit komt overeen met circa 10 miljoen zonnepanelen per jaar.
Europa is over de gehele bevoorradingsketen voor zonnepanelen sterk afhankelijk van productie buiten Europa (>94%), voornamelijk van China (~90%). Nederland is nog iets afhankelijker omdat het aandeel lokaal geproduceerde zonnepanelen lager ligt dan het gemiddelde in de EU. We schatten in dat Nederland voor >98% afhankelijk is van zonnepanelen die (grotendeels) buiten Europa zijn geproduceerd, en daarbij voornamelijk van China (~95%) en Asian Pacific Region (2,5%).1

Vraag 2

Klopt het dat Chinese zonnepanelen over het algemeen goedkoper zijn, maar minder duurzaam en veilig dan Nederlandse/Europese zonnepanelen? Deelt u de mening dat het gebruik van Nederlandse/Europese zonnepanelen daarom wenselijker is? Zo ja, hoe draagt het beleid hieraan bij?

Chinese zonnepanelen zijn over het algemeen goedkoper dan Nederlandse of Europese panelen. Uit berekeningen van de Buyer Group Duurzame Zonnepanelen blijkt echter dat dit op de gehele kosten van een zon-PV2 project maar enkele procenten scheelt. Zonnepanelen uit China zijn inderdaad gemiddeld gezien minder duurzaam vanuit een levenscyclusbenadering uitgedrukt in CO2-uitstoot. Dit komt onder andere door het verschil in energiemix3 dat wordt gebruikt voor de productie, evenals door het maken van bepaalde keuzes m.b.t. materiaalgebruik. Er zijn geen aanwijzingen dat Chinese panelen minder veilig zijn dan Nederlandse of Europese panelen.
Het duurzaamheidsaspect, evenals andere beleidsdoelen zoals strategische autonomie of Maatschappelijk Verantwoord Ondernemen (IMVO), kan tot de conclusie leiden dat het wenselijker is om Nederlandse/Europese zonnepanelen te gebruiken. Hierover wordt uw Kamer voor de zomer geïnformeerd in de brede beleidsbrief over zon, ook naar aanleiding van motie-Erkens (Kamerstuk 35 594, nr. 37).

Vraag 3

Deelt u de mening dat het nodig is om de Nederlandse/Europese zonnepanelenindustrie te versterken om minder afhankelijk te worden van China op dit vlak, met het oog op de energietransitie én om ons toekomstig verdienvermogen te versterken? Zo nee, waarom niet?

Die mening delen wij en daarom nemen wij de maatregelen zoals genoemd in het antwoord op vraag 4.

Vraag 4

Welke acties heeft het kabinet ondernomen om de Nederlandse productie van zonnepanelen te stimuleren? Welke financiële middelen zijn hiervoor beschikbaar gesteld?

In de eerste plaats stimuleert het kabinet Nederlandse zon-PV productie ook direct. Allereerst heeft ons ministerie in nauwe samenwerking met een consortium van Nederlandse zon-PV-bedrijven en kennisinstellingen op 2 februari jl. een voorstel ingediend voor het Nationaal Groeifonds op het gebied van de Nederlandse zon-PV-maakindustrie. Bij honorering gaat het om een directe fondsinvestering van ruim 300 miljoen euro in Nederlandse zonnepaneelproductie op een totale projectomvang van ruim 800 miljoen euro. Daarnaast bieden ook andere instrumenten mogelijkheden om Nederlandse productie te stimuleren. Zo ondersteunen de MOOI-regeling (Missiegedreven Onderzoek, Ontwikkeling en Innovatie), de TSE Industrie (Topsector Energie subsidieprogramma) en de MIT (Mkb-innovatiestimulering Regio en Topsectoren) onderzoek en ontwikkeling in het begin van de productieketen. En hoewel subsidiëring van opschaling richting productie lastiger is, met het oog op staatssteun, kan de DEI+-regeling (Demonstratie Energie- en Klimaatinnovatie) hier uitkomst bieden. Zo is zo’n 1,5 jaar geleden nog een DEI+-subsidie van 6,3 miljoen toegekend aan een bedrijf dat lichtgewicht zonnepanelen gaat produceren in Nederland.4
In de tweede plaats heeft het kabinet al acties genomen om indirect de productie van Nederlandse zonnepanelen te stimuleren. De nadruk op multifunctioneel ruimtegebruik in de Voorkeursvolgorde Zon stimuleert bijvoorbeeld innovatie en biedt daarmee Nederlandse producenten mogelijkheden om met nieuwe, niet-standaard oplossingen te komen. Datzelfde geldt voor het stimuleren van circulaire zonnepanelen, zoals opgenomen in het Uitvoeringsprogramma Circulaire Economie en overgenomen in de routekaart Circulaire Zonneparken van het adviesteam Circulaire maakindustrie.5 Tot slot heeft het kabinet op 6 maart jl. het IMVO Convenant voor de Hernieuwbare Energiesector getekend. Dit Convenant heeft tot doel om samen – overheid, markt en belangenorganisaties – de risico's van hernieuwbare energie op mens en milieu te verminderen. Groei van een productiemarkt dicht bij huis kan daaraan bijdragen.

Vraag 5

Welke regelingen worden er vanuit de Europese Unie beschikbaar gesteld om de zonnepanelenindustrie te stimuleren? Hoe ondersteunt het kabinet de Nederlandse zonnepanelenproducten die aanspraak willen maken op deze regelingen?

De Europese Unie kent diverse programma's die beschikbaar zijn voor de uitrol van zon-PV, waaronder de herstel en veerkrachtfaciliteit, RePowerEU, de Europese structuur- en innovatiefondsen, InvestEU, het innovatiefonds, het moderniseringsfonds, Horizon Europe, en de Connecting Europe Facility Energie. Deze programma's kennen ieder eigen doelen, doelgroepen, beheersvormen en implementatie-afspraken. Via de RvO wordt veel informatie gedeeld met en ondersteuning geboden aan de doelgroepen van de verschillende EU programma's, waaronder zonnepanelenproducenten, over de verschillende Europese programma's.

Vraag 6

Bent u bekend met de Recovery en Resilience Plans van de Europese Commissie waarin middelen worden vrijgemaakt om de maakindustrie voor duurzame technieken zoals windturbines of zonnepanelen te stimuleren? Bent u er ook van op de hoogte dat Nederland tot eind april de gelegenheid heeft om kenbaar te maken of zij gebruik wil maken van de regeling?

Ja. Onder de Herstel- en Veerkrachtfaciliteit (Recovery and Resilience Facility, HVF/RRF) zijn lidstaten uitgenodigd om een Herstel- en Veerkrachtplan (HVP) in te dienen om aanspraak te maken op beschikbare Europese middelen onder specifieke condities. Het Nederlandse HVP, dat is opgesteld en gecoördineerd door de Minister van Financiën, is op 4 oktober 2022 goedgekeurd door de Ecofinraad. Met dit plan maakt Nederland aanspraak op € 4,7 miljard aan beschikbare middelen. Zoals in het Coalitieakkoord is afgesproken, wordt in het Nederlandse HVP reeds voorgenomen en gedekt beleid opgevoerd. Mits de afgesproken mijlpalen en doelstellingen in het HVP worden bereikt, komen de genoemde middelen in de jaren t/m 2026 in tranches beschikbaar.
Naar aanleiding van de Russische aanvalsoorlog in Oekraïne heeft de Europese Commissie (CIE) REPowerEU gepresenteerd; de betreffende verordening is op 1 maart jl. in werking getreden. Met REPowerEU worden lidstaten ondersteund om hun afhankelijkheid van Russische fossiele energie versneld af te bouwen, door gerichte maatregelen te treffen om energie te besparen, hun energiemix te diversifiëren en de transitie naar hernieuwbare energie te bevorderen. Onder dit plan is voor Nederland in totaal € 735 miljoen aan aanvullende middelen gereserveerd. Lidstaten kunnen aanspraak maken op REPowerEU-middelen door hun plannen onder de HVF uit te breiden met een REPowerEU-hoofdstuk: de bestaande stringente richtlijnen van het HVF blijven gelden, evenals de afspraken in het Coalitieakkoord om reeds bestaande en begrote maatregelen op te voeren. De Minister van Financiën heeft de Kamer hier op 26 april jl. over geïnformeerd.6

Vraag 7

Klopt het dat Nederland nog niet heeft aangegeven gebruik te willen maken van deze regeling? Kunt u toelichten waarom het kabinet niet voornemens is om aanspraak te maken op de regeling?

Nee, dit klopt niet. Zie hiervoor het antwoord op vraag 6.

Vraag 8

Deelt u de mening dat het een gemiste kans zou zijn als Nederland geen gebruik maakt van deze regeling? Ziet u mogelijkheid om alsnog interesse kenbaar te maken voor deze regeling? Kunt u uw antwoord toelichten?

Ja, deze mening deel ik. Zie hiervoor het antwoord op vraag 6.

Vraag 9

Hoe gaat u de motie-Erkens (Kamerstuk 35 594, nr. 37) uitvoeren waarin wordt gevraagd om een onderzoek naar hoe bestaand en mogelijk nieuw beleid kan stimuleren dat er meer zonnepanelen in Nederland en Europa worden geproduceerd? Zou het gegeven deze aangenomen motie niet logisch zijn om aan te sluiten bij Europese initiatieven die de productie van zonnepanelen stimuleren?

Hierover wordt uw Kamer voor de zomer geïnformeerd in de brede beleidsbrief over zon. Zie beantwoording vraag 10 voor het antwoord op de tweede vraag over aansluiting bij Europese initiatieven.

Vraag 10

Hoe voert u de motie-Van Strien c.s. (Kamerstuk 33 009, nr. 114) uit waarin wordt gevraagd mee te doen in de nog in ontwikkeling zijnde IPCEI-Solar om zodoende de Nederlandse solartechnologie die al tot de absolute wereldklasse behoort te stimuleren zodat deze innovatieve technologie en daaruit voortvloeiende diensten en producten bijdragen aan de klimaat- en energietransitie, aan het creëren van strategische autonomie van Europa en aan het toekomstig verdienvermogen van Nederland?

Zoals tijdens het Commissiedebat Innovatie op 1 november jl. aangegeven heeft Nederland sinds juni vorig jaar verkennende gesprekken gevoerd over deze IPCEI-Solar (Kamerstuk 24 446, nr. 82). Medio november heb ik uw Kamer vervolgens uitgebreider geïnformeerd over de toenmalige stand van zaken (Kamerstuk 10 597, nr. 48, antwoord op vraag 81). Op 6 februari jl. heb ik uw Kamer opnieuw een update gegeven naar aanleiding van vragen uit uw Kamer over de geannoteerde agenda Raad van Concurrentievermogen (Kamerstuk 21501, nr. 30–572).
De situatie is sinds februari weinig veranderd. De IPCEI-Solar is nog steeds niet van de grond gekomen. Duitsland is voor zover mij bekend nog niet geneigd deel te nemen; Spanje, dat aanvankelijk had aangegeven de IPCEI te willen trekken, heeft nog geen concrete stappen gezet. Tegelijk is wel meer bekend geworden over alternatieve Europese initiatieven volgend op de lancering van het Clean Tech Platform op 30 november vorig jaar. Zo is op 1 februari de Green Deal Industrial Plan gelanceerd.7 Onderdeel van dit plan is de Net Zero Industry Act gericht op versterking en opschaling en de Europese productie van schone technologie zoals zonnetechnologie. Dit initiatief kan in potentie een goed alternatief vormen voor de IPCEI. Ook het Tijdelijk Crisis en Transitie Steunkader vormt onderdeel van dit Plan en biedt mogelijkheden voor strategische ondersteuning door lidstaten aan schone technologie vergelijkbaar met het IPCEI-instrument. Tot slot heeft de Europese Commissie op 9 maart jl. een wijziging van de Algemene Vrijstellingsverordening goedgekeurd, waarmee ruimere staatssteun voor industrieel onderzoek en experimentele ontwikkeling, ook voor zonnetechnologie, mogelijk wordt.
Samenvattend lijkt er op dit moment meer beweging te zitten in andere EC-initiatieven dan de IPCEI ter bevordering van schone technologie in Europa. Ik sluit daarom liever aan bij deze initiatieven, en specifiek de Net Zero Industry Act en het Tijdelijk Crisis en Transitie Steunkader, om de Nederlandse zonnetechnologie te stimuleren en te laten aansluiten bij Europese partnerinitiatieven. Het op 2 februari jl. ingediende Nationaal Groeifondsvoorstel op gebied van zonnetechnologie biedt, mits gehonoreerd, een prachtige springplank voor verdere uitrol van Nederlandse zonnetechnologie in Europa en daarbuiten.

Vraag 11

Welke (andere) mogelijkheden ziet u om samen te werken met andere Europese landen om een Europese zonnepanelenindustrie op te bouwen en zo de afhankelijkheid van China te verminderen? Kunt u uw antwoord toelichten?

Momenteel behandelt het kabinet in Europees verband de Net Zero Industry Act. Deze act is bedoeld om de opbouw van onder andere de zonnepanelenindustrie in Europa te versnellen. Door samenwerking kunnen we er erachter komen welke Europese landen waar in de waardeketen de meeste toegevoegde waarde kunnen aanbrengen. Op die manier kunnen we ervoor zorgen dat Europa een competitief voordeel kan opbouwen ten opzichte van landen zoals China. Dit is dan ook de reden waarom het Kabinet pleit voor een waardeketenbenadering in de uitwerking van de NZIA. Hierbij steunt het kabinet samenwerking van de sector in de Solar industriealliantie.

Vraag 1

Onderschrijft u het signaal van de netbeheerders dat er sneller duidelijkere keuzes gemaakt moeten worden voor de verduurzaming van de industrie?

Het kabinet heeft in het Coalitieakkoord een ambitieus doel gesteld voor verduurzaming van de industrie. Om dit doel te bereiken wil het kabinet bedrijven zoveel mogelijk laten investeren in verduurzaming in Nederland, in plaats van elders: liever groen hier dan grijs elders. Met het NPVI werken we aan de randvoorwaarden voor verduurzaming van de industrie (infrastructuur, subsidies, normering ed.). De nieuwe stuurgroep NPVI zal coördinatieproblemen en knelpunten bespreken en knopen doorhakken. Via die randvoorwaarden geven we de industrie een duidelijk handelingsperspectief op korte en lange termijn, zodat duurzame investeringen hier landen. Het kabinet ziet dat voor alle sectoren in de basisindustrie een goede uitgangspositie is om hier te verduurzamen, mede op basis van de analyse van Guidehouse en het rapport van de Boston Consultancy Group t.a.v. verduurzaming van de industrie. Het kabinet maakt dus geen keuzes of bedrijven of sectoren toekomst hebben in Nederland. Het is aan bedrijven om zelf keuzes te maken binnen hun verduurzamings- of vestigingsstrategie.

Vraag 2

In hoeverre zal de Routekaart Verduurzaming Industrie deze keuzes tot het door de netbeheerders gewenste detailniveau maken?

De routekaart Verduurzaming Industrie brengt in kaart welke relevante besluitvormingsmomenten er zijn binnen de (Rijks)overheid (beleidstrajecten en infrastructuurprojecten) en de industrie (investeringsbeslissingen) richting 2040 met als doel meer zekerheid te bieden aan publieke en private partijen om te investeren. Via het NPVI komt er input vanuit de industrie v.w.b. de energievraag (o.a. cluster energie strategieën CES). Op basis hiervan vindt er wisselwerking plaats met bijv. het Nationaal Plan Energiesysteem. Het NPVI dient als input voor belangrijke besluiten, zoals de aanlanding van Wind op Zee en voor het provinciaal en nationaal MIEK. In het MIEK nemen publieke partijen besluiten over belangrijke energie infrastructuurprojecten, waarbij netbeheerders informatie krijgen op het gewenste detailniveau. Op die manier zorgt de routekaart voor samenhang tussen de verschillende plannen van publieke en private partijen.

Vraag 3

Kunt u toezeggen om in de eerstvolgende brief over de verduurzaming van de industrie in te gaan op het onderzoek van de netbeheerders?

Voor de zomer zal ik de Routekaart Verduurzaming Industrie aan uw Kamer aanbieden. In de begeleidende brief zal ik tevens ingaan op de samenhang met deze tussenrapportage.

Vraag 4

De netbeheerders bevelen aan om te bepalen welke energie-intensieve basisindustrie in het klimaatneutrale Nederland van 2050 past. In de brief over het Nationaal Programma Verduurzaming Industrie (NPVI) (Kamerstuk 29 826, nr. 176) schrijft u dat het kabinet streeft naar het behoud van de strategische basisindustrie. Welke sectoren vallen onder de strategische basisindustrie? Welke reeds in Nederland aanwezige sectoren vallen daar niet onder? Kunt u toezeggen om hier in de Routekaart Verduurzaming Industrie op in te gaan?

In de brief over het NPVI d.d. 24 maart jl. (Kamerstuk 29 826, nr. 176) gaf ik aan dat een van de lessen uit de analyses van BCG en Guidehouse is dat er voor alle bedrijfstakken in de basisindustrie een duurzaam toekomstperspectief is in Nederland. Het kabinet wil dat zij hier investeren in verduurzaming, niet elders. De brief maakt geen onderscheid naar strategische basisindustrie, maar geeft aan dat wij allen gebruik willen blijven maken van de producten die de basisindustrie produceert. Het kabinet wil ervoor zorgen dat dit mogelijk blijft en dat betekent dat alle stappen in de waardeketen hetzij binnen de EU aanwezig moeten zijn, dan wel in diverse derde landen waarmee Europa een goede handelsrelatie heeft.
De Routekaart verduurzaming industrie zal inzicht geven in welke publieke en private sleutelbeslissingen wanneer en door wie gemaakt moeten worden om de transformatie van de industrie versneld te realiseren. Uit de Routekaart kunnen dilemma’s naar voren komen die nopen tot keuzes, bijvoorbeeld over prioritering in de tijd van publieke infrastructuur. Het NPVI levert input voor deze keuzes en werkt daarmee aan randvoorwaarden voor verduurzaming van de industrie. Het is aan de bedrijven om te bepalen of verduurzaming binnen de Nederlandse randvoorwaarden voor hen ook de beste optie is. Met de analyse van Guidehouse als basis zal ik deze Routekaart Verduurzaming Industrie de komende maanden opstellen en voor de zomer met uw Kamer delen. Onder meer vanwege technische ontwikkelingen zal de Routekaart periodiek moeten worden bijgewerkt.

Vraag 5

In de brief over het NPVI schrijft u dat u strategische industrie wil behouden en dat u nieuwe duurzame industrie wil aantrekken. Is er momenteel ruimte in Nederland, zowel fysiek als qua energiebeschikbaarheid, milieu en CO2-uitstoot, om nieuwe industrie aan te trekken? Zo nee, bent u dan van mening dat op termijn bedrijven uit Nederland kunnen verdwijnen om die ruimte te creëren?

Nederland is en blijft een aantrekkelijk vestigingsland voor de industrie, al zijn er uitdagingen. Nieuw investerende bedrijven maken een afweging op basis van tal van factoren. De duurzame industrie weet zich gesteund door ambitieus beleid en onderschrijft de kwaliteiten van onze logistiek, onze hoogopgeleide beroepsbevolking, onze geïntegreerde clusters en de nabijheid van markten. In het NVPI-beleid proberen we in dialoog met de bedrijven tegelijkertijd deze factoren te versterken en de technische uitdagingen te verminderen. Of reeds gevestigde bedrijven hier blijven en conform de vastgestelde klimaatambities verduurzamen, of kiezen voor vestiging elders is aan de bedrijven zelf. Mijn inzet is en blijft: «liever groen hier dan grijs elders».

Vraag 6

Wat is de stand van zaken van de uitvoering van de motie Romke de Jong/Boucke over het opstellen van een visie op de economie van de toekomst (Kamerstuk 32 637, nr. 536)?

Ik werk momenteel aan het Perspectief op de Nederlandse economie van de toekomst. Hier neem ik ook deze motie in mee. Het perspectief zit in de afrondende fase en ik beoog deze zo snel als mogelijk toe te sturen.

Vraag 7

U heeft aangegeven met de 20 grootste uitstoters maatwerkafspraken te willen maken, zonder dat u per bedrijf het strategisch belang ervan heeft onderbouwd. Kunt u toezeggen om een onderbouwing van het strategisch belang van alle bedrijven waarmee u maatwerkafspraken wil maken in de Routekaart Verduurzaming Industrie op te nemen?

Het Coalitieakkoord geeft aan dat met 20 grootste uitstoters maatwerkafspraken worden gemaakt om in 2030 extra CO2-reductie te realiseren. Dat voer ik uit waarbij ik ook kijk of deze bedrijven een toekomstbestendig plan hebben richting 2050. Ik verwijs ook naar het antwoord op vraag 4.

Vraag 8

Sommige sectoren zijn niet evident van strategisch belang. Kunt u bijvoorbeeld aangeven waarom u kiest voor het behoud van grootschalige kunstmestproductie in Nederland, terwijl de nationale vraag naar kunstmest afneemt door de transitie naar kringlooplandbouw en ook de vraag naar AdBlue zal afnemen door de transitie naar zero-emissie mobiliteit?

De vraag suggereert dat het kabinet kiest voor behoud van een sector. Met het NPVI werken we aan de randvoorwaarden voor verduurzaming (infrastructuur, subsidies, normering ed.). Voor sectoren die binnen die randvoorwaarden kunnen verduurzamen is er plek in Nederland, ook als de afzetmarkt buiten Nederland ligt. Overigens is de kunstmestsector strategisch van belang. Denk bijvoorbeeld aan geopolitieke onafhankelijkheid van Europa voor kunstmestproductie. Daarnaast is ammoniak een potentiële energiedrager voor de energietransitie. Bedrijven in de kunstmestsector hebben de expertise om ammonia veilig te transporteren en op te slaan.

Vraag 9

Klopt het dat er voor «duurzame» kunstmestproductie in Nederland ammoniak wordt geïmporteerd, de afgevangen CO2 wordt geëxporteerd naar Noorwegen en de geproduceerde kunstmest grotendeels wordt geëxporteerd naar andere continenten? Zo ja, wat volgens u de meerwaarde van deze sector in Nederland?

Nederland is de grootste producent van kunstmest van de EU met bijna 22% van de totale EU-productie. Van de Nederlandse productie is 90% voor de export, hoofdzakelijk naar andere EU-landen. Het klopt dat kunstmestproducenten in Nederland voor verduurzaming onder andere plannen hebben om de CO2 af te vangen en op te slaan in Nederlandse CO2-opslag infrastructuur en in Noorwegen. De meerwaarde van de sector is toegelicht bij de beantwoording van vraag 8.

Vraag 10

Hoe kijkt u naar alternatieven, bijvoorbeeld het ondersteunen van landen die kunstmest nodig hebben bij het opbouwen van een duurzame productiefaciliteit aldaar?

Ik ben groot voorstander van de verduurzaming van productie ook in andere landen, binnen en buiten de EU. Via het Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) wordt niet alleen duurzame productie in Europe gestimuleerd, maar ook de import van vervuilende producten belast. Door dit laatste stimuleert de EU indirect ook duurzame productie elders in de wereld omdat Europa voor veel continenten een interessante en grote afzetmarkt is. Zoals gemeld in het BNC-fiche over de Mededeling Meststoffen (Kamerstukken 22 112, nr. 3583), draagt Nederland 30 miljoen euro bij aan de Global Fertilizer Challenge ter ondersteuning van de toegang van boeren in Ethiopië en Mozambique tot kunstmest en zaaizaad via de Africa Emergency Food Production Facility (AEFPF) van de African Development Bank.

Vraag 11

Deelt u de opvatting dat er behoefte is aan betere normen voor onder andere milieu en luchtkwaliteit, energieverbruik en CO2-uitstoot, juist om duidelijkheid te bieden aan bestaande bedrijven over de noodzakelijke keuzes die zij moeten maken en aan nieuwe duurzame bedrijvigheid over de voorwaarden waaronder zij zich in Nederland kunnen vestigen? Zo nee, waarom niet? Zo ja, wat voor soort en welke normen acht u noodzakelijk of heeft u reeds tot uw beschikking om die keuzes te maken?

Ik deel de opvatting dat duidelijkheid over randvoorwaarden voor verduurzaming (w.o. normering) perspectief biedt op de verduurzamingsmogelijkheden voor bedrijven in Nederland. Het NPVI en de routekaart VI geven op termijn duidelijkheid over deze randvoorwaarden.

Vraag 12

Deelt u de opvatting dat het niet aan het kabinet is om bedrijven weg te werken uit Nederland, maar dat sommige bedrijven niet zelfstandig zullen kunnen voldoen aan de normen die passen bij een schoon, klimaatneutraal Nederland?

Ik deel de opvatting dat het Kabinet niet op voorhand afscheid neemt van bepaalde bedrijven of sectoren. Het is aan de bedrijven om te bepalen of verduurzaming binnen de Nederlandse randvoorwaarden voor hen ook de beste optie is. Het NPVI en de routekaart VI geven op termijn duidelijkheid over deze randvoorwaarden voor verduurzaming (infrastructuur, subsidies, normering ed.). De nieuwe stuurgroep NPVI behandelt coördinatieproblemen en knelpunten.

Vraag 13

Deelt u vervolgens de opvatting dat daaruit zal vloeien dat de bedrijven die niet vallen onder de strategische basisindustrie, niet actief worden geholpen met verduurzamen en alleen in Nederland zullen kunnen blijven als zij zelfstandig, met eventueel gebruikmaking van reguliere regelingen zoals de SDE++, aan de normen kunnen voldoen? Graag een toelichting.

Zie het antwoord op vraag 12.

Vraag 1

Klopt het dat gemeenten van het totaalbedrag van €1.300 energietoeslag voor 2023 €500 als voorschot gekoppeld aan de uitkering energietoeslag 2022 hebben kunnen uitkeren, of deze tot 1 juli 2023 alsnog kunnen uitkeren?

Het kabinet heeft in september 2022 gemeenten de mogelijkheid geboden om €500 van de energietoeslag 2023 naar voren te halen naar 2022 en als energietoeslag 2022 uit te keren aan huishoudens die in 2022 in aanmerking kwamen. Het is daarmee geen voorschot op de energietoeslag 2023. Gemeenten hebben onder de huidige wetgeving de tijd om de energietoeslag 2022 tot 1 juli 2023 uit te keren. Na inwerkingtreding van de wetswijziging voor 2023 kunnen gemeenten de energietoeslag 2023 uitkeren aan mensen die in 2023 aan de voorwaarden voldoen. Als gemeenten hebben gekozen om de €500 van de energietoeslag 2023 naar voren te halen en dus als energietoeslag 2022 uit te keren, heeft dat in beginsel gevolgen voor de hoogte van de energietoeslag in 2023. De gemeente heeft dan nog €800 budget over voor de energietoeslag in 2023. Het is aan gemeenten om hierin keuzes te maken.

Vraag 2

Bent u zich ervan bewust dat door de verhoging van het wettelijk minimumloon en de daaraan gekoppelde uitkeringen er in 2023 een grotere groep in aanmerking komt voor de energietoeslag? Ziet u dat er hierdoor een groep mensen is die niet in aanmerking komt voor de energietoeslag 2022, maar wel in aanmerking komt voor de energietoeslag 2023?

Mede door de verhoging van het wettelijk minimumloon en de daaraan gekoppelde uitkeringen en AOW, is het sociaal minimum in 2023 hoger dan in 2022. Mogelijkerwijs neemt hierdoor de doelgroep van de energietoeslag toe. Tegelijkertijd zullen inkomens van mensen in 2023 hoger zijn dan in 2022 vanwege loonstijgingen en hogere uitkeringen en AOW. Door de onderliggende dynamiek kan de omvang van de doelgroep verschillen. Ten eerste gaat het niet om dezelfde mensen in de doelgroep. Het is mogelijk dat mensen in 2022 bijvoorbeeld een (beter betaalde) baan hebben gevonden en daardoor buiten de doelgroep vallen. Omgekeerd is het mogelijk dat bijvoorbeeld door baanverlies of afloop van de WW mensen wel binnen de doelgroep vallen. Ten tweede is sprake van gemeentelijke beleidsvrijheid; zo is het mogelijk dat gemeenten hun inkomensgrenzen voor de energietoeslag 2023 anders vaststellen dan voor de energietoeslag 2022.

Vraag 3

Krijgt u signalen dat dit problemen oplevert in de uitvoering, omdat wanneer een gemeente aan de gerechtigden een voorschot van €500 heeft uitgekeerd, het te ontvangen bedrag voor de volledige groep in 2023 wordt vastgesteld op €800, ondanks dat de nieuwe groep gerechtigden niet eerder €500 heeft ontvangen?

Ik heb geen signalen ontvangen dat dit tot problemen in de uitvoering leidt. De €500 betreft geen voorschot, maar een schuif van energietoeslag 2023 naar 2022. Gemeenten kunnen de energietoeslag voor 2023 pas uitkeren na inwerkingtreding van de wetswijziging voor de energietoeslag 2023. Inwoners waarvoor dit van toepassing is, ontvangen niet eerder dan in de tweede helft van 2023 (nogmaals of voor het eerst) een energietoeslag.

Vraag 4

Deelt u de analyse dat dit geen problemen oplevert voor de doelgroep die reeds in 2022 voor de toeslag in aanmerking kwam, omdat zij op deze manier hun volledige energietoeslag van €1.300 ontvangen, maar dat dit voor de groep die pas vanaf 2023 in aanmerking komt voor energietoeslag onredelijk uitpakt, nu er slechts €800 voor hen beschikbaar is en het niet mogelijk is voor gemeenten om het voorschot alsnog uit te keren op titel van de oude wet, omdat deze groep niet onder de doelgroep van die wet valt?

Ik deel deze analyse niet. Het is de beleidsvrijheid van gemeenten om €500 van de energietoeslag 2023 te schuiven naar 2022 en als energietoeslag 2022 uit te keren aan huishoudens. Sommige gemeenten hebben van die mogelijkheid gebruik gemaakt omdat de nood voor inwoners eind 2022 hoog was. Dit werd verantwoord geacht als een van maatregelen om de financiële gevolgen van de hoge energieprijzen te dempen. Hierdoor zal in sommige gemeenten de energietoeslag in 2023 lager zijn dan in 2022. Overigens geldt naar verwachting voor een groot deel van de mensen die in 2023 in aanmerking komen voor de energietoeslag dat zij deze ook in 2022 hebben ontvangen. Zie ook mijn antwoord op vraag 2.

Vraag 5

Bent u zich ervan bewust dat om deze groep het volledige bedrag te geven waarop zij recht hebben, gemeenten eigen middelen moeten aanwenden om de beschikbare €800 aan te vullen met de resterende €500?

Voor het verstrekken van de energietoeslag wordt gebruik gemaakt van het instrument categoriale bijzondere bijstand. Als gemeenten hebben gekozen om de €500 van de energietoeslag 2023 te schuiven naar 2022 en als energietoeslag 2022 uit te keren, heeft dat in beginsel gevolgen voor de hoogte van de energietoeslag in 2023. Het is aan gemeenten om hierin keuzes te maken.

Vraag 6

Constateert u dat sommige meer draagkrachtige gemeenten ervoor kiezen de ontbrekende €500 aan te vullen uit andere middelen? Herkent u het beeld dat dit voor minder draagkrachtige gemeenten geen optie is, aangezien hun middelen beperkt zijn en zij middelen gereserveerd voor armoedebeleid moeilijk aan kunnen wenden om het gat te dichten?

Ik heb geen signalen ontvangen dat gemeenten voornemens zijn om eigen middelen toe te voegen aan de middelden die beschikbaar komen voor de energietoeslag 2023. Gemeenten keren de energietoeslag voor 2023 uit na inwerkingtreding van de nieuwe wet. Op dat moment zal blijken welke keuzes gemeenten daarin maken.

Vraag 7

Bent u zich ervan bewust dat in een gemeente als Vlaardingen de groep die in aanmerking komt voor de energietoeslag door de stijging van het wettelijk minimumloon en de daaraan gekoppelde uitkeringen met ongeveer 750 extra personen met zich meebrengt, hetgeen gelijkstaat aan een kostenpost van €375.000 als de gemeente aan al deze mensen €500 uit eigen middelen zou moeten bijleggen?

Door de stijging van het wettelijk minimumloon is het mogelijk dat de doelgroep voor de energietoeslag in 2023 ten opzichte van 2022 in een individuele gemeente enigszins wijzigt, zoals ik ook heb toegelicht in mijn antwoord op vraag 2. Gemeenten ontvangen voor 2023 financiële middelen voor de energietoeslag 2023 gebaseerd op het aantal inwoners behorend tot de doelgroep. Ook voor 2023 geldt dat gemeenten beleidsvrijheid hebben om invulling te geven aan de energietoeslag. Het staat gemeenten vrij om daarbij aanvullende eigen middelen in te zetten.

Vraag 8

Deelt u de mening dat het onredelijk is om gemeenten te vragen dergelijke bedragen vrij te maken? Deelt u de zorg dat dit er ofwel toe kan leiden dat mensen die sinds 2023 recht hebben op energietoeslag niet de volledige €1.300 ontvangen waar zij recht op hebben, ofwel dat gemeenten de middelen bedoeld voor armoedebestrijding aanwenden om deze betaling te doen, hetgeen ten koste zou gaan van het overige armoedebeleid?

Voor het verstrekken van de energietoeslag wordt gebruik gemaakt van het instrument categoriale bijzondere bijstand. Hiervoor is onder andere gekozen omdat dit gemeenten de ruimte geeft om de invulling van de energietoeslag te laten aansluiten bij de lokale situatie en het lokale armoedebeleid. Het bedrag dat mensen ontvangen die in 2023 voor het eerst recht hebben op energietoeslag, is afhankelijk van de uitwerking van de beleidsvrijheid door de betreffende gemeente.

Vraag 9

Vindt u het ook schrijnend dat juist in de minder draagkrachtige gemeenten waar de energietoeslag juist zo hard nodig is, er soms voor wordt gekozen om de ontbrekende €500 niet aan te vullen voor deze groep, omdat het voor gemeenten een te groot risico is om dit uit eigen middelen uit te keren zonder zekerheid dat dit bedrag weer zal worden aangevuld vanuit het Rijk?

Ik heb geen beeld van de voorgenomen keuzes van gemeenten van de invulling van de energietoeslag 2023. Gemeenten keren de energietoeslag voor 2023 uit na inwerkingtreding van de wetswijziging voor 2023. Op dat moment zal blijken welke keuzes gemeenten daarin maken.

Vraag 10

Kun u de toezegging doen dat voor zover gemeenten de energietoeslag moeten aanvullen uit eigen middelen voor deze nieuwe groep, zij hiervoor worden gecompenseerd door het Rijk? Zo ja, via welk weg? Zo nee, op welke manier gaat u zorgen dat ook de mensen die sinds 2023 binnen de doelgroep voor de energietoeslag vallen, daadwerkelijk hun volledige energietoeslag ontvangen?

Deze toezegging kan ik niet doen. Gemeenten hebben de mogelijkheid gekregen om een deel van de energietoeslag 2023 te schuiven naar 2022 en als energietoeslag 2022 al uit te keren aan huishoudens. Gemeenten hebben daarin hun eigen afwegingen gemaakt, mede in het licht van het overig armoedebeleid van de gemeente, de gemeentelijke financiën, de aanvullende koopkrachtmaatregelen van het Rijk en de belangen van hun eigen inwoners.

Vraag 1

Heeft u kennisgenomen van de knelpunten voor het aanvragen van een ontheffing voor een «gesloten distributiesysteem» (GDS)1 door vervoerders?

Ja.

Vraag 2

Deelt u de analyse dat de genoemde knelpunten wat betreft de voorwaarden voor eigenaarschap en de levering van elektriciteit en de goedkeuringsprocedure voor wijzigingen de genoemde ontheffingsaanvraag complex maken en de uitkomst ongewis?

Een aanvraag voor een gesloten distributiesysteem (GDS) voor het gehele metronet waar de RET gebruik van maakt kan zeker complex ervaren worden. Het feit dat het RET-net groot en vertakt is, maakt echter niet dat het niet aan de ontheffingsvoorwaarden van een geografische afgebakend geheel voor een GDS kan voldoen.
Aanvragers kunnen daarnaast op verschillende wijze aantonen dat ze eigenaar dan wel beheerder/exploitant van het netwerk zijn. Als er aan de voorwaarden voor een GDS wordt voldaan is de uitkomst echter niet ongewis. De ACM beoordeelt de aanvraag van RET op dit moment.
In de Elektriciteitswet 1998 is, om afnemers te beschermen, een aantal voorwaarden opgenomen voor een ontheffing, namelijk:

Vraag 3

Wat zou het voorgenomen voorstel voor de nieuwe Energiewet betekenen voor onderhavige casus en de genoemde ontheffingsaanvraag?

Om gebruikers van een betrouwbaar elektriciteitsnet te verzekeren, waarbij het helder is wie verantwoordelijk is voor het beheer en onderhoud van het net, wordt ook in de voorgestelde Energiewet gewerkt met een GDS, waarvoor een ontheffing moet worden aangevraagd. Hierbij wordt wel het aantal aan te sluiten partijen verruimd. RET kan ook onder de Energiewet een ontheffing aanvragen.

Vraag 4

Bent u voornemens in overleg met betrokken partijen te zorgen voor meer ruimte voor het koppelen van bovenleidingen aan laadpunten voor elektrisch vervoer en vereenvoudigde procedures in het kader van de nieuwe Energiewet, bijvoorbeeld door het opnemen van een uitzonderingspositie voor energienetwerken van vervoerders?

Ik juich het gebruik van OV-netten waar technisch mogelijk van harte toe. Zeker waar dit verlichting kan brengen voor netbeheerders. Daarbij wil ik wel opmerken dat het OV-net zelf aangesloten is op het elektriciteitsnet van de netbeheerders en dat het daardoor niet altijd tot verlichting hoeft te leiden, of juist tot een verplaatsing van het probleem kan leiden. De kaders voor een GDS zijn Europeesrechtelijk vastgelegd en er is hierbij geen bijzondere ruimte voor OV-netten om hier van af te wijken.