Vraag 1

Staat het kabinet nog altijd achter de ambitie uit het regeerakkoord1, dat Nederland voortrekker dient te zijn in de internationale samenwerking op het gebied van duurzaam energiegebruik?

Ja.

Vraag 2

Heeft het kabinet kennisgenomen van de brief2, uitgevaardigd op 23 december jl., waarin acht EU-ministers pleiten voor een duidelijke Europese doelstelling op het gebied van duurzame energie in 2030?

Ja.

Vraag 3

Hoe verhoudt deze brief zich tot de Europese Green Growth Group3, waarvan Nederland deel uit maakt?

Nederland heeft in de Green Growth Group conform de kabinetsreactie op het Europese Groenboek gepleit voor een CO2-reductiedoel van ten minste 40% ten opzichte van 1990. Binnen de Green Growth Group is over een dergelijk reductiedoel een redelijke mate van consensus ontstaan. In een brief van het Verenigd Koninkrijk, Frankrijk, Spanje, Italië, Duitsland en Nederland van 10 januari 2014 is dit ook schriftelijk aan de Commissie overgebracht.
Dat ligt anders bij de formulering van aparte doelen voor energiebesparing en hernieuwbare energie. Het Verenigd Koninkrijk is tegen aparte doelen naast het CO2-reductiedoel, terwijl Duitsland daar juist voorstander van is.
In de kabinetsreactie op het Europese Groenboek heeft Nederland destijds geen expliciete houding ten aanzien van een hernieuwbare doelstelling ingenomen om die reden zal NL niet zijn gevraagd om de brief van 23 december jl. waarnaar in vraag 2 verwezen wordt mede te ondertekenen.
Het kabinet zal uw Kamer op korte termijn een reactie geven op het Europese Witboek, dat op 22 januari jl. is verschenen.

Vraag 4

Heeft Nederland deelgenomen aan het opstellen van deze brief? Zo nee, waarom niet?

Zie antwoord vraag 3.

Vraag 5

Betekent de Nederlandse afwezigheid bij het opstellen van deze brief dat het kabinet het Europese initiatief voor harde doelstellingen in 2030 niet steunt?

Zie antwoord vraag 3.

Vraag 6

Kunt u bevestigen dat de Europese samenwerking op het gebied van duurzame energie uw volle aandacht heeft, zodat in het vervolg Nederland een centrale speler blijft in de Europese overlegstructuur naar een duurzame toekomst?

Ja. Overleg op Europees niveau zal steeds belangrijker worden om de Europese vraag en het aanbod van met name elektriciteit in een steeds verder integrerende elektriciteitsmarkt in goede banen te leiden waardoor de algehele voorzieningszekerheid kan worden geborgd.

Vraag 1

Komt het in andere branches voor dat leveranciers een vastrecht in rekening brengen «... onder andere ten behoeve van tijdige en juiste facturatie, incassokosten en klantenservice»?1 Zo ja, welke?

Ja, er zijn verschillende branches waar een soortgelijke vaste, verbruiksonafhankelijke post in rekening wordt gebracht. Voorbeelden hiervan zijn drinkwater, de telecomsector en de bancaire sector.

Vraag 2

Welke criteria hanteert de Autoriteit Consument en Markt voor het beoordelen van de redelijkheid van het in rekening gebrachte vastrecht door productie- en leveringsbedrijven van energie?

Energieleveranciers zijn verplicht om op een betrouwbare wijze en tegen redelijke tarieven en voorwaarden energie te leveren aan consumenten en bedrijven. Dit is vastgelegd in de Elektriciteitswet en in de Gaswet. ACM houdt hier toezicht op en heeft daarvoor een beoordelingsmodel ontwikkeld. Op basis hiervan worden de tarieven van de energieleveranciers als geheel, dus de verbruiksafhankelijke en verbruiksonafhankelijke tarieven samen, beoordeeld. Het beoordelingsmodel bestaat uit gemodelleerde kosten, zoals bijvoorbeeld de inkoopkosten die een doelmatig opererende leverancier redelijkerwijs maakt, plus een redelijk rendement. Hieruit volgt een benchmark, die de basis vormt van de beoordeling van de combinatie van het vastrecht en het verbruiksafhankelijke tarief.
Over dit beoordelingsmodel en de criteria die daarin worden gebruikt verstrekt ACM geen gedetailleerde informatie, omdat uit een openbaar beoordelingsmodel een maximumtarief is af te leiden, dat als richtprijs voor de markt kan gaan gelden.

Vraag 3

Zijn er leveranciers van energie die voor het (standaard-)contract voor onbepaalde tijd geen vastrecht in rekening brengen en hoeveel verschillen de vastrechttarieven voor het standaardcontract bij de leveranciers die dit wel doen? Indien er geen leveranciers zijn die geen vastrecht in rekening brengen en indien het vastrechttarief bij de leveranciers die die wél doen nauwelijks verschilt, waarop baseerde u dan uw antwoord dat «De energieleveranciers kunnen daarom verschillende typen contracten aanbieden, met verschillende hoogtes van verbruiksonafhankelijke en verbruiksafhankelijke leveringstarieven. Dit zorgt ervoor dat consumenten ook daadwerkelijk iets te kiezen hebben, al naar gelang persoonlijke situaties en voorkeuren»?

ACM heeft aangegeven dat in 2013 in alle contracten vastrecht in rekening werd gebracht, zowel bij contracten voor bepaalde tijd, als bij contracten voor onbepaalde tijd. In de beantwoording van de eerdere schriftelijke Kamervragen over vastrecht (Kamervragen (aanhangsel) 2013–2014, nr. 841) is gekeken naar het standaardproduct met een variabele prijs en een onbepaalde looptijd. Het verschil tussen het hoogste vastrechttarief (€ 74,38) en het laagste vastrechttarief (€ 23,95) was € 50,43 (excl. btw) op jaarbasis voor elektriciteit. Voor gas was het verschil tussen het hoogste vastrechttarief (€ 74,38) en het laagste vastrechttarief (€ 15,–) € 59,38 (excl. btw) per jaar. Uit deze analyse blijkt dat er verschillen zijn in de hoogte van het vastrecht dat leveranciers hanteren. Daarom valt er dus wat te kiezen voor consumenten, afhankelijk van hun verbruik en hun voorkeuren.

Vraag 4

Indien u bij de beantwoording met name contracten voor bepaalde duur in gedachten had, waarop is het verschil in vastrecht tussen contracten voor onbepaalde en bepaalde duur gebaseerd? Waaruit blijkt dat bij de laatste contracten de kosten voor facturatie, incassokosten en klantenservice lager zijn?

Zie antwoord vraag 3.

Vraag 5

Uit het antwoord op vraag 3 blijkt dat het gemiddeld vastrecht (gas+elektriciteit) in de periode 2006–2013 gestegen is van € 36,57 naar € 65,10 per jaar, een stijging van 78%, terwijl de verbruiksafhankelijke tarieven voor elektriciteit en gas in dezelfde periode met respectievelijk 4% en 7,3% stegen; waaruit blijkt dat de kosten voor facturatie, incasso en klantenservice de afgelopen zeven jaar extreem veel sterker gestegen zijn dan die voor de levering van elektriciteit en gas?

Omdat er geen wettelijke verplichting is voor energieleveranciers om bepaalde posten wel of niet onder het vastrecht te scharen, mogen de marktpartijen zelf bepalen welke kosten zij onder de post vastrecht in rekening brengen. Daarom kan niet worden gesteld dat de kosten voor facturatie, incasso en klantenservice de afgelopen zeven jaar extreem veel sterker gestegen zijn dan die voor de levering van elektriciteit en gas. Wel kan worden geconcludeerd dat energieleveranciers er de laatste jaren voor kiezen om gemiddeld genomen een (relatief) grotere vaste post in hun producten te verwerken.
Acht u het uit het oogpunt van energiebesparing wenselijk dat een steeds groter deel van de energierekening van de consument bestaat uit vaste posten? Hoe hoog is dit percentage voor een huishouden met een verbruik van 1.000 m3 gas en 1.500 kWh elektriciteit en hoe hoog voor een huishouden met een verbruik van 4.000 m3 gas en 6.000 kWh elektriciteit?

Vraag 6

Acht u het uit het oogpunt van energiebesparing wenselijk dat een steeds groter deel van de energierekening van de consument bestaat uit vaste posten? Hoe hoog is dit percentage voor een huishouden met een verbruik van 1.000 m3 gas en 1.500 kWh elektriciteit en hoe hoog voor een huishouden met een verbruik van 4.000 m3 gas en 6.000 kWh elektriciteit?

Het percentage vaste kosten op de energierekening bij verschillend verbruik zijn in onderstaande tabellen aangegeven. Naast de gevraagde voorbeelden is als derde categorie een gemiddeld huishouden opgenomen met een jaarverbruik van 1.484 m3 gas en 3.312 kWh elektriciteit (zie tabel 3)2. In de berekening zijn de volgende kosten opgenomen als vaste kosten: vastrecht, netwerkkosten en de vaste teruggave van de energiebelasting (heffingskorting).
Als verbruiksafhankelijke kosten zijn opgenomen: de verbruiksafhankelijke leveringskosten voor elektriciteit en gas en de verbruiksafhankelijke energiebelasting. Alle onderdelen zijn berekend inclusief btw.
€ 112,98
10%
€ 989,27
90%
€ 112,98
3%
€ 3.957,09
97%
€ 112,98
6%
€ 1.716,19
94%
Het totaal van alle vaste kosten op de energierekening van een gemiddeld huishouden komt uit op 6%. Gemiddeld genomen is dus 94% van de energiekosten zelf te beïnvloeden door de consument. Vanuit het oogpunt van energiebesparing constateer ik daarom dat de consument voldoende mogelijkheden heeft om met zijn verbruik de energierekening te beïnvloeden.

Vraag 1

Kent u het bericht «gasproductie ruim boven afspraak»?1

Ja.

Vraag 2

Hoe beoordeelt u het productievolume van 54 tot 55 miljard kuub in 2013 in relatie tot het productieplafond van gemiddeld 42,5 miljard kuub per jaar dat in januari 2011 door u werd vastgesteld?

Het productieplafond voor de productie van gas uit het Groningenveld is geregeld in artikel 55 van de Gaswet. Dit artikel is op 1 juli 2004 in werking getreden en kwam in de plaats van het tot die tijd jaarlijks door de Minister van Economische Zaken vast te stellen nationale productieniveau2.
Het productieplafond geeft aan van welke hoeveelheid Groningengas GasTerra mag uitgaan bij de taken die aan haar zijn opgedragen in de Gaswet, artikel 54, eerste lid, onderdelen a. en b. Het gaat hier om de op GasTerra rustende innameplicht voor aardgas afkomstig uit andere Nederlandse gasvelden dan het Groningenveld. Het doel en de grondslag van het productieplafond is dus het kleine velden beleid dat erop is gericht de gaswinning uit de Nederlandse kleine velden zoveel mogelijk te bevorderen. Dit onder meer door enerzijds te voorkomen dat dit gas wordt «verdrongen» door het gas uit het Groningenveld en anderzijds de balansrol van het Groningenveld te waarborgen.
Het eerste productieplafond is eind 2005 vastgesteld voor de periode 2006 t/m 2015 en houdt in dat GasTerra in die periode in totaal 425 miljard m3 mag afnemen uit het Groningenveld, hetgeen neerkomt op een gemiddelde afname van 42,5 miljard m3 per jaar.
Conform artikel 55 van de Gaswet is in januari 2011 een tweede productieplafond vastgesteld, nu voor de periode 2011 t/m 2020, waarbij het volgende is geconstateerd:
Voor het vaststellen van het productieplafond voor de periode 2011 t/m 2020 is wederom 425 miljard m3 als uitgangspunt genomen. Deze hoeveelheid is vermeerderd met de 23,5 miljard m3 die GasTerra in de periode 2006 t/m 2010 minder heeft afgenomen uit het Groningenveld dan de hoeveelheid waarvan zij in die periode op basis van het gemiddelde per jaar mocht uitgaan. Daarmee komt het plafond over deze periode uit op 448,5 miljard m3, oftewel jaarlijks gemiddeld bijna 45 miljard m3. Hierdoor zal over de gehele periode 2006–2020 de gemiddelde productie niet meer bedragen dan 42,5 miljard m3 per jaar.
Met inbegrip van de productie in 2013 is sinds de instelling van het eerste plafond 334 miljard m3 gas onttrokken aan het Groningenveld, oftewel gemiddeld 41,8 miljard m3 per jaar. Daarmee blijft de afname onder de hoeveelheid die met het productieplafond is vastgesteld.
Voor de tweede plafondperiode (2011 t/m 2020) geldt dat de gemiddelde afname in de periode 2011 t/m 2013 weliswaar op 48,4 miljard m3 per jaar ligt, maar dat in deze plafondperiode de totale hoeveelheid niet meer mag bedragen dan 448,5 miljard m3, waardoor voor de jaren 2014 t/m 2020 de gemiddelde productie ongeveer 43 miljard m3 mag bedragen.
Overigens is in deze cijfers geen rekening gehouden met de in te stellen productiebeperking als gevolg van de aardbevingen.
Uit het voorgaande volgt tevens dat het productieplafond op Groningen geen instrument is om sturing te geven aan de productie van Groningengas, anders dan noodzakelijk is voor een goede uitvoering van het kleine velden beleid. Voor het eventueel gevolg geven aan het advies van Staatstoezicht op de Mijnen om de productie te verminderen in verband met te verwachten zwaardere bevingen, biedt het productieplafond dan ook geen grond.
Voor wat betreft de relatie met de energietransitie merk ik op dat het huidige productieplafond er voor zorgt dat er minder gas uit het veld wordt geproduceerd dan technisch en economisch mogelijk is. Verder geldt ook hier dat het productieplafond alleen kan worden ingezet ten behoeve van een goede uitvoering van het kleine velden beleid.

Vraag 3

Hoe beoordeelt u deze productieomvang in het licht van het advies van het Staatstoezicht op de Mijnen uit 2013 om de productie te verminderen vanwege te verwachte zwaardere bevingen in het gebied?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 4

Hoe beoordeelt u de volumegroei in het licht van de noodzakelijke energietransitie? Deelt u de mening dat het snel leeghalen van het Groningenveld op gespannen voet staat met de inzet van gas als back-up in de periode van energietransitie? Zo nee, waarom niet?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 5

Kunt u aangeven waarom de exportcijfers geheim zijn? Bent u bereid deze gegevens openbaar te maken? Zo nee, waarom niet?

Deze cijfers zijn niet geheim. In het Jaarverslag van GasTerra over 2012 staan de volgende gegevens over de afzet en de export van Nederlands gas door GasTerra (hoeveelheden in miljard m3):
Nederland
34,8
38,1
België
4,7
4,7
Duitsland
19,3
18,8
Frankrijk
6,1
6,7
Italië
8,2
7,1
Verenigd Koninkrijk
9,6
10,6
Zwitserland
0,7
0,7
Deze hoeveelheden omvatten zowel laagcalorisch als hoogcalorisch gas en daarmee ook al het Groningengas dat door NAM wordt geproduceerd en door GasTerra wordt verkocht. Cijfers over de export van Groningengas zijn niet te geven aangezien er geen export van specifiek Groningengas plaatsvindt. Dit gas wordt in het transportnet eerst vermengd tot laagcalorisch gas en aangevuld met geconverteerd hoogcalorisch gas alvorens het uiteindelijk wordt verbruikt.
Overigens is GasTerra niet de enige onderneming die Nederlands gas exporteert. Ook anderen exporteren dit gas. In de jaren 2011 en 2012 ging het daarbij om respectievelijk 4,3 en 8,6 miljard m3.

Vraag 6

Wilt u deze vragen beantwoorden voor het debat over het volume van de gasproductie?

Ja.

Vraag 1

Kunt u aangeven welk deel van de 116 miljoen extra innovatie subsidie voor het windpark in de Noordoostpolder gaat naar de grote turbines en welk deel naar het bouwen in ondiep water?1

Er is 92 miljoen euro beschikbaar voor windturbines die gerealiseerd worden in ondiep water en 24 miljoen Euro voor de windturbines op het land (de grote windturbines).

Vraag 2

Kunt u nader toelichten waaruit de technische onzekerheden bij de bouw bestaan en welke innovatieve technieken hier zullen worden toegepast?

De plaatsing van windturbines in ondiep water, in een afgesloten gebied (IJsselmeer), maakt dat bestaande technieken en methoden voor transport en installatie die gebruikt worden voor de bouw van windturbines offshore en voor turbines op land moeten worden aangepast. Dat leidt tot een hogere complexiteit. Tevens dient in het ontwerp van de fundaties en bij het materiaal rekening te worden gehouden met de installatiemethode die anders is door de ondiepte in vergelijking met offshore windturbines. Voor de turbines op land geldt dat windturbines met een dergelijk vermogen in een dergelijk aantal nog niet eerder gerealiseerd zijn. Hiervoor geldt dat bestaande kennis en ervaring inzake logistiek, bouw en fundatieontwerp moet worden aangepast vanwege deze schaal en de locatie.

Vraag 3

Kunt u aangeven waarom het bouwen van meerdere windturbines op een rij in ondiep water als innovatief kan worden bestempeld, terwijl er reeds in 1992 bij Medemblik 4 windmolens in ondiep water zijn gebouwd?

Zoals in de vraag reeds aangegeven zijn de windturbines bij Medemblik in 1992 gerealiseerd. De omvang van het project maar vooral de schaal van de turbines is onvergelijkbaar. De windturbines bij Medemblik hebben een ashoogte van 39 meter en een rotordiameter van circa 41 meter (wieklengte circa 20 meter). De windturbines in het water van windpark Noordoostpolder zijn windturbines van de huidige generatie, met een ashoogte van 95 meter en een rotordiameter van 108 meter (wieklengte circa 54 meter). Daarmee is sprake van significant hogere/grotere lasten en dimensies.

Vraag 4

Kunt u preciezer aangeven waaruit de innovaties bestaan die het bouwen in ondiep water met zich meebrengt? Waarom wordt er hier gebouwd als het zo riskant en zo duur is?

Zie antwoord bij 2. In aanvulling: alle innovaties kennen relatief hoge risico’s en kosten. Maar de ruimte op land is beperkt. De bouw in ondiep water is nog steeds aanmerkelijk goedkoper in vergelijking met bouwen op zee door de gunstige condities (weer/golfklimaat, afstand tot de kust). Wind in ondiep water geeft ons dan ook potentie voor de toekomst.

Vraag 5

Hoe kwam uw ambtsvoorganger tot de conclusie dat er € 116 mln extra overheidsgeld nodig was voor het windpark in de Noordoostpolder, aangezien de financiering van dit park kennelijk nog niet rond is?

Mijn ambtsvoorganger heeft zich onder meer laten adviseren door ECN/KEMA inzake de kosten en opbrengsten van grote windturbines en turbines in ondiep water. Hierover is uw Kamer reeds geïnformeerd bij brief van 17 november 2009 (31 239, nr. 75).

Vraag 6

Kunt u aangeven wat de werkelijke kostprijs per kilowattuur zal zijn van dit windpark met windturbines van 3.6 en 7.5 MW als u daarbij de benodigde Stimulering Duurzame Energieproductie (SDE) subsidie en extra innovatiesubsidie meerekent?

De uiteindelijke totale subsidie per kWh door SDE+ en innovatiesubsidie is afhankelijk van de verwachte energieproductie en tevens van de marktprijs van elektriciteit aangezien de hoogte van de SDE-bijdrage daalt als de marktprijs stijgt en toeneemt, tot een vooraf gesteld maximum, als de marktprijs daalt. Met in achtneming van het voorgaande bedraagt de subsidie over de totale subsidieperiode van 15 jaar per kWh circa 5,7 eurocent voor de windturbines in het water en circa 2,4 eurocent voor de windturbines op land.

Vraag 7

Nu de kostprijs door het toepassen van de nieuwste, grootste, turbines juist hoger wordt, hoe verklaart u dan de verwachting in het energieakkoord dat de kostprijs van windstroom juist zal gaan dalen?

Het windpark NOP is innovatief en brengt daarom extra kosten met zich mee. Juist door te innoveren en te experimenteren wordt kennis en ervaring opgedaan die ervoor zorgen dat op langere termijn een kostprijsdaling kan worden gerealiseerd.

Vraag 8

Kunt u aangeven welke extra kosten, die dus bovenop de genoemde kostprijs van deze windstroom komen, Tennet tot nu toe heeft gemaakt voor het realiseren van de aansluiting van dit windpark op het hoofdnet en kunt u aangeven welke kosten Tennet daarvoor nog gaat maken?

Op basis van de Elektriciteitswet moet TenneT bij aansluiting van nieuwe productie-eenheden – grijs of groen – altijd nagaan of het net ter plaatse voldoende capaciteit heeft om de opgewekte stroom af te voeren. Er wordt dus niet speciaal voor het windpark een uitzondering gemaakt, wat de vraag lijkt te suggereren.
De kosten voor de aansluiting van het windpark op het hoofdnet zijn voor rekening van de initiatiefnemers en zijn dus onderdeel van de kostprijs van het windpark.
Daarnaast breidt TenneT om diverse redenen, waaronder het windpark, de transportcapaciteit in de Noordoostpolder uit. De groeiende behoefte aan transportcapaciteit komt voort uit een aantal ontwikkelingen. Om te beginnen is ten oosten van IJsselmuiden (net buiten de Noordoostpolder) het tuinbouwgebied «De Koekoek» in ontwikkeling. Daarnaast heeft de gemeente Noordoostpolder in haar structuurvisie een gebied bij de woonkern Luttelgeest aangewezen voor de ontwikkeling van grootschalige tuinbouw. Vanwege de voorziene opwekking van elektriciteit uit WKK dienen deze beide tuinbouwgebieden op het hoogspanningsnet aangesloten te worden.
Tot slot is de ontwikkeling van het windmolenpark langs de dijken van de Noordoostpolder een belangrijke reden voor de uitbreiding van het elektriciteitsnet.
Met de nieuwe ontwikkelingen stijgt namelijk de productie in het gebied. Het huidig hoogspanningsnet in de Noordoostpolder kan de daarvoor benodigde transportcapaciteit niet faciliteren. Uitbreiding van het net is daarom nodig.
Aangezien er diverse redenen zijn voor de netuitbreiding, dienen de kosten van de netuitbreiding aan de diverse ontwikkelingen te worden toegerekend en niet in zijn geheel aan het windpark. TenneT kan niet expliciet aangeven welke kosten aan het windpark moeten worden toegerekend, omdat voor de uitbreiding van de capaciteit is gekozen voor een algehele oplossing voor de toename van de productie in de regio.
In totaliteit gaat het voor de Noordoostpolder om een investering van ca. € 145 miljoen.

Vraag 9

Er van uitgaande dat u ons laat weten dat de verschillende subsidiebeschikkingen lopen tot respectievelijk 1 april 2016 en 31 december 2016, kunt u aangeven welke beschikking tot 1 april 2016 loopt en welke tot 31 december 2016 en welke prestatie er op die datum geleverd moet zijn, wil men in aanmerking komen voor de subsidie?

Het project Noordoostpolder bestaat uit diverse deelprojecten. De beschikking voor de windturbines in het water en voor één van de twee projecten op land loopt tot 31 december 2016. De beschikking voor het andere project op land tot 1 april 2016. De prestatie die op 1 april 2016 geleverd moet zijn, is de realisatie van 8 windturbines op land respectievelijk 48 turbines in het water. De prestatie die op 31 december 2016 geleverd moet zijn, is de realisatie van 30 windturbines op land.

Vraag 1

Bent u op de hoogte van de brief van de burgemeester van Rotterdam en de Commissaris van de Koning van Zuid-Holland aan E.ON en GDF SUEZ, waarin wordt aangedrongen op een snelle investeringsbeslissing inzake het ROAD CCS (C02 opvang en afslag) demonstratie project?

Ja.

Vraag 2

Klopt het dat bij de vergunningverlening destijds harde toezeggingen zijn gedaan door E.ON en GDF SUEZ, om te investeren in het ROAD CCS demonstratie project? En klopt het dat daarbij geen voorwaarden zoals een hoge CO2-prijs zijn gesteld? Zo ja, waarom worden deze toezeggingen nu niet nagekomen?

Of er daadwerkelijk harde toezeggingen zijn gedaan is mij niet bekend. In de brief van de burgemeester van Rotterdam en de Commissaris van de Koning van Zuid-Holland aan E.ON en GDF SUEZ wordt verwezen naar afspraken in het kader van de bouw van de twee nieuwe kolencentrales. In deze is het Rijk niet het bevoegd gezag. Het Rijk is dan ook niet betrokken geweest bij eventuele afspraken over de bouw van een CO2 afvanginstallatie.

Vraag 3

Deelt u de mening dat CCS een noodzakelijke techniek is om de klimaatdoelstellingen te halen? Zo nee, waarom niet?

Ja.

Vraag 4

Deelt u de mening dat investeringen in een project zoals ROAD kunnen leiden tot kennis over CCS die vervolgens door Nederlandse bedrijven en instellingen in het buitenland te gelde gemaakt kan worden?

Een grootschalig demonstratieproject als ROAD is in de eerste plaats bedoeld om meer ervaring op te doen met CCS en zo de kosten te laten dalen. Daarmee wordt brede toepassing van CCS in de toekomst mogelijk. De Nederlandse kennisinstituten maken nu al hun kennis over CCS in het buitenland ten gelde. Indien het ROAD project doorgaat valt te verwachten dat dit verder zal toenemen.

Vraag 5

Bent u bereid om met de betrokken partijen in gesprek gaan om te bevorderen dat de investeringsbeslissing op korte termijn, voor 31 januari 2014, genomen wordt? Zo nee, waarom niet?

Ik ben reeds geruime tijd met alle betrokken partijen in gesprek om te bevorderen dat het ROAD project daadwerkelijk van de grond komt. De gesprekken zijn in een beslissend stadium aangeland. Op 31 januari is er op initiatief van de Europese Commissaris voor Energie de heer Oettinger een bijeenkomst in Brussel om het ROAD project te bespreken. Ik verwacht op korte termijn, maar wel na 31 januari 2014, een besluit over de investeringsbeslissing van ROAD.

Vraag 1

Wat is uw reactie op het bericht «Minister rekent verkeerd»?1

In het artikel wordt de link gelegd tussen de haalbaarheidsstudie windenergie binnen de 12 mijlszone en de afspraken over de veertig procent kostendaling in het SER-akkoord. Ik wil dit graag ophelderen.
Het is juist dat ik samen met de Minister van IenM de haalbaarheid van windmolens binnen de 12 nautische mijl onderzoek. Het uitgangspunt voor deze studie is de veronderstelling dat windenergie binnen de 12 nautische mijl goedkoper is dan windenergie buiten de 12 nautische mijl. De haalbaarheidsstudie bevindt zich in de afrondende fase. Ik hoop de Kamer in de eerste helft van 2014 over de resultaten te kunnen informeren.
Daarnaast is het juist dat er in het SER-akkoord een afspraak is gemaakt over een kostenreductie van veertig procent. Zoals ik al eerder heb aangegeven, heeft de windenergiesector zelf aangegeven een kostenreductie van veertig procent in 2020 te kunnen realiseren. Dit zijn de partijen die de windmolenparken in de praktijk moeten gaan bouwen. Ik hecht veel waarde aan het inzicht van de sector en de ondertekening van dit energieakkoord.
Het is echter onjuist dat verondersteld wordt dat deze veertig procent kostenreductie geheel gerealiseerd moet worden door het bouwen van windenergie binnen de 12 nautische mijl.
De veertig procent kostenreductie moet plaats vinden op basis van meerdere facetten. Zo speelt innovatie hier een grote rol. Er is dan ook een belangrijke rol weggelegd voor het Topconsortium van Kennis en Innovatie voor Wind op Zee (TKI WOZ).

Vraag 2

Kunt u aangeven hoeveel kostenreductie er behaald wordt door windturbines op zee op 6 km afstand van de kust te plaatsen, in plaats van uit het zicht op minimaal 50 km afstand?

Onderdeel van de haalbaarheidsstudie windenergie binnen de 12 nautische mijl is een Maatschappelijke kosten-batenanalyse (MKBA). Hierin worden alle voor- en nadelen van een investering in geld uitgedrukt («gemonetariseerd»). De MKBA is gebaseerd op de nu beschikbare gegevens. Dit betekent dat uiteindelijke kostenvoordelen lager of hoger kunnen uitvallen wanneer er meer details van gebieden bekend zijn. Zoals ik al aangaf in mijn antwoord op vraag 1 is de haalbaarheidsstudie op dit moment in de afrondende fase. Ik kan daarom geen precieze uitspraken doen over hoeveel kostenreductie er behaald wordt. Wel kan ik aangeven dat de veronderstelling dat het realiseren van windenergie dichter bij de kust voordeliger is dan verder weg op zee, wordt ondersteund door de eerste uitkomsten van de MKBA.

Vraag 3

Klopt het dat u de cijfers over de 40% kostenreductie heeft ontvangen van de industrie en, specifieker nog, van Siemens? Zo nee, kunt u aangeven wat de bron is van deze berekening?

In de beantwoording van eerdere vragen van het lid Leegte (VVD) ben ik reeds ingegaan op de veertig procent kostenreductie. Zoals hierboven is aangegeven, heeft de sector zelf aangegeven veertig procent kostenreductie te kunnen halen. Daaraan heeft zij zich ook gecommitteerd. Het Energieakkoord is door verschillende onafhankelijke organisaties doorgerekend, waaronder ECN. Uit de doorrekening is gebleken dat de gestelde doelstellingen voor duurzame energie binnen bereik zijn met de afspraken uit het SER-akkoord. ECN heeft zijn eigen aannames gehanteerd waarin diverse aspecten en ervaringen zijn meegenomen die representatief zijn voor de ontwikkelingen in de komende jaren.

Vraag 4

Deelt u de analyse van de bewonersplatformen dat het plaatsen van windturbines voor de kust zal resulteren in verlies van 15.000 banen in de toeristische sector? Zo nee, waarom niet?

Wanneer er inderdaad windmolens dichtbij de kust worden geplaatst, kan dat effect hebben op het toerisme en de daarbij behorende werkgelegenheid.
Een eerste onderzoek in het kader van de haalbaarheidsstudie laat in ieder geval een negatief effect zien op de beleving en de bezoekintenties voor die locatie. Dit onderzoek maakt deel uit van de eerder genoemde haalbaarheidsstudie. Het onderzoek geeft alleen percentages, dus het verlies van 15.000 banen is door het Bewonersplatform Leefbare Kust zelf gekwantificeerd, waarbij naar ik aanneem gebruik is gemaakt van de eerste resultaten van het onderzoek. Een afvaardiging van het Bewonersplatform Leefbare Kust zat hierbij in de begeleidingsgroep.
Graag merk ik op dat de in het onderzoek gepresenteerde effecten gebaseerd zijn op vragen over de bereidheid tot een toeristisch bezoek aan kustlocaties bij mogelijke plaatsing van windmolens op verschillende afstanden van de kust en niet op metingen van daadwerkelijke effecten. Zoals het rapport zelf ook stelt, zal in de praktijk doorgaans een (veel) kleiner percentage mensen het voorgenomen gedrag daadwerkelijk vertonen. Ten slotte wordt bij de maatschappelijke kosten en baten gekeken naar de effecten van het plaatsen van windmolens in de 12 mijlszone op nationaal niveau en niet alleen naar de regionale effecten.

Vraag 5

Bent u bereid om bij ieder windturbineproject met een mogelijk negatieve invloed op het toerisme het dreigende verlies van banen te onderzoeken, en de Kamer hierover te informeren?

De mogelijke effecten op toerisme en recreatie zijn reeds onderdeel van de milieueffectrapportage (MER), dat verplicht is voor vrijwel elk nieuw windmolenpark. In het besluitvormingsproces zijn bij wet verschillende inspraakmomenten voorzien. Om de Kamer apart te informeren over dit aspect bij elk voornemen, van welk formaat dan ook, lijkt mij dan ook onnodig.

Vraag 1

Bent u op de hoogte van de situatie dat gemeenten met negatieve verevening te maken krijgen, wanneer windmolens binnen de gemeentegrenzen worden gebouwd en de OZB-inkomsten stijgen? Bent u op de hoogte van de situatie dat gemeenten slechts 30% van de meeropbrengsten van windenergie in het Gemeentefonds terugzien?1

De opbrengst van de door de windmolens geleverde windenergie wordt niet verevend via het Gemeentefonds.
Binnen het Gemeentefonds wordt op basis van de Financiële-verhoudingswet 1997 rekening gehouden met de mogelijkheden van een gemeente om onroerende zaak belasting (OZB) te innen, oftewel met de (rekenkundige) belastingcapaciteit van de gemeente. Ook voor windmolens kunnen gemeenten OZB heffen. Windmolens vallen onder de categorie «niet-woningen», waarvan 70% van de rekenkundige opbrengst wordt verevend. 30% van de rekenkundige opbrengst blijft ongemoeid.
Verevening vindt plaats op basis van het totale WOZ-waardebedrag in de gemeente, de waarde van het totale onroerend goed dat aan heffing van OZB kan worden onderworpen op basis van het rekentarief dat in de praktijk meestal lager ligt dan het tarief dat gemeenten daadwerkelijk hanteren. Door de jaarlijkse totale WOZ-waarde van gemeenten, inclusief een deel van de waarde van windmolens (i.c. 42%), te berekenen en te vermenigvuldigen met het OZB-rekentarief in het Gemeentefonds, ontstaat de rekenkundige OZB-opbrengst van een gemeente.
Uit jurisprudentie over de wet onroerende zaken (WOZ) volgt dat 58% van de waarde van windmolens, op grond van de werktuigenvrijstelling, niet wordt meegenomen in de grondslag van de bepaling van de WOZ-waarde.
Hierdoor vormt deze waarde geen grondslag voor de te verevenen OZB-opbrengst van gemeenten.

Vraag 2

Deelt u de mening dat voor het behalen van de doelstelling van 6.000 MW aan windenergie draagvlak onder bewoners en bedrijven essentieel is? Deelt u de mening dat omwonenden moeten kunnen meeprofiteren van nieuwe windparken, bijvoorbeeld via investeringsfondsen voor schadeloosstelling, compenserende maatregelen, maatschappelijke projecten en herinrichtingsprojecten?

Om de doelstelling van 6.000 MW windenergie te behalen is het essentieel dat tijdig voldoende ruimtelijke inpassingsplannen worden vastgesteld. Om dat op een bestuurlijk verantwoorde en zorgvuldige manier te doen is van belang om bij windprojecten de omgeving te betrekken. Door middel van (plan)participatie wordt gelegenheid geboden tot overleg tussen verschillende betrokken partijen en wordt de omgeving betrokken bij het planproces.
Zoals reeds opgenomen in de (ontwerp) Structuurvisie Windenergie op land stimuleert het kabinet daarnaast ook financiële participatie. Verschillende (markt) partijen in windenergie werken hier reeds aan. De brancheorganisatie NWEA stelt binnenkort een gedragscode participatie vast. Enkele voorbeelden van financiële participatie zijn verkoop van obligaties, het lidmaatschap van een coöperatieve vereniging, een korting op de energierekening of een bijdrage aan collectieve voorzieningen. Zowel plan participatie als financiële participatie kunnen bijdragen aan het vergroten van draagvlak. Daarnaast is bij windenergieprojecten net zoals bij andere projecten waarvoor ruimtelijke plannen worden vastgesteld het planschadeartikel van de Wet ruimtelijke ordening van toepassing.

Vraag 3

Vindt u het wenselijk dat de negatieve verevening in het geval van extra windmolens er voor zorgt dat een groot deel van de baten van een windpark niet bij de regio terechtkomen, maar worden herverdeeld over gemeenten in heel Nederland? Deelt u de mening dat een dergelijke herverdeling ten koste gaat van investeringen in streekfondsen en compenserende maatregelen?

Zoals al aangegeven onder 1 wordt alleen een deel van de belastingopbrengst uit OZB verevend. De overige baten van een windpark gaan naar de eigenaar en/of aandeelhouders. Gemeenten kunnen meedelen in de baten van een windpark door eigen beheer of deelnemingen.

Vraag 4

Deelt u de mening dat een dergelijke maatregel juist funest is voor het draagvlak van windprojecten onder gemeenten en omwonenden? Zo ja, bent u bereid in het dossier «windenergie op land» de negatieve verevening van toenemende OZB-opbrengsten te herzien?

Het door u geschetste probleem herken ik niet omdat de verevening alleen ziet op de OZB-opbrengsten voor zover de windmolen niet onder de werktuigenvrijstelling valt. Voor het betrekken van de omgeving en het creëren van draagvlak voor windenergie is de OZB noch de verdeling van het gemeentefonds een instrument. Hiervoor zijn andere instrumenten meer geëigend.

Vraag 1

Kent u het onderzoeksverslag van de curatoren van het failliete Econcern dat op woensdag 11 december 2013 werd gepubliceerd en de berichtgeving hierover?1

Ja.

Vraag 2

Deelt u de mening dat de uitkomst van dit onderzoeksverslag en de in dit verslag door beide curatoren van Econcern aangekondigde vervolgonderzoeken mogelijk schadelijk kunnen zijn voor het huidige management van Typhoon, dat bijna geheel uit ex-managers van Econcern bestaat? Zo nee, waarom niet?

Over het onderzoeksverslag van curatoren heb ik geen mening. Het behoort tot de zorgplicht van curatoren om de boedel van Econcern te vereffenen. Over hun bevindingen gaan zij zelf. Op hun handelen is toezicht van de zijde van de rechter-commissaris. Curatoren zullen zich ongetwijfeld bij betrokkenen melden indien zij van mening zijn dat voormalig bestuurders of commissarissen aansprakelijk gesteld moeten worden.

Vraag 3

Wat is uw reactie op het door beide curatoren ingestelde diepgaand onderzoek naar de gangen van de toenmalige directeur van Econcern, waaruit is gebleken dat deze een gedeputeerde van de Provincie Noord Holland heeft omgekocht in een poging geld van de provincie los te krijgen om het bedrijf Darwind gunstig bij de Provincie te stemmen?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 4

De ex-directeur van Econcern is nu directeur van het door hem opgerichte bedrijf Typhoon, dat bouwplannen heeft om ten noorden van Schiermonnikoog twee windmolenparken te bouwen; bent u bereid door het Openbaar Ministerie of de FIOD bij Typhoon een uitvoerig forensisch financieel onderzoek te laten verrichten naar mogelijk vergelijkbare omkopingsgevallen door leden van het managementteam van Typhoon? Zo nee, waarom niet?

Nee. Er is geen reden voor een bijzonder onderzoek.
Overigens blijkt uit mediaberichten2 dat het belang dat Typhoon Offshore B.V. heeft in de vennoten van Buitengaats CV en ZeeEnergie CV naar verwachting binnenkort zal worden afgestoten bij het bereiken van de zogenaamde financial closure.

Vraag 5

In hoeverre komt de toegezegde subsidie van 4,5 miljard euro in gevaar indien blijkt dat één of meerdere managers van Typhoon, die voorheen de directie voerden bij Econcern, zich mogelijk te buiten zijn gegaan aan het plegen van strafbare feiten en daarmee hun integriteit te grabbel hebben gegooid?

De toegezegde subsidie komt niet in gevaar.
In de periode van 4 januari 2010 tot 1 maart 2010 konden partijen die over een Wbr-vergunning (vergunning in het kader van de Wet beheer Rijkswaterstaatwerken) beschikten voor de realisatie van een windpark op zee een aanvraag indienen voor de SDE tender Windenergie op Zee 2009. In totaal zijn er voor twaalf locaties vergunningen afgegeven aan Nederlandse ondernemingen en ondernemingen gevestigd in andere EU-landen. Op 1 maart zijn er 16 aanvragen voor SDE-subsidie ontvangen voor 10 locaties. Na rangschikking van de aanvragen is bij datum van 12 mei 2010 ten behoeve van twee windparken een subsidiebeschikking afgegeven aan Buitengaats CV en ZeeEnergie CV. De subsidiebeschikkingen maken het mogelijk dat Buitengaats CV over een periode van maximaal 15 jaar nadat de productie van duurzame elektriciteit is gestart een subsidie ontvangt tot maximaal € 2.188.926.689 en dat ZeeEnergie CV een subsidie ontvangt van maximaal € 2.206.852.320.
Uiteraard is mij bekend dat de aandelen in de vennoten van de beide CV’s door Bard, een Duitse ondernemer, in augustus 2011 zijn overgedragen aan Typhoon Offshore BV en N.V.HVC, beide Nederlandse vennootschappen. Deze aandelentransactie heeft echter geen enkel gevolg voor de SDE-subsidie; de subsidiegerechtigden blijven derhalve ongewijzigd Buitengaats CV en ZeeEnergie CV.
De subsidie wordt alleen verstrekt bij productie en levering van duurzaam geproduceerde elektriciteit. De subsidiestroom komt zoals het er nu naar uit ziet voor het eerst op gang in 2016. Mocht de installatie niet worden voltooid en er geen stroom geleverd worden dan zal er geen subsidie naar de betrokken CV’s vloeien.

Vraag 6

Bent u bereid, hangende de uitkomst van een onderzoek naar mogelijke malversaties door leden van het management van Typhoon, alle subsidieverlening aan het bedrijf op te schorten totdat onomstotelijk is vastgesteld dat zich geen strafbare feiten hebben voorgedaan? Zo nee, waarom niet?

De subsidiebeschikkingen zijn verstrekt op 12 mei 2010 aan ZeeEnergie CV en Buitengaats CV. Er is op dit moment geen reden om deze subsidiebeschikkingen aan te passen. Zoals hierboven aangegeven vindt daadwerkelijke uitkering van subsidiegeld waarschijnlijk vanaf 2016 plaats.

Vraag 7

Deelt u de mening, gezien het belang van het recht voor de samenleving, dat het recht in dit geval moet prevaleren boven dwingend opgelegde klimaatregels uit Brussel? Zo nee, waarom niet?

Indien er voor Nederland dwingend regels voortvloeien uit het Europees recht maken deze deel uit het Nederlands recht.

Vraag 1

Welke diensten van productie- en leveringsbedrijven (PLB) van energie rechtvaardigen het in rekening brengen van vastrecht, zowel bij de levering van gas als van elektriciteit?

Energieleveranciers kunnen verbruiksonafhankelijke en verbruiksafhankelijke tarieven rekenen voor de levering van energie. Vastrecht is een verbruiksonafhankelijk tarief dat leveranciers in rekening brengen ter dekking van een deel van de overheadkosten en dat leveranciers verschillend kunnen vaststellen. Het betreft kosten die worden gemaakt onder andere ten behoeve van tijdige en juiste facturatie, incassokosten en klantenservice.
De productie en levering van energie gebeurt in een vrije markt, dus energieleveranciers bepalen zelf welke diensten zij aanbieden en op welke wijze zij deze in rekening brengen. De energieleveranciers kunnen daarom verschillende typen contracten aanbieden, met verschillende hoogtes van verbruiksonafhankelijke en verbruiksafhankelijke leveringstarieven. Dit zorgt ervoor dat consumenten ook daadwerkelijk iets te kiezen hebben, al naar gelang persoonlijke situaties en voorkeuren. Zo kan een consument met een hoog jaarverbruik kiezen voor een product met een relatief hoog vastrechtbedrag en een relatief laag verbruiksafhankelijk tarief, wat uiteindelijk tot een voordeel kan leiden voor deze consument.
Voor een consument met een laag energieverbruik kan het juist interessant zijn om een leverancier te kiezen met een relatief laag verbruiksonafhankelijk tarief. Ik zie dan ook geen aanleiding om leveranciers te verplichten overheadkosten – of andere vaste kosten – bij klanten af te rekenen via het verbruiksafhankelijke tarief.

Vraag 2

Indien dit «algemene dienstverlening rond het beschikbaar stellen van een aansluiting is»:

Zie antwoord vraag 1.

Vraag 3

Kunt een overzicht geven van de ontwikkeling van het vastrecht bij de vier grootste PLB’s in de afgelopen tien jaar? Is er enige zakelijk reden waarom de stijging van het vastrecht de laatste jaren veel hoger is dan van de gas- en elektriciteitsprijzen? Zo nee, onderschrijft u dat deze werkwijze de consument misleidt doordat gemakkelijke gestunt kan worden met de leveringstarieven, terwijl de feitelijke rekening niet daalt?

De Autoriteit Consument en Markt (ACM) monitort de ontwikkeling van de totale leveringskosten voor een gemiddeld huishouden voor elektriciteit en gas en rapporteert hierover in haar halfjaarlijkse monitoringsrapportages. ACM gebruikt hiervoor het gewogen gemiddelde van verbruiksafhankelijke tarieven (voor elektriciteit €/KWh; voor gas €/m3) van alle energieleveranciers plus het gewogen gemiddelde verbruiksonafhankelijke tarief (per jaar). Cijfers voor de vier grootste energieleveranciers zijn niet voorhanden, maar de ACM geeft aan dat onderstaande tabel1 een representatief beeld geeft van de trendmatige ontwikkeling van de leveringskosten voor een gemiddeld huishouden (prijzen zijn exclusief BTW en energiebelasting). Wel zal ik de ACM vragen om in de eerstvolgende monitoringsrapportage een overzicht te geven van de ontwikkeling van het vastrecht bij de vier grootste energieleveranciers.
1-7-2006
€ 18,51
€ 0,0674
1-1-2007
€ 18,50
€ 0,0810
1-7-2007
€ 20,21
€ 0,0787
1-1-2008
€ 19,05
€ 0,0769
1-7-2008
€ 19,07
€ 0,0792
1-1-2009
€ 20,44
€ 0,0937
1-7-2009
€ 20,49
€ 0,0878
1-1-2010
€ 20,49
€ 0,0733
1-7-2010
€ 21,34
€ 0,0726
1-1-2011
€ 22,44
€ 0,0698
1-7-2011
€ 24,26
€ 0,0722
1-1-2012
€ 26,80
€ 0,0742
1-7-2012
€ 27,10
€ 0,0748
1-1-2013
€ 32,78
€ 0,0705
1-7-2013
€ 32,18
€ 0,0701
1-7-2006
€ 18,06
€ 0,3225
1-1-2007
€ 16,93
€ 0,3506
1-7-2007
€ 19,84
€ 0,3167
1-1-2008
€ 20,86
€ 0,3226
1-7-2008
€ 20,37
€ 0,3838
1-1-2009
€ 21,68
€ 0,4292
1-7-2009
€ 21,65
€ 0,2728
1-1-2010
€ 21,85
€ 0,2729
1-7-2010
€ 36,03
€ 0,2926
1-1-2011
€ 24,37
€ 0,2974
1-7-2011
€ 25,16
€ 0,3480
1-1-2012
€ 27,25
€ 0,3574
1-7-2012
€ 27,88
€ 0,3947
1-1-2013
€ 32,56
€ 0,3555
1-7-2013
€ 32,92
€ 0,3459
De tabel laat zien dat gemiddeld de tarieven voor het verbruiksonafhankelijke deel van de energierekening verhoudingsgewijs meer gestegen zijn dan de verbruiksafhankelijke tarieven. Dit kan mede verklaard worden doordat er de afgelopen 8 jaar meer productdifferentiatie heeft plaatsgevonden, zoals contracten met verschillende looptijden of producten zoals groene energie.
Ik heb van ACM geen signalen ontvangen dat consumenten zich misleid achten. Uit de halfjaarlijkse monitoringsrapportages van ACM blijkt dat klanten juist steeds meer bereid zijn van energieleverancier te wisselen. Zo geeft inmiddels 44% van alle huishoudens aan wel eens te zijn overgestapt en is het switchpercentage sinds de liberalisering nog nooit zo hoog geweest als nu. Tussen 1 juli 2012 en 1 juli 2013 stapte 13,6% over voor elektriciteit en 13,3% voor gas.
Dit laat onverlet dat een transparante energierekening voor consumenten voor mij een belangrijk doel is. Een aantal maatregelen specifiek gericht op het beter begrijpelijk maken van de energieprijzen wordt daarom uitgewerkt in het kader van de wetgevingsagenda STROOM. Ik vind daarbij drie zaken belangrijk. Prijzen moeten ten eerste begrijpelijk zijn. Ten tweede moeten prijzen van verschillende energieleveranciers vergelijkbaar zijn en ten derde moeten prijzen consistent zijn in de keten van aanbod, contract en rekening. Energieleveranciers kunnen een belangrijke bijdrage aan de begrijpelijkheid en vergelijkbaarheid van energieprijzen leveren door gebruik te gaan maken van dezelfde begrippen en deze aan de consument op uniforme wijze uit te leggen. Ik ben met de sector in gesprek hierover. Ook vind ik het belangrijk dat consumenten weten welke componenten van de energieprijs ze kunnen beïnvloeden, door bijvoorbeeld minder te verbruiken of door over te stappen van energieleverancier, en welke ze niet kunnen beïnvloeden.
Het vastrecht voor levering kunnen consumenten bijvoorbeeld beïnvloeden door over te stappen van energieleverancier, maar niet door minder te verbruiken.

Vraag 4

Houdt de Autoriteit Consument en Markt (ACM) toezicht op de ontwikkeling van het vastrecht bij de productie- en leveringsbedrijven van energie? Op grond van welke criteria en met welke frequentie?

ACM houdt toezicht op de leveringstarieven als geheel. Energieleveranciers zijn namelijk verplicht om op een betrouwbare wijze en tegen redelijke tarieven en voorwaarden energie te leveren aan consumenten en bedrijven. Dit is vastgelegd in de Elektriciteitswet (artikel 95b) en in de Gaswet (artikel 44). Wanneer de ACM het totale leveringstarief als onredelijk beoordeelt heeft ze de bevoegdheid om in te grijpen en kan ze een maximumtarief opleggen.

Vraag 5

Indien de ACM geen prioriteit geeft aan dit thema: kan er op de kortst mogelijke termijn een analyse gemaakt worden van de vastrecht-problematiek?

Ik zie geen probleem in de wijze waarop vastrecht in rekening wordt gebracht. Ook ACM ziet hier geen knelpunten. ACM houdt bovendien toezicht op de redelijkheid van het totale leveringstarief. Ik vind het wel van belang dat de energierekening begrijpelijk is en ik ben hierover met de sector in gesprek. Vanwege bovenstaande zie ik geen toegevoegde waarde in nader onderzoek.

Vraag 6

Bent u bereid te onderzoeken of het mogelijk is om de PLB’s te verplichten om hun overheadkosten via de energieprijzen te verrekenen, in plaats van via een versluierend werkend vastrechttarief?

Zie antwoord vraag 5.

Vraag 1

Wat is de reden voor het ontbreken van calamiteitenplannen specifiek geënt op windturbines en waarvan de Veiligheidsregio Rotterdam-Rijnmond aangeeft dat deze niet aanwezig zijn? Voor welke veiligheidsregio(»s) geldt dit nog meer?

De brandweer van de Veiligheidsregio Rotterdam Rijnmond heeft generieke instructies en procedures voor brandbestrijding en hulpverlening, waaronder voor brand in hoge gebouwen. Voor speciale objecten zijn er specifieke inzetprocedures en aanvalsplannen. Bijvoorbeeld voor hoge gebouwen zoals flats of kantoortorens waar veel mensen aanwezig zijn of indien er bij een incident een groot effect voor de omgeving te verwachten is.
Voor windturbines zijn er geen specifieke inzetprocedures. Brandweerfunctionarissen maken bij de brandbestrijding en hulpverlening bij alle windmolens gebruik van de bovengenoemde generieke procedures en van de kennis en ervaring verkregen bij opleiding, training en oefening.
Naast deze mogelijkheden van de basisbrandweerzorg kan gebruik gemaakt worden van de hoogtereddingsteams van de brandweer (zie antwoord 4 en 5). Gezien de lage frequentie van incidenten met windmolens wordt dit toereikend geacht. Of er redenen zijn om te kunnen beschikken over aanvullende middelen of procedures, specifiek voor windturbines, zal mogelijk blijken uit het brandonderzoek van de Veiligheidsregio Rotterdam Rijnmond naar de windmolenbrand in Ooltgensplaat.
Het opstellen van instructies, inzetprocedures en aanvalsplannen is een verantwoordelijkheid van de veiligheidsregio’s. Er worden hiervan geen landelijke overzichten bijgehouden.

Vraag 2

Tot welke hoogte gelden de door de brandweer toegepaste algemene instructies en middelen voor het werken op grote hoogte en is er verschil tussen de veiligheidsregio’s voor wat betreft deze instructies? Kunt u een overzicht uitgesplitst per veiligheidsregio geven?

Instructies voor de hulpverlening en brandbestrijding op hoogte, waaronder veiligheidsinstructies, gelden in principe voor iedere hoogte.
Voor brandbestrijding en hulpverlening op hoogten boven 20 meter worden in gebouwen waar (veel) mensen verblijven in het vergunningsproces extra voorzieningen geëist (bijvoorbeeld een droge blusleiding, een sprinkler, een extra vluchtweg). Dit betreft overigens andere typen objecten dan windmolens, die een bouwwerk niet zijnde een gebouw zijn. Een windmolen is een niet voor publiek toegankelijk object; er verblijven geen mensen maar incidenteel enkel (onderhouds)personeel. Het personeel dient conform de Arbowet aan eisen te voldoen. (zie antwoord 6). Met autoladders en hoogwerkers kan de brandweer een hoogte van ongeveer 25 meter bereiken voor redding en blussing via de buitenzijde.
Instructies en middelen behoren tot de verantwoordelijkheid van de veiligheidsregio’s. Er worden hiervan geen landelijke overzichten bijgehouden.

Vraag 3

Hoeveel windturbines in Nederland vallen buiten de in hierboven genoemde instructies?

Zie antwoord vraag 1.

Vraag 4

In welke plaatsen zijn specialistische teams aanwezig en hoe snel kunnen deze bij windturbinecalamiteiten aanwezig zijn? Kunt u daarbij de minimale en maximale aanrijtijd vermelden voor de meest ver gelegen windturbines?

Er zijn specialistische brandweerteams voor redding op hoogte aanwezig in Utrecht, Terneuzen, Rotterdam en Eindhoven. Deze teams worden ingezet om mensen op hoogte (en diepte) te redden. De teams zijn niet gericht op het blussen van branden.
De maximale opkomsttijd bedraagt 1 uur. Team Utrecht verzorgt per helikopter van de Dienst Luchtvaartpolitie, Noord Nederland en het uiterste Zuiden.
De hoogtereddingsteams kunnen van windturbines van iedere hoogte mensen veilig naar beneden te brengen. Het uitgangspunt bij incidenten in windturbines blijft echter dat daarvoor getrainde monteurs zichzelf in veiligheid brengen met hun persoonlijke veiligheidsuitrusting.

Vraag 5

Kunnen alle vier specialistische teams de hoogte bereiken van de bestaande en geplande windturbines? Zo nee, van welke turbines niet en kunt u hier ook overzicht van gegeven?

Zie antwoord vraag 4.

Vraag 6

Op welke wijze is een en ander geregeld voor windturbines op zee? In hoeverre wordt er bij de afgifte van een omgevingsvergunning voor windturbines op zee rekening gehouden met de hoogte waarop een turbinebrand kan plaatsvinden? Zijn er in de veiligheidsregio’s calamiteitenplannen beschikbaar waarin rekening wordt gehouden met brand op (grote) hoogte in windturbines op zee en het redden van eventueel aanwezige mensen? Zo nee, waarom niet?

Voor het bouwen van een windturbinepark op de Noordzee verleent Rijkswaterstaat een Watervergunning. In de voorschriften van deze vergunning ligt vast, dat voor de te plaatsen windturbines een certificaat moet zijn uitgegeven. Brandveiligheidseisen maken onderdeel uit van deze certificering. Daarnaast is in de aanvraag voor de vergunning een onderhoudsplan en een calamiteitenplan opgenomen. Rijkswaterstaat beoordeelt deze plannen bij vergunningverlening. Bij vergunningverlening wordt niet specifiek rekening gehouden met de hoogte waarop een brand kan plaatsvinden.
Krachtens de Arbowet gelden voor werkzaamheden op of aan windturbines dezelfde eisen voor windmolens op land als op zee. De sector windenergie verplicht onderhoudspersoneel voor werkzaamheden aan installaties op windturbineparken op land en op zee een BHV-opleiding, een Redding op hoogte certificaat en een VCA-certificaat te hebben. Onderhoudspersoneel van windturbines is getraind om bij calamiteiten af te dalen via de buitenkant of in de windturbine. Op zee worden bij brand de aanwezige blusmiddelen in de windturbine en de blusser in de stand-by-boot gebruikt. Indien na een calamiteit zo spoedig mogelijk vervoer naar een ziekenhuis nodig is, wordt de Kustwacht ingeschakeld om het transport te verzorgen. De veiligheidsregio’s hebben geen rol bij calamiteiten bij windturbines op zee, omdat het grondgebied waar ze staan niet gemeentelijk is ingedeeld.

Vraag 1

Is het u bekend dat er in Nederland tientallen zonne-energieprojecten een groot probleem hebben nu u aan de Eerste Kamer heeft gemeld1 dat wanneer andere partijen dan de bewoner zonnepanelen op de woning installeren, de bewoners geen gebruik mogen maken van de vrijstelling van de energiebelasting, zoals beschreven in artikel 50 van de Wet Belastingen op Milieugrondslag, tenzij de productie van elektriciteit voor risico en rekening is voor de bewoner? Hoeveel projecten worden getroffen door deze aanpassing?

Vraag 2

Klopt het dat het voor het gebruikmaken van de vrijstelling van energiebelasting niet van belang is wie de eigenaar van de installatie is? Is daarbij alleen het criterium van belang dat de opwekking van elektriciteit plaatsvindt «voor rekening en risico» van de verbruiker?

Vraag 3

Waarom verklaart u het criterium «voor rekening en risico van de verbruiker» van toepassing, terwijl dat niet in artikel 50 van de Wet Belastingen op Milieugrondslag wordt genoemd?

Vraag 4

Hoe zijn de afgelopen jaren projecten die van de constructie zoals beschreven in vraag 1 gebruik maakten, fiscaal behandeld? Zijn de door u gegeven antwoorden aan de Eerste Kamer een wijziging van beleid? Zo nee, waarom worden deze projecten nu geconfronteerd met deze nieuwe inzichten?

Vraag 5

Welke oplossingen zijn er voor de problemen waar de hierboven genoemde projecten nu mee geconfronteerd worden? Is de enige mogelijkheid dat zij de lopende contracten waarbij afgerekend wordt per geleverde kWh, omzetten naar een vast leasebedrag? Welke administratieve lasten voor deze partijen zijn daaraan verbonden?

Vraag 6

Klopt het dat een verlengde private aansluiting van een oplaadpunt voor een elektrische auto achter de meter van een woning juridisch mogelijk is, zoals wordt gesteld in het onderzoek van ingenieursbureau Movares «Onderzoek Verlengde Private Aansluiting»? Is deze aansluiting nog steeds juridisch mogelijk wanneer er sprake is van levering van elektriciteit vanuit de auto aan de woning (achter de aansluiting)?

Een verbinding van achter de meter van een woning naar een oplaadpunt voor een elektrische auto is mogelijk, maar de vraag is wat de status is van een dergelijke verbinding. Als het oplaadpunt zich bevindt binnen een ander WOZ-object of zelf een ander WOZ-object is, dan zou de verbinding naar het oplaadpunt aangemerkt kunnen worden als een aansluiting of als een net. Een aansluiting achter een aansluiting kan echter niet (behoudens achter een net-op-net aansluiting), waardoor beargumenteerd zou kunnen worden dat door de verbinding te leggen met een dergelijk oplaadpunt de oorspronkelijke aansluiting van de afnemer tot net is verworden. Kortom, de vraag wat de status is van een «verlengde private aansluiting» is afhankelijk van de specifieke situatie. Hierbij is niet relevant welke kant de elektriciteit op gaat, dus het onttrekken van elektriciteit uit de accu van een elektrische auto is niet van invloed op de juridische status van de verbinding.

Vraag 7

Betekent dit ook dat een verlengde private aansluiting mogelijk is van een zonnestroominstallatie op een dak van een WOZ-object achter de meter van de aansluiting van een ander nabijgelegen WOZ-object? Met andere woorden: mag men zonnepanelen op het dak van de buren leggen en aansluiten in de meterkast van de eigen woning?

Ook bij een verbinding van achter de meter naar zonnepanelen op een ander WOZ-object speelt de vraag wat de status is van een dergelijke verbinding. Ingeval van een verbinding met een productie-installatie ligt die vraag wel duidelijker, omdat daarvoor de figuur «directe lijn» bestaat. Dat is namelijk een verbinding tussen een producent met een productie-installatie en één of meerdere verbruikers. Een verbinding met zonnepanelen op het dak van de buren is dus mogelijk, maar dat is een directe lijn en niet een «verlengde private aansluiting».

Vraag 8

Is het correct dat de Belastingdienst de btw-plicht voor de productie van zonnestroom door particulieren zodanig interpreteert dat niet alleen de stroom die aan het net wordt teruggeleverd, maar ook aan de stroom die direct in de woning zelf verbruikt wordt en de elektriciteitsmeter dus niet eens passeert, btw-plichtig is?2 Volgt deze stellingname uit het Fuchs-arrest of is dit een eigen interpretatie van de Belastingdienst? Is het niet redelijk de btw-plicht alleen van toepassing te verklaren op elektriciteit die aan het net wordt teruggeleverd en niet voor direct geconsumeerde elektriciteit?

Ja, bij niet in het dak geïntegreerde zonnepanelen is de exploitant ook btw verschuldigd over de stroom die hij zélf verbruikt. Deze btw-plicht volgt rechtstreeks uit artikel 3, derde lid, onder a, van de Wet op de omzetbelasting 1968 waarmee artikel 16 van de btw-richtlijn wordt uitgevoerd. In artikel 16 van de btw-richtlijn is een btw-plicht opgenomen voor goederen (waaronder stroom) die privé worden gebruikt. Op dit punt is er geen keuzemogelijkheid voor lidstaten. De btw-plicht is redelijk omdat btw-aftrek voor de investering in de zonnepanelen ontstaan is als gevolg van het Fuchs-arrest. Als geen btw-aftrek voor de investering in de zonnepanelen is ontstaan, is het privé-gebruik ook niet belast met btw. Door de werking van de kleine ondernemingsregeling wordt overigens na het jaar van aanschaf en ingebruikname van de zonnepanelen helemaal geen btw betaald. Ook niet over privé-gebruik. Tot een bedrag van € 1.345 hoeft op grond van die regeling namelijk helemaal geen btw te worden betaald.

Vraag 9

Wat betekent de btw-plicht voor zelf (achter de meter) opgewekte hernieuwbare elektriciteit voor een situatie waarin er sprake is van elektriciteitsopslag achter de meter? Wat betekent dit voor situaties waarin elektriciteit uitgewisseld wordt, bijvoorbeeld via smart grids?

Voor zover mij bekend komt deze situatie niet voor bij kleinverbruikaansluitingen (3x80A).

Vraag 10

Hoe gaat u om met de btw-plicht op zonnestroom in situaties met een oude terugdraaimeter, waarin het direct eigen verbruik en het volume teruggeleverde elektriciteit niet of moeilijk te bepalen is? Als de btw-plicht alleen geldt over aan het net teruggeleverde elektriciteit, hoe gaat u dit volume in deze situaties vaststellen?

De Belastingdienst merkt zonnepaneleneigenaren aan als btw-ondernemer als daarmee regelmatig en tegen vergoeding stroom wordt geleverd aan het energiebedrijf. Van een vergoeding is sprake als de exploitant een bedrag betaald krijgt voor de (via de zonnepanelen) aan het energiebedrijf geleverde stroom. Het maakt daarbij geen verschil of de eigenaar/exploitant over een zogenoemde «slimme» meter of een analoge (=terugdraai) meter beschikt, en de vergoeding via de salderingsmethode door het energiebedrijf aan de eigenaar/exploitant wordt betaald.

Vraag 11

Is u bekend dat energieleveranciers niet eenduidig omgaan met het salderen van elektriciteit op basis van het hoog- en laagtarief? Zijn energieleveranciers verplicht om in het net ingevoerde stroom tegen het tarief te salderen dat op dat moment ook in rekening wordt gebracht? Welke consequenties heeft de introductie van kwartiertarieven in dat verband?

Mij is niet bekend dat dit in de praktijk tot problemen leidt. In de Elektriciteitswet 1998 is niet expliciet opgenomen of gesaldeerd moet worden voor het dag- of nachttarief. De salderingsregeling is in het verleden tot stand gekomen om het wettelijk kader in overeenstemming te brengen met de feitelijke situatie waarin meters terugdraaiden op het moment dat elektriciteit op het net werd ingevoed. In die situatie, die in de praktijk nog steeds veel voorkomt, is automatisch sprake van saldering van productie en verbruik in dezelfde tariefcategorie. Inmiddels zijn er ook meetinrichtingen die het onttrekken en invoeden van elektriciteit apart meten. Deze meetinrichtingen registreren of dat tijdens het dag- of nachttarief gebeurt zodat verbruik en productie door leveranciers binnen dezelfde tariefcategorie kunnen worden gesaldeerd.
Hoe een eventuele introductie van kwartiertarieven hierop in zal grijpen moet op dat moment worden bezien.

Vraag 12

Klopt het dat het CBS haar cijfers van de geïnstalleerde capaciteit aan zonnestroominstallaties in Nederland baseert op een inventarisatie en inschatting van de totale afzet van leveranciers van zonnepanelen? Klopt het dat het CBS de uitgebruikname van zonnepanelen baseert op een levensduur van zonnestroominstallaties van 15 jaar, terwijl fabrikanten rekenen met een levensduur van tenminste 25 jaar?

Het is juist dat CBS de geïnstalleerde capaciteit aan zonnestroominstallaties in Nederland baseert op een inventarisatie van de totale afzet van leveranciers van zonnepanelen. Andere beschikbare informatiebronnen (zoals data over subsidies en een register van de netbeheerders) geven (nog) geen voldoende compleet beeld.
Het CBS rekent met een gemiddelde levensduur van zonnestroominstallaties van 15 jaar. Dit is een standaardwaarde voor installaties voor de productie van hernieuwbare energie die CBS hanteert als geen andere voldoende betrouwbare informatie beschikbaar is.

Vraag 13

Wat vindt u van het feit dat het CBS de geproduceerde hernieuwbare elektriciteit uit zonnestroominstallaties berekent door het geïnstalleerd vermogen te vermenigvuldigen met een kengetal van 700 kWh/kWp, terwijl AgentschapNL doorgaans rekent met een kengetal van 850 kWh/kWp en in sommige delen van het land, met een goede positionering van de zonnepanelen, een output van 1.000 kWh/kWp of meer kan worden gerealiseerd?

Het CBS berekent de productie van zonnestroom door de opgestelde capaciteit te vermenigvuldigen met 700 kWh/kWp. Dit kengetal is afgesproken in het Protocol Monitoring Hernieuwbare Energie (Agentschap NL, 2010). Het is het CBS bekend dat moderne zonnepanelen meer kunnen produceren. Daar staat tegenover dat deze 700 kWh/kWp wordt toegepast op de capaciteit die staat opgesteld aan het eind van het jaar, waarbij dus aangenomen wordt dat die capaciteit het hele jaar heeft geproduceerd. Momenteel wordt door Agentschap NL gewerkt aan een update van het Protocol. CBS en branchevereniging Holland Solar zijn bij deze update betrokken. Bij deze update zullen indien daar noodzaak voor is nieuwe inzichten uit betrouwbare bronnen worden meegenomen.

Vraag 14

Deelt u de conclusie dat de cijfers die het CBS geeft van de geproduceerde hernieuwbare elektriciteit uit zonnestroominstallaties onnauwkeurig zijn en dat deze onnauwkeurigheid met een toenemende geïnstalleerde capaciteit ook toeneemt? Acht u een afwijking van 20% of meer goed mogelijk?

In de CBS-statistiek Hernieuwbare Energie in Nederland 20123 geeft het CBS zelf aan dat de onnauwkeurigheid gelijk is aan 25% voorzover het gaat om de voorlopige cijfers over 2012. Inmiddels zijn echter de definitieve cijfers over 2012 bekend. Deze cijfers zijn nauwkeuriger. Het CBS schat de afwijkingen nu op ongeveer 15 procent.
Zonnestroom is een van de onderdelen van de statistiek hernieuwbare energie. De bijdrage van zonnestroom aan het totale verbruik van hernieuwbare energie in Nederland is beperkt tot ongeveer 1 procent. De onzekerheid in het zonnestroomcijfer heeft daardoor niet of nauwelijks enige invloed op de registratie van het totale verbruik van hernieuwbare energie in Nederland.

Vraag 15

Klopt het dat elektriciteit ongeveer zes keer zwaarder belast wordt dan aardgas als de energiebelasting gerelateerd wordt aan de energie-intensiteit? Klopt het dat elektriciteit ongeveer twee keer zwaarder belast wordt dan aardgas als de energiebelasting gerelateerd wordt aan de koolstofintensiteit per eenheid energie? Wat is daarvan de reden?

Het klopt dat elektriciteit in de eerste verbruiksschijf circa zes keer zwaarder belast wordt dan aardgas als de energiebelasting gerelateerd wordt aan de energie-intensiteit. Ook als gekeken wordt naar de koolstofintensiteit wordt elektriciteit zwaarder belast. Bij de keuze om het verbruik van elektriciteit relatief zwaarder te belasten dan het verbruik van aardgas wogen in het verleden met name de inkomenseffecten voor huishoudens met lagere inkomens mee. Het elektriciteitsverbruik blijkt meer welvaartsafhankelijk te zijn dan het aardgasverbruik. Ik vind het wenselijk om deze inkomenseffecten voor huishoudens met lagere inkomens mee te wegen. Dit laat onverlet dat een zwaardere belasting van aardgas van invloed zou kunnen zijn op bijvoorbeeld de penetratie van warmtepompen. In het energieakkoord is afgesproken dat onderzoek wordt gedaan naar de toepassing van duurzame warmte/koude, zoals de warmtepomp.

Vraag 16

Vindt u dit wenselijk mede met het oog op ontwikkelingen waarin elektriciteit op kleinverbruikersniveau met een hoog rendement kan worden geproduceerd uit aardgas door middel van een brandstofcel of, vice versa, gas geproduceerd wordt uit elektriciteit met behulp van elektrolyse («power to gas»)? Klopt het dat daardoor ook warmteopwekking door middel van warmtepompen in het nadeel is?

Zie antwoord vraag 15.

Vraag 1

Kent u het rapport «Cuadrilla Resources Ltd – Quick Scan» van onderzoeksbureau SOMO?

Ja.

Vraag 2

Deelt u de mening dat de financiële positie van Cuadrilla niet voldoende robuust is om aansprakelijkheid bij een ongeval met schaliegasboringen te garanderen?

Een vergunning die uit hoofde van de Mijnbouwwet is aangevraagd voor het opsporen of winnen van delfstoffen kan onder meer worden geweigerd op grond van de financiële mogelijkheden van de aanvrager. De beoordeling van de financiële capaciteit van Cuadrilla Resources Ltd gaf mij geen aanleiding om uit dien hoofde de aangevraagde vergunning te weigeren. Ook de overdracht van de vergunning door Cuadrilla Resources Ltd aan haar dochteronderneming Cuadrilla Brabant B.V. geeft mij, mede gezien de relatie met het moederbedrijf Cuadrilla Resources Ltd, geen reden om te twijfelen aan de financiële capaciteit van de vergunninghouder.
De houder van een vergunning uit hoofde van de Mijnbouwwet voor de opsporing of winning van delfstoffen heeft een zorgplicht ten aanzien van een goede uitvoering van de activiteiten waarvoor de vergunning is verleend. Zo moet de vergunninghouder alle maatregelen nemen die redelijkerwijs van hem kunnen worden gevergd om te voorkomen dat de met gebruikmaking van de vergunning verrichte activiteiten schade veroorzaken. Indien desondanks toch schade zou ontstaan waarvoor de vergunninghouder aansprakelijk is, dan dient hij deze te vergoeden. Er is vooralsnog geen reden om te veronderstellen dat de financiële positie van Cuadrilla Brabant B.V. niet voldoende robuust zou zijn om eventuele schade als gevolg van een ongeval bij schaliegasboringen te kunnen vergoeden.
Indien een wijziging in de financiële mogelijkheden van de vergunninghouder daartoe aanleiding zou geven, dan bestaat uiteindelijk op grond van de Mijnbouwwet de mogelijkheid de vergunning in te trekken. Ik zie op dit moment geen reden voor intrekking van de vergunning. Bedrijfsvertrouwelijke, financiële gegevens over Cuadrilla kan en wil ik niet openbaar maken.

Vraag 3

Zo ja, waarom bent u dan toch overgegaan tot het verlenen van een vergunning aan Cuadrilla?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 4

Zo nee, op welke informatie baseert u deze conclusie? Bent u bereid deze informatie te delen met de Kamer en hoe gaat u deze informatie openbaar maken?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 5

Heeft u Cuadrilla om een extra financiële garantstelling gevraagd bij afgifte van de vergunning, zoals bedoeld in artikel 46 van de Mijnbouwwet?

Artikel 46 van de Mijnbouwwet biedt de mogelijkheid om te bepalen dat zekerheid dient te worden gesteld ter dekking van de aansprakelijkheid voor de schade die naar redelijke schatting ontstaat door beweging van de aardbodem als gevolg van het winnen van delfstoffen. Nu de Mijnbouwwet deze financiële garantstelling heeft geclausuleerd en heeft verbonden aan een winningsvergunning is deze niet gevraagd bij de verlening van de opsporingsvergunning.

Vraag 6

Zo nee, waarom niet? Zo ja, bent u bereid een kopie van deze garantstelling te sturen aan de Kamer?

Zie antwoord vraag 5.

Vraag 7

Bent u bekend met de opsomming van controverses waarbij Cuadrilla betrokken is uit het eerder genoemde rapport van SOMO? Bent u van mening dat bewezen is dat Cuadrilla voldoende «maatschappelijke verantwoordelijkheidszin» heeft getoond zoals gesteld in artikel 9 van de Mijnbouwwet, zowel in haar activiteiten in het Verenigd Koninkrijk als in Nederland? Zo nee, waarom heeft u dan toch een opsporingsvergunning verleend aan Cuadrilla? Zo ja, waarop baseert u deze conclusie?

Een reden om een uit hoofde van de Mijnbouwwet aangevraagde opsporingsvergunning te weigeren, kan zijn dat de aanvrager van de vergunning bij opsporings- of winningsactiviteiten onder een eerdere onder de Mijnbouwwet vallende vergunning blijk heeft gegeven van gebrek aan maatschappelijke verantwoordelijkheidszin. Van een dergelijk gebrek is ten tijde van de verlening van de opsporingsvergunning aan Cuadrilla niet gebleken. Het rapport van SOMO geeft mij geen reden om te veronderstellen dat Cuadrilla in dit verband onjuiste of onvolledige gegevens of bescheiden zou hebben verstrekt, die grond zouden kunnen opleveren om op grond van artikel 21, eerste lid, van de Mijnbouwwet de aan Cuadrilla verleende opsporingsvergunning in te trekken.

Vraag 8

Bent u bereid om deze vragen te beantwoorden voor dat het volgende debat over schaliegas gehouden wordt?

Ja.

Vraag 1

Wat is uw reactie op het bericht «Forse stijging netkosten verwacht door groene stroom»?1

De integratie van productie van hernieuwbare energie in het elektriciteitsnet vereist extra investeringen in netten. Producenten van fossiele en hernieuwbare energie worden immers op gelijke manier door netbeheerders behandeld: de netbeheerder zorgt ervoor dat de door hen geproduceerde elektriciteit getransporteerd kan worden naar afnemers. De precieze kosten van de integratie van hernieuwbare elektriciteit zijn met onzekerheden omgeven. De gezamenlijke Nederlandse netbeheerders hebben in 2011 verschillende scenario’s uitgewerkt om indicatief in kaart te brengen hoeveel additionele investeringen in het kader van de energietransitie in de netten (zowel elektriciteit als gas) zouden moeten worden gedaan.2 De bandbreedtes van de netinfrastructuurinvesteringen voor het faciliteren van de energietransitie bedragen, afhankelijk van deze scenario’s, tussen de € 20 en € 71 miljard in de periode tot 2050. In deze scenario’s is onder andere rekening gehouden met investeringen in hoog- en middenspanningsnetten, de verzwaring van laagspanningskabels en de inpassing van windenergie, inclusief de inpassing van windenergie op zee. Deze investeringen dienen ook ter accommodatie van de verwachte stijgende vraag naar en transport van elektriciteit. Zij dienen dus niet louter ter inpassing van duurzame energie. Het rapport vermeldt ten slotte dat in haar berekeningen geen rekening gehouden is met het kostenverlagende effect van slimme netten. Netuitbreidingen zouden namelijk vermeden kunnen worden door slimmere afstemming van vraag en aanbod.

Vraag 2

Kunt u aangeven wat een gemiddeld huishouden met een gemiddeld stroomverbruik in 2012 en 2013 kwijt is aan zijn energierekening, uitgesplitst naar energiekosten, belastingen, heffingen, netwerkkosten en alle andere componenten?

De toezichthouder (ACM) brengt twee keer per jaar een rapportage uit over marktwerking en consumentenvertrouwen in de energiemarkt. Onderdeel van deze rapportage is een uiteenzetting van de opbouw van de energierekening van een huishouden met een gemiddeld gebruik.3 Hieronder vindt u een overzicht van de opbouw over de jaren 2012 en 2013.4
Jaarlijkse rekening
2012
2013
Elektriciteit
Netwerkkosten
€ 178
€ 186
Meterhuur
€ 26
€ 24
Leveringskosten
€ 287
€ 264
Gas
Netwerkkosten
€ 119
€ 123
Meterhuur
€ 19
€ 18
Leveringskosten
€ 666
€ 546
Belastingen
Energiebelasting
€ 348
€ 351
BTW
€ 329
€ 317
Totaal
€ 1.972
€ 1.829

Vraag 3

Kunt u aangeven wat een gemiddeld huishouden met een gemiddeld stroomverbruik de komende jaren naar verwachting kwijt zal zijn aan zijn energierekening? Kunt u een overzicht geven voor de jaren 2014 t/m 2023 en verder, uitgesplitst naar energiekosten, belastingen, heffingen, netwerkkosten en alle andere componenten, uitgaande van de door u geprognotiseerde electriciteitsprijzen?

Het is niet mogelijk om een exacte voorspelling te geven van de toekomstige ontwikkeling van de gehele energierekening. Deze staat immers onder invloed van een groot aantal factoren. Het is echter wel mogelijk om voor de komende drie tot vijf jaar een aantal trends waar te nemen die de energierekening van huishoudens zullen beïnvloeden:
Groothandelsprijzen1
Elektriciteit (€/MWh)
Gas (TTF) (€/MWh)
2013
€ 52
€ 25
2014
€ 49
€ 27
2015
€ 44
€ 26
2016
€ 43
€ 26
2017
€ 43
€ 25
2018
€ 45
€ 24
De prijzen voor 2013 zijn afgeleid van de jaar-vooruitprijzen over 2012. De prijzen voor gas en elektriciteit voor 2014–2018 zijn gebaseerd op de jaar-vooruitprijzen (ICE Endex) d.d. 11-12-2013.
De genoemde groothandelsprijzen van elektriciteit en gas worden beïnvloed door internationale ontwikkelingen, waaronder veranderingen in brandstofprijzen. Via interconnectoren wordt de Nederlandse groothandelsprijs bovendien ook door derde landen beïnvloed. De termijn waarop deze ontwikkelingen doorwerken in leveringsprijzen voor consumenten is ten slotte afhankelijk van het type contract dat zij hebben: vast of variabel.
Jaarlijkse kosten Heffing SDE+
Effect huishouden (incl. 21% BTW)
2013
€ 9
2014
€ 19
2015
€ 30
2016
€ 45
2017
€ 65
2018
€ 97
2019
€ 144
2020
€ 195
2021
€ 213
2022
€ 223
2023
€ 237

Vraag 4

Deelt u de mening dat een fors stijgende energierekening een enorme aanslag op de koopkracht van burgers is, dat dit het herstel van onze economie in de weg zit en dat onze welvaart hierdoor zal afnemen? Zo nee, waarom niet? Zo ja, waarom zet u dit beleid dan voort?

Een betaalbare energierekening is van groot belang. Ik houd de ontwikkeling van de energierekening van huishoudens in de gaten en neem dit belang in ogenschouw bij de vormgeving van mijn beleid.
In het antwoord op vraag 4 gaf ik al aan dat de energierekening bestaat uit verschillende onderdelen en beïnvloed wordt door vele factoren. De conclusie dat de energierekening fors zal stijgen, valt daarom mijns inziens niet te maken louter op grond van verwachte investeringen van netbeheerders voor de inpassing van hernieuwbare elektriciteit.
Daarnaast is van belang dat de vormgeving van de Nederlandse energiemarkt bijdraagt aan het laag houden van de energierekening. Een sterk concurrerende leveringsmarkt leidt bijvoorbeeld tot scherpe leveringsprijzen voor afnemers. Hierbij merk ik op dat de jaarrekening van huishoudens in 2013 € 143 lager was dan in 2012 en dat deze verlaging grotendeels te danken valt aan een lagere leveringsprijs voor gas. Bovendien is, zoals eerder aangegeven, ook het toezicht van ACM op de netbeheerders gericht op betaalbaarheid.

Vraag 1

Kent u het rapport van de Groene Rekenkamer, «De dodelijke keerzijde van windenergie»?1

Ja.

Vraag 2

In hoeverre klopt de bewering in het artikel dat de neodymium-magneten van de generatoren van de windmolens die in Nederland worden geplaatst, in China worden gemaakt in de stad Baotou?

Neodymium wordt ook gebruikt in bepaalde windturbines. Volgens de IEA is minder dan 1% van de wereldvraag naar neodymium afkomstig uit de windenergie-industrie.2 Neodymium wordt verder gebruikt in pc’s, batterijen, lampen, medische toepassingen, lasers, airbags, in speelgoed, elektronica (hoortoestellen, luidsprekers, mobiele telefoons), katalysatoren, in de glasindustrie, in LCD schermen enzovoort.
In bepaalde typen windturbines met permanente sterke magneten (er zijn ook windmolens met elektrische spoelen) wordt gebruik gemaakt van neodymium. De IEA schat in dat in 20% van deze windturbines neodymium gebruikt wordt, in de rest niet. De branchevereniging NWEA geeft aan dat voor de turbines die de laatste jaren in Nederland zijn geplaatst, geldt dat minder dan een vijfde neodymium bevat.
Neodymium wordt vooral gewonnen als «bijproduct» van de winning van ijzer. IEA geeft aan dat 97% van de winning van neodymium komt uit China. De fabriek uit Baotou is een van de producenten. Het is dus mogelijk dat in windmolens in Nederland neodymium uit Baotou bevat.

Vraag 3

In hoeverre klopt het dat in Baotou het zeldzame aardmetaal neodymium wordt gescheiden van uranium en thorium, twee radioactieve materialen?

Volgens de beschikbare informatie van het producerend bedrijf wordt er inderdaad op deze wijze neodymium geproduceerd.

Vraag 4

In hoeverre klopt het dat deze stoffen na winning en verwerking van neodymium samen met andere giftige chemicaliën worden gedumpt in nauwelijks beschermde bassins en meren?

Volgens beschikbare informatie maakt het betreffende bedrijf gebruik van een opslagterrein voor afval (tailing-material), inclusief een of meerdere reservoirs.

Vraag 5

In hoeverre klopt het dat het grondwater ter plaatse wordt besmet met ioniserende straling, de lucht hoge concentraties giftige stoffen bevat en planten, dieren en mensen dodelijk ziek worden?

Volgens de Nederlandse ambassade in Beijing is er sprake van zorgwekkende berichtgeving van over het algemeen goed geïnformeerde persbureaus inzake de schadelijk gevolgen voor het ecosysteem van het afvalmanagement rondom dit productieproces.

Vraag 6

Hoe kwalificeert u de gezondheidssituatie van de inwoners van Baotou? In hoeverre is dat het gevolg van de bouw van magneten voor Nederlandse windmolens en in hoeverre verslechtert de situatie aldaar als gevolg van een toename van de bouw van windmolens in Nederland?

Ik deel de zorgen over de schade die aan mens en milieu kan worden toegebracht wanneer de productie van neodymium op een niet-verantwoorde wijze plaatsvindt. Chinese autoriteiten zijn op de hoogte van de zorgen omtrent vervuiling en delen deze zorg. In de afgelopen paar jaar zijn door de Chinese overheid verschillende maatregelen genomen (instellen emissiestandaarden, opstellen inspectieprotocollen voor zeldzaamaardmetaalbedrijven enz.) om de ontwikkelingen in deze industrie te verbeteren. Nederland heeft bij monde van haar Speciaal Gezant Natuurlijke Hulpbronnen (SGNH) hulp aangeboden bij het bestrijden van schadelijke gevolgen van de winning van grondstoffen.

Vraag 7

Welke mogelijkheden bestaan er voor bedrijven of voor u om schadelijke milieueffecten in Baotou tot een halt te brengen?

Diverse Nederlandse bedrijven hebben kennis en kunde om de Chinese bedrijven bij te staan bij het voorkomen en bestrijden van vervuiling ten gevolge van mijnbouw. De SGNH en de Nederlandse Ambassade in Beijing hebben deze producten reeds onder de aandacht van de Chinese autoriteiten gebracht. Het is echter een besluit van Chinese zijde om daar wel of niet gebruik van te maken. Het heeft mijn blijvende aandacht.

Vraag 1

Wat is uw reactie op het bericht dat de Europese Commissie wil dat staatssteun voor duurzame energie wordt beperkt?1

Het artikel is gebaseerd op de Mededeling en de richtsnoeren die de Europese Commissie op 5 november jl. heeft uitgebracht over de interne elektriciteitsmarkt en over publieke interventie.
De Europese Unie streeft naar een aandeel van 20% hernieuwbare energie in 2020. Elke lidstaat heeft in de richtlijn Hernieuwbare Energie2een bindende nationale doelstelling toegewezen gekregen. Naar aanleiding van de richtlijn hebben lidstaten maatregelen genomen om het aandeel hernieuwbare energie te laten toenemen. De Commissie constateert in de Mededeling dat er grote verschillen zijn in het stimuleringsbeleid van lidstaten en dat lidstaten het beleid beter op elkaar zouden moeten afstemmen.
Overheidsingrijpen om het aandeel hernieuwbaar te verhogen moet volgens de Commissie efficiënt en proportioneel zijn. Maatregelen mogen de werking van de interne energiemarkt en daarmee het investeringsklimaat niet verstoren. Zo dient het aanbod van hernieuwbare energie te reageren op prijsprikkels en is overstimulering ongewenst. Zolang hernieuwbare energie duurder is dan fossiele energie-opwek en niet vanzelf tot stand komt, is gericht en efficiënt overheidsingrijpen geoorloofd. Echter, (financiële) steun door overheden dient geleidelijk te worden uitgefaseerd. Duurzame energie moet op termijn concurrerend worden met conventionele energiebronnen en een normaal onderdeel uitmaken van de interne energiemarkt.
Ik ben net als de Commissie van mening dat hernieuwbare energie zo snel mogelijk normaal onderdeel moet worden van de interne energiemarkt. Overheidsingrijpen dient een tijdelijk karakter te hebben. Prioriteit moet liggen bij het concurrerend maken van hernieuwbare energie met conventionele energiebronnen, zodat het bedrijfsleven zonder (financiële) steun van de overheid gaat investeren. Zoals gebruikelijk na het verschijnen van een Mededeling van de Commissie zal het kabinet u binnenkort een BNC-fiche met daarin een meer uitgebreide toelichting op het Nederlandse standpunt sturen.

Vraag 2

Is het waar dat de Europese Commissie aan lidstaten opdraagt de subsidies voortaan alleen nog te richten op het stimuleren van innovaties en op het concurrerend maken daarvan? Zo ja, wat betekent dit voor de Nederlandse Stimulering Duurzame Energieproductie (SDE)+-regeling?

De Commissie draagt de lidstaten niet op de subsidies alleen nog te richten op het stimuleren van innovaties en op het concurrerend maken daarvan. De Commissie biedt inzicht in de afwegingen die lidstaten zouden moeten maken bij het vormgeven van stimuleringsbeleid voor hernieuwbare energie. Met «best-practice» principes geeft de Commissie aanwijzingen voor de wijze waarop lidstaten het beleid beter kunnen vormgeven, met minder marktverstoringen tot gevolg. De Commissie pleit voor een technologieneutrale aanpak, subsidies die meebewegen met de energieprijzen en het toewijzen van steun middels concurrentie tussen hernieuwbare energieprojecten in de vorm van veilingen of tenders. Daarnaast noemt de Commissie het belang van het inbouwen van voldoende flexibiliteit, aangezien de meeste hernieuwbare energietechnologieën snelle ontwikkelingen doormaken. Het beleidsinstrumentarium moet kunnen inspelen op kostprijsdalingen van hernieuwbare energietechnologieën in de markt.
De SDE+ is in lijn met de Mededeling. De SDE+ is namelijk zodanig vormgegeven dat hernieuwbare energieprojecten met elkaar concurreren voor het beschikbare budget. Hoe lager de subsidiebehoefte, hoe groter de kans dat het project subsidie ontvangt. Hierdoor stimuleren we in Nederland de meest rendabele vormen van duurzame energie. Daarnaast deelt Nederland de opvatting van de Commissie dat de kosten van hernieuwbare energietechnologieën jaarlijks moeten worden herzien. Daarmee kunnen kostprijsreducties in beleid worden verwerkt en wordt overstimulering voorkomen. Ook zagen we in 2013 dat innovatieve technologieën als getijdenenergie een succesvolle aanvraag in de SDE+ hebben kunnen doen.

Vraag 3

Bent u van mening dat het bouwen van windparken een innovatie is?

Het kabinetsbeleid voor hernieuwbare energie richt zich op innovatie en op de uitrol van hernieuwbare energie. Het innovatiebeleid voor hernieuwbare energie – het ontwikkelen van nieuwe technologische toepassingen en realiseren van kostenreductie van hernieuwbare energietechnologieën – is onderdeel van de topsectorenaanpak. De SDE+ is in principe gericht op uitrol, met het oog op de doelstelling van 14% hernieuwbare energie in 2020. Vanzelfsprekend staan innovatie en uitrol met elkaar in verband. Door het bouwen van hernieuwbare energie-installaties, zoals windparken, worden leerervaringen opgedaan die kunnen leiden tot kostenreductie. Daar zijn ook afspraken over gemaakt met de sector in het Energieakkoord voor Duurzame Groei. Ook prikkelt het concurrentiemechanisme in de SDE+ ondernemers tot innovatie om tegen een lager subsidiebedrag hun project te realiseren. Afhankelijk van de gebruikte technologieën en omstandigheden kan het bouwen van windparken dus zeker innovatief zijn.

Vraag 4

Uw ambtsvoorganger heeft voor het te bouwen windpark in de Noordoostpolder naast de SDE-subsidie van 880 miljoen euro een innovatiesubsidie van 116 miljoen euro toegezegd; kunt u aangeven voor welke innovatieve techniek(en) deze subsidie zal worden verstrekt? Kunt u aangeven aan wie deze subsidie wordt uitgekeerd: aan de leverancier van de windturbines of aan degenen die het initiatief tot het bouwen van dit park hebben genomen?

De toekenning van de subsidie is vanwege het innovatieve karakter van het windpark dat technische onzekerheden en andere en hogere kosten met zich mee brengt. Zo worden er molens met een zeer groot vermogen (7,5 MW) neergezet, wat nog nergens op deze schaal is gebeurd. Ook staat een deel van het windpark in ondiep water. De subsidie wordt uitgekeerd aan degenen die het initiatief tot het bouwen van dit park hebben genomen.

Vraag 5

Het windpark Noordoostpolder heeft na het toekennen van de subsidies aanzienlijke vertraging opgelopen; kunt u aangeven hoe lang het toegezegde subsidie-budget voor een park gereserveerd blijft en daarmee hoe lang datzelfde budget niet beschikbaar is voor andere kansrijke innovaties?

Ik kan u melden dat de bouw van het windpark inmiddels is gestart en de realisatie binnen de daartoe gestelde termijn gepland staat. De verschillende subsidiebeschikkingen lopen tot en met 2016 (respectievelijk 1 april en 31 december van dat jaar). Ik heb er het volste vertrouwen in dat deze subsidie een belangrijke bijdrage levert aan de ontwikkeling van windenergie in de Noordoostpolder en in het algemeen.

Vraag 1

Wat is uw reactie op het artikel «Bevolking moet oordelen over akkoord energie»?1

Nederland is een representatieve democratie. Op 2 oktober jl. heeft uw Kamer op hoofdlijnen ingestemd met het Energieakkoord. Daarnaast ben ik van mening dat middels ondertekening door 40 partijen het akkoord breed draagvlak heeft in de samenleving.

Vraag 2

Waarom maakt u de Nederlandse bevolking 70 miljard euro afhandig en breekt u daarmee het systeem van elektriciteitsvoorziening af?

Het genoemde getal is niet correct. De berekening waar in het artikel aan gerefereerd wordt, bevat diverse fouten waar ik ook naar verwezen heb in mijn recente brief betreffende «Verzoek hernieuwbare doorrekening Energieakkoord».
Voor de lasten als gevolg van het Energieakkoord verwijs ik u naar het antwoord op vraag 254 van de schriftelijke vragen bij de begrotingsbehandeling van het Ministerie van Economische Zaken (Kamerstuknummer 33 750 XIII, nr. 6).

Vraag 3

Welke analyse toont onomstotelijk aan dat wij in Nederland zonder de windparken in existentiële nood geraken?

Duurzame energie, en daarmee ook windenergie, wordt gestimuleerd omdat het bijdraagt aan de betrouwbaarheid, betaalbaarheid en duurzaamheid van de energievoorziening. Daarbij draagt het eveneens bij aan het verdienvermogen van de BV Nederland. Dit wordt in vele nationale en internationale studies bevestigd.
Tevens hebben we te maken met een Europese verplichting om 14% duurzame energie te realiseren in 2020. Eén van de meest kostenefficiënte manieren om deze doelstelling te realiseren is windenergie op land, zo blijkt uit doorrekening van ECN en vele andere instituten. Daarnaast is uitrol van wind op zee en biomassa bij- en meestook nodig om de doelstelling te kunnen halen.

Vraag 4

Bent u bereid om de bevolking te laten oordelen over nut, noodzaak en kosten van windmolenparken? Zo nee, waarom niet?

Nee, zie antwoord op vraag 1.

Vraag 5

Vindt u dat het aangaan van tientallen miljarden euro's aan subsidieverplichtingen voor windparken zonder de bevolking hierover te raadplegen getuigt van goed bestuur?

Zie antwoord op vraag 1.

Vraag 6

Kunt u deze vragen voor het wetgevingsoverleg Energie van maandag 11 november 2013 beantwoorden?

Ja.

Vraag 1

Is er een overzicht van de schade aan windturbines ten gevolge van de storm van 28 oktober jl.?1

Er is geen landelijk overzicht van schade aan windturbines beschikbaar.

Vraag 2

Welke veiligheids- en ARBO-eisen worden gesteld ten behoeve van personen die onderhoud verrichten aan windturbines?

De arbowetgeving is volledig van toepassing op het werken aan en in windturbines. Daarnaast zijn voorschriften van de Warenwet voor machines van toepassing. Alle, in dat verband relevante Nederlandse normen voor windturbines zijn overgenomen van Europese en mondiale normen.

Vraag 3

Voldeden de turbines op de Mariadijk in Ooltengensplaat aan deze eisen? Zo nee, op welke punten werd niet aan de eisen voldaan? Zo ja, is er naar aanleiding van het dodelijk ongeluk bij deze windturbine reden om de eisen aan te scherpen?2 Op welke punten?

De Inspectie SZW is in opdracht van het Openbaar Ministerie een onderzoek gestart naar het ongeval in Ooltgensplaat. Het onderzoek van de Inspectie SZW zal uitwijzen of de van toepassing zijnde voorschriften van de Arbeidsomstandighedenwet en Warenwet adequaat zijn nageleefd. Dit onderzoek loopt en zal naar verwachting enkele maanden in beslag nemen.
De algemene voorschriften van de arbowetgeving zijn door de sector uitgewerkt onder meer in een arbocatalogus «Windenergiebedrijven». Deze arbocatalogus bevat de afspraken die werknemers en werkgevers hebben gemaakt om de risico’s voor de veiligheid en gezondheid, die zich bij werkzaamheden aan en in windturbines kunnen voordoen, tot een minimum te beperken. Het onderzoek van de Inspectie SZW kan aanleiding geven de voorschriften en/of de uitwerking daarvan aan te passen.

Vraag 4

Wordt de naleving van veiligheids- en ARBO-eisen bij windparken systematisch gecontroleerd en, zo ja, door wie? Hoeveel controles zijn er over 2013 tot dusver uitgevoerd?

In het kader van, in de sector gangbare, certificaten voor veiligheidsmanagement, zien partijen zelf toe op naleving van de voorschriften.
De Inspectie SZW ziet namens de overheid toe op naleving van wettelijke voorschriften met betrekking tot onder meer de arbeidsomstandigheden en de veiligheid van machines. De Inspectie SZW werkt risicogestuurd. De risico-analyse en signalen geven geen aanleiding om een inspectieproject te starten voor windparken. Op het werken aan en in windturbines worden alleen inspecties verricht naar aanleiding van signalen (ongevallen, meldingen en klachten over gevaarlijke werkomstandigheden). Het ongeval in Ooltgensplaat wordt door de Inspectie SZW onderzocht. Er zijn in 2013 geen andere ongevallen, meldingen of klachten over windturbines bekend waar de Inspectie SZW een onderzoek heeft uitgevoerd.

Vraag 1

Kent u het artikel «Bevolking moet oordelen over akkoord energie»1 en het artikel «De prijs van windenergie»?2

Ja.

Vraag 2

Hoe beoordeelt u de uitspraak dat windenergie op land en zee als onderdeel van het energieakkoord tussen 2018 en 2033 een extra last voor de bevolking zal meebrengen van € 70 mrd? Van welk bedrag gaat u uit?

Het genoemde getal is niet correct. De berekening waar in het artikel aan gerefereerd wordt, bevat diverse fouten waar ik ook naar verwezen heb in mijn recente brief betreffende «Verzoek hernieuwbare doorrekening Energieakkoord» (Kamerstuk 30 196, nr. 219). Voor de lasten als gevolg van het Energieakkoord verwijs ik u naar het antwoord op vraag 254 van de schriftelijke vragen bij de begrotingsbehandeling van het Ministerie van Economische Zaken (Kamerstuk 33 750 XIII, nr. 6).

Vraag 3

In hoeverre klopt de uitspraak dat de ambitie uit het Energieakkoord om 10,5 Gigawatt windvermogen op te stellen in 2023 (4450 Mw op zee in 2023 en 6000 Mw op land in 2020) hoger is dan het totale stroomverbruik in Nederland gedurende de daluren? Wat gebeurt er als in 2023 alle windmolens in Nederland draaien tijdens een daluur?

Een volledig draaiend opgesteld windvermogen van 10,5 gigawatt zou in theorie aan de Nederlandse vraag tijdens daluren kunnen voldoen aangezien de maximale belasting van het hoogspanningsnet tijdens daluren ongeveer 6 tot 8 gigawatt bedraagt. Hierbij wordt opgemerkt dat in Nederland voor elektriciteitsproducenten en verbruikers een systeem van programmaverantwoordelijkheid geldt. Dat betekent dat producenten verplicht zijn om voor alle elektriciteit die zij invoeden een afnemer te contracteren. Een producent die elektriciteit invoedt zonder dat daar een afnemer voor is, krijgt een boete. Producenten van windenergie zullen zichzelf dus niet aanschakelen, tenzij zij daarvoor een afnemende partij hebben gecontracteerd, ook als het toevallig waait. Een scenario waarin alle windmolens in 2023 tijdens daluren draaien zou dus alleen voorkomen wanneer hier ook daadwerkelijk vraag naar is en contracten met afnemers tegenover staan. Deze vraag zou ook van buiten Nederland kunnen komen. Afnemers in België, Duitsland, het Verenigd Koninkrijk en Noorwegen kunnen immers via interconnectoren in Nederland elektriciteit kopen. Hier komt bij dat in de komende jaren, bijvoorbeeld door de ontwikkeling naar meer elektrisch vervoer, de vraag naar elektriciteit in daluren kan toenemen.

Vraag 4

Wat is uw opvatting over de bewering van de auteurs van het artikel «De prijs van windenergie» dat het profieleffect van windenergie als gevolg van de dump van windstroom door Duitsland eerder optreedt dan verwacht?3 Volgens het CPB leidt het profieleffect er toe dat de komende jaren de gemiddelde opbrengst van een kWh wind ten opzichte van de prijs voor basislast steeds verder daalt van gemiddeld 83% van de basislastprijs in 2015 tot 59% in 2040; hoe beoordeelt u deze cijfers van het CPB? Met welke cijfers is gerekend in het Energieakkoord? Valt hieruit de conclusie te rechtvaardigen dat naar mate de hoeveelheid opgesteld vermogen aan windenergie toeneemt, windenergie steeds minder rendabel wordt?

Voor de doorrekening van het Energieakkoord is door ECN en PBL een update gemaakt van de elektriciteitsprijsramingen. Daarin zijn effecten zoals het profieleffect van windenergie en de invloed van de Duitse markt meegenomen. Voor de elektriciteitsprijzen waarmee gerekend is, verwijs ik u naar het antwoord op vraag 268 van de schriftelijke vragen bij de begrotingsbehandeling van het Ministerie van Economische Zaken (Kamerstuknummer 33 750 XIII, nr. 6). De profieleffecten waar het CPB aan refereert zijn omgeven door grote onzekerheden. In het Energieakkoord is echter erkend dat dit een aandachtspunt is en daarom is er onder meer aandacht voor slimme netten en opslag van energie.
Van belang voor de rentabiliteit van windenergie is dat de hoogte van elektriciteitsprijzen ook onder invloed staat van andere ontwikkelingen dan het profieleffect, zoals veranderingen in brandstofprijzen die op een wereldmarkt tot stand komen.
De rentabiliteit van windenergie is bovendien niet alleen afhankelijk van de hoogte van de elektriciteitsprijs, maar wordt ook beïnvloed door technologische ontwikkelingen die verbetering van de kostenefficiëntie mogelijk maken. De sector heeft aangegeven een verbetering van de kostenefficiëntie van windparken van 40% te kunnen realiseren binnen de periode 2011- 2020. Windenergie wordt dus niet noodzakelijkerwijs minder rendabel naarmate de hoeveelheid opgesteld vermogen aan windenergie toeneemt.

Vraag 5

Klopt de berekening dat het Gemini-project € 509 miljoen per jaar kost voor haar afnemers, terwijl de economische waarde hiervan € 66 miljoen per jaar is? Zo ja, vindt u deze kosten met elkaar in verhouding? Zo nee, van welke berekening gaat u uit?

Deze berekening klopt niet. Wat betreft de kosten: het maximale subsidiebedrag dat kan worden uitgekeerd is € 4,5 miljard over 15 jaar. Dat is dus niet € 509 miljoen, maar € 300 miljoen per jaar. De subsidie wordt lager bij een hogere elektriciteitsprijs. De maximumsubsidie treedt alleen op bij een laag niveau van de energieprijzen. Het is zeer onwaarschijnlijk dat dit over de gehele subsidieperiode het geval zal zijn. De daadwerkelijke subsidie-uitgaven kunnen daardoor lager uitvallen.
Wat betreft de opbrengsten: de geschatte jaarproductie van het Gemini project is 2,4 terawattuur (600 megawatt maal 4.000 vollasturen). Wanneer deze productie tegen de huidige elektriciteitsprijs prijs van circa € 55 per megawattuur wordt verkocht, dan levert dat € 132 miljoen per jaar op aan inkomsten uit elektriciteitverkoop.

Vraag 6

Is de uitspraak correct dat de stroomvoorziening in Nederland met een leveringszekerheid van 99,99% een van de betrouwbaarste ter wereld is? Wat was de leveringszekerheid van de stroomvoorziening in Nederland op jaarbasis de afgelopen jaren? In hoeverre halen we eenzelfde leveringszekerheid de komende jaren? Blijft dat zo na 2023?

Deze uitspraak is correct. In 2012 is bij een gemiddelde klant de elektriciteitslevering voor 27 minuten onderbroken geweest. Dit betekent een beschikbaarheidspercentage van 99,99486%. In de jaren 2007–2011 is gemiddeld de elektriciteitslevering 1 minuut langer onderbroken geweest, wat leidt tot een beschikbaarheid van 99,99467%. Als de jaarlijkse uitvalsduur van Nederland wordt vergeleken die van de ons omringende Europese landen, heeft het Nederlandse net een zeer hoge betrouwbaarheid.
In landen als Engeland en Frankrijk worden klanten meer dan 80 minuten getroffen. In Duitsland ligt het aantal storingsminuten op 22.4
Netbeheerders hebben de wettelijke taak zorg te dragen voor de veiligheid en de betrouwbaarheid van het net en het transport van elektriciteit. Ter uitwerking hiervan is een doeltreffend systeem voor de beheersing van de kwaliteit van hun transportdienst ingericht en moeten netbeheerders over voldoende transportcapaciteit beschikken nu en in de toekomst. De Autoriteit Consument en Markt houdt hier toezicht op. Hiermee is de leveringszekerheid in de toekomst gewaarborgd.

Vraag 7

In hoeverre is de uitspraak correct dat windstroom voor 20% niet wordt opgenomen in het distributienet? Klopt het dat voor de energiedoelstellingen die onder andere aan Brussel worden doorgegeven er wordt uitgegaan van bruto productiecijfers?

Eenmaal ingevoed, heeft elektriciteit opgewekt uit windvermogen dezelfde fysieke kenmerken als elektriciteit opgewekt uit andere opwekkingsbronnen.
De netverliezen van het transport over het Nederlandse elektriciteitsnet bedragen ongeveer 5%.5
De Europese doelstelling voor hernieuwbare energie is uitgedrukt als een percentage van het bruto eindverbruik. Dat wil zeggen: het percentage hernieuwbare energie is de bruto productie van hernieuwbare energie gedeeld door het bruto eindverbruik van energie.
Bruto eindverbruik van energie is in de Richtlijn Hernieuwbare energie uitgedrukt als: de energiegrondstoffen die geleverd worden aan de industrie, het vervoer, de huishoudens, de dienstensector inclusief de openbare diensten, de land- en bosbouw en de visserij, inclusief het verbruik van elektriciteit en warmte door de energiesector voor het produceren van elektriciteit en warmte en inclusief het verlies aan elektriciteit en warmte tijdens de distributie en de transmissie.

Vraag 8

Welke netto brandstofbesparing levert de productie van 1 kWh windenergie op? In antwoord op eerdere vragen gaf u aan dat u geen rekening houdt met nadelige effecten van windstroompieken op de efficiency van het gehele Nederlandse stroomproductiepark, omdat deze effecten beperkt zijn4; is dit effect nog steeds beperkt na de in het energieakkoord voorziene opschaling van windenergie?

Voor de netto brandstofbesparing verwijs ik u naar de publicatie «Hernieuwbare energie in Nederland» van het CBS. Daarin staan de diverse methoden om de opbrengst van windenergie te berekenen en tevens de relevante statistieken.
Voor het realiseren van de hernieuwbare energiedoelstelling is alleen de methode relevant die de Europese Richtlijn Hernieuwbare Energie uit 2009 voorschrijft.
In deze Richtlijn hebben Europese regeringen en het Europees Parlement gezamenlijk afgesproken om 20 procent van het energetisch eindverbruik van energie in 2020 uit hernieuwbare bronnen te laten komen. Het gaat er dus om hoeveel procent van het energetisch eindverbruik wordt opgebracht door windenergie en andere hernieuwbare energetische bronnen.
Voor het realiseren van de hernieuwbare energiedoelstelling is de substitutiemethode waar u op doelt, niet relevant. Bij deze methode wordt bekeken hoeveel fossiele energie wordt uitgespaard door de productie van hernieuwbare energie. Er is echter wel onderzoek naar windenergie gedaan, uitgaande van de substitutiemethode, waarbij het efficiencyverlies is uitgedrukt in termen van CO2-reductie.
Elektriciteitscentrales werken het meest efficiënt als zij een vaste hoeveelheid stroom produceren. Het aanbod van elektriciteit volgt echter de vraag en de hoogte van de vraag fluctueert afhankelijk van het jaargetijde, de dag van de week en het tijdstip van de dag. Sommige centrales reageren op deze vraag door op relatief korte termijn op- en af te schakelen. In 2009 heeft de TU Delft in opdracht van het Ministerie van Economische Zaken een onderzoek gedaan naar de regelbaarheid van elektriciteitscentrales. De onderzoekers hebben geconstateerd dat dit snelle op- en afregelen leidt tot meer slijtage, een grotere faalkans en verhoogd brandstofgebruik.
De vraag is nu of elektriciteitscentrales vaker en sterker moeten op- en af regelen (of aan- of afschakelen) door het fluctuerende aanbod aan windenergie. Dat is inderdaad het geval. Weliswaar stemt de elektriciteitscentrale, ook zonder windenergie, het aanbod af op de vraag, met efficiëntieverlies tot gevolg, maar door de inpassing van windenergie neemt het efficiëntieverlies toe. Onderzoek van de Munich University of Technology7 laat zien dat in de Duitse situatie – met veel meer windenergie dan in Nederland – emissiereductie tussen de 7 en 9 procent minder is dan verwacht zou kunnen worden.
Deze 7 tot 9 procent valt binnen de marge van andere onzekerheden die samenhangen met de gekozen referentie, zoals het niet meenemen van de broeikasgasemissies gerelateerd aan de bouw van windmolens en conventionele energiecentrales, het niet meenemen van de broeikasgasemissies bij de winning en transport van kolen en gas en de effecten van windenergie op beslissingen over de bouw van nieuwe centrales en het uit gebruik nemen van oude centrales.

Vraag 9

Volgens «the Office of Gas and Electricity Markets» van de Britse overheid is de gemiddelde energierekening in het Verenigd Koninkrijk op jaarbasis £ 531 voor elektriciteit en £ 811 voor gas (respectievelijk € 620 en € 947, op jaarbasis is dit samen € 1.567); wat is volgens u de gemiddelde energierekening in Nederland? In het Verenigd Koninkrijk wordt er in dit verband vaak gesproken van «energy poverty»; in hoeverre leidt de energierekening in Nederland momenteel tot «energiearmoede»? In hoeverre gaat de energierekening stijgen de komende jaren als gevolg van het energieakkoord? Wat is wat u betreft een maximum acceptabele stijging

De totale energierekening van een gemiddeld Nederlands huishouden bedroeg op 1 juli 2013 € 1.829 (bij een gemiddeld jaarlijks verbruik van 3312 kWh elektriciteit en 1.484 m3 gas)8. Een half jaar eerder was deze rekening € 6 duurder, en op 1 juli 2012 nog € 143 duurder.9
In Nederland wordt gekeken naar het aantal afsluitingen om te beoordelen in hoeverre huishoudens in staat zijn hun energierekening te betalen. De afsluitcijfers laten sinds 2010 een stabiele, licht dalende trend zien als gevolg van een effectief afsluitbeleid en verbeterde samenwerking tussen energiebedrijven en schuldhulpverlening.
Als gevolg van het Energieakkoord zal de energierekening dalen ten opzichte van de prognoses uit het Regeerakkoord. Dat komt vooral door de besparing van € 2,3 miljard in de SDE+ en de afgesproken maatregelen op het gebied van energiebesparing die ertoe leiden dat huishoudens minder zullen uitgeven aan energie dan berekend in het Regeerakkoord. Voor een gemiddeld huishouden met een koopwoning dat gebruik maakt van de afgesproken energiebesparingsmaatregelen valt de energierekening in het jaar 2020 € 141 lager uit ten opzichte van de ramingen bij het Regeerakkoord. Een gemiddeld huishouden dat geen besparingsmaatregelen neemt is in 2020 € 58 goedkoper uit.
Dit laat onverlet dat de betaalbaarheid van de energierekening een van de pijlers van het energiebeleid is en ik bij de uitvoering van mijn beleid ook steeds dit belang in ogenschouw neem.

Vraag 1

Bent u op de hoogte van de berichtgeving over de veiligheid van de kerncentrale Borssele?

Ja.

Vraag 2

Is het correct dat de kerncentrale niet bij de 25% meest veilige kerncentrales van de Westerse wereld hoort, zoals in 2006 afgesproken is?

Nee, dat is niet correct. Met mijn brief van 30 september 2013 (TK 2013–2014, 32 645, nr. 55) heb ik u het rapport van de Commissie Benchmark Borssele toegezonden. De Commissie concludeert unaniem dat de Kerncentrale Borssele, zowel wat betreft ontwerp als wat betreft bedrijfsvoering, overtuigend behoort tot de groep van 25% veiligste watergekoelde en watergemodereerde reactoren in de Europese Unie, de Verenigde Staten en Canada. Op dit moment voldoet de kerncentrale Borssele dus aan de veiligheidseis zoals die in 2006 in het convenant is afgesproken.

Vraag 3

Is het correct dat als naar de indicator «unplanned capability loss» van het IAEA (International Atomic Energy Agency) gekeken wordt, Borssele niet eens bij de veiligste 50% hoort? Is het correct om te stellen dat 177 van de 273 in 2012 een lagere (dus betere) stilleg-tijd hadden?

Nee. De Unplanned Capability Loss factor (UCL) is niet een maat voor de veiligheid van een kerncentrale.
De UCL geeft de in een bepaalde periode als gevolg van ongeplande stops en ongeplande vermogenreductie gemiste elektriciteitsproductie weer in relatie tot de productie bij onafgebroken bedrijfsvoering op vol vermogen.
Voor een totaal oordeel over de veiligheid is meer nodig, bijvoorbeeld het beoordelen van de veiligheid van het ontwerp en het beoordelen van de kwaliteit van het management. Alleen op grond van de UCL-waarden kan dus geen veiligheidsvolgorde worden opgesteld.
Wat betreft de door stichting LAKA genoemde aantallen kan ik niet zeggen of zij kloppen: de UCL-waarden op de site van de IAEA zijn gemiddelde waarden per land. Daaruit valt niet op te maken hoeveel van de kerncentrales in het desbetreffende land hoger of slechter scoren dan de kerncentrale Borssele.

Vraag 4

Naar welke andere indicatoren wordt nog meer gekeken? Betreft het hier gewogen indicatoren?

De Commissie Benchmark heeft een eigen methode ontwikkeld, getest en toegepast om de veiligheid van de kerncentrale Borssele te kunnen beoordelen in relatie tot die van de andere kerncentrales. De methode is uitgebreid beschreven in het rapport dat ik u heb toegezonden (zie het antwoord op vraag 2). Voor het antwoord op de vraag welke indicatoren de Commissie gebruikt en op welke manier verwijs ik u naar het rapport.

Vraag 5

Gaat het bij de vergelijking met andere kerncentrales om centrales «van een vergelijkbaar type»? Welk type wordt dan precies bedoeld?

Zoals in het Convenant is gesteld, gaat het om watergekoelde en watergemodereerde kerncentrales.

Vraag 6

Wanneer zal de reactor in Borssele weer worden opgestart?

De vergunninghouder N.V. Elektriciteits-Productiemaatschappij Zuid-Nederland (EPZ) verwacht de kerncentrale in december weer aan het net te kunnen koppelen.

Vraag 1

Kent u het nieuwsbericht «Goedkopere windmolens op zee zijn niet waarschijnlijk»?1

Ja.

Vraag 2

Hoe beoordeelt u de uitspraak die in dit artikel wordt gedaan dat een kostendaling van windmolens op zee van veertig procent, zoals verondersteld in het Energieakkoord, nogal ambitieus is?

De windenergiesector zelf heeft aangegeven een kostenreductie van veertig procent in 2020 te kunnen realiseren. Dit zijn de partijen die de windmolenparken in de praktijk moeten gaan bouwen. Ik hecht dan ook veel waarde aan het inzicht van de sector en de ondertekening van dit energieakkoord.

Vraag 3

In het Energieakkoord wordt op basis van een doorrekening van het Energieonderzoek Centrum Nederland (ECN) uitgegaan van een gemiddelde kostprijsreductie van wind op zee met 40% per Megawattuur (MWh), te realiseren over de periode 2014–2024; op welke aannames en cijfermatige onderbouwing is die veronderstelling gebaseerd?

Zoals hierboven is aangegeven, heeft de sector zelf aangegeven 40 procent kostenreductie te kunnen halen. Daaraan heeft zij zich ook gecommitteerd. Het Energieakkoord is door verschillende onafhankelijke organisaties doorgerekend, waaronder ECN. Uit de doorrekening is gebleken dat de gestelde doelstellingen voor duurzame energie binnen bereik zijn met de afspraken uit het SER-akkoord. De expertise van ECN wordt breed erkend en ik heb ook geen reden om hieraan te twijfelen. ECN heeft zijn eigen aannames gehanteerd waarin diverse aspecten en ervaringen zijn meegenomen die representatief zijn voor de ontwikkelingen in de komende jaren. Ik verwijs hier ook graag naar het persbericht over dit onderwerp welke ECN 7 oktober jl. op de website www.ecn.nl heeft geplaatst.

Vraag 4

Wat zijn de kosten van wind op zee, wanneer conform het Energieakkoord wordt uitgegaan van een opschaling naar een operationeel windvermogen van 4450 Megawatt (MW) in 2023, als wordt gerekend met het minst gunstige scenario? Kunt u de bandbreedte geven van de kosten van wind op zee volgens het meest gunstige tot en met het minst gunstige scenario?

Om 4.450 MW aan windmolens op zee te hebben draaien in 2023 moet 3.450 MW worden aanbesteed in de periode 2015–2019. Rekening houdend met de overeengekomen kostprijsdaling zal daarvoor een verplichtingenbudget moeten worden opengesteld van in totaal circa € 18 miljard. Dit betreft alle subsidiebeschikkingen die worden aangegaan tot 2020. De uitbetaling vindt plaats over een periode van 15 jaar. Door de SDE+ systematiek staat dit subsidiebudget van tevoren vast omdat de bedragen zijn gemaximeerd. Het verplichtingenbudget geeft de maximale uitgaven weer. De SDE+ beweegt echter mee met de energieprijzen, waardoor de werkelijke uitgaven lager kunnen uitvallen.
Zoals reeds eerder aangegeven, is het Energieakkoord doorgerekend door ECN en Planbureau voor de Leefomgeving (PBL) op basis van hun eigen expertise. Zij hebben bevestigd dat het resulterende kasbudget voldoende hoog is om de doelstellingen van 14 procent in 2020 en 16 procent in 2023 te halen. Het is mogelijk dat lagere kasuitgaven volstaan om de doelstellingen te halen. Indien dat het geval is, zullen de budgetten daarop worden aangepast.

Vraag 5

Tien procent van de kosten van windturbines wordt bepaald door de staalprijs, kunt u aangeven hoe u de prijsontwikkeling van staal ziet? Kunt u ook aangeven hoeveel dodelijke slachtoffers er jaarlijks vallen bij de winning van ijzererts, nodig voor het staal? Wat is uw verwachting als de vraag naar staal door de hoge windturbineambitie zal toenemen, heeft dat een positief of juist negatief effect op het aantal slachtoffers in mijnen?

In de mondiale staalindustrie is op dit moment sprake van een jaarlijkse overcapaciteit van ongeveer 270 mln ton, waarvan naar schatting 38 mln ton in Europa. De verwachting is dat de vraag naar staal voor 2020 niet het oude niveau van voor de crisis zal bereiken, terwijl tegelijkertijd nog capaciteit wordt bijgebouwd in met name ontwikkelende landen. Een (sterke) stijging van de prijs van staal wordt dan ook niet verwacht. Daarnaast stimuleert het Europees innovatiepartnerschap inzake grondstoffen innovatie in de gehele waardeketen van staal, van exploratie en winning tot efficiënte verwerking, recycling en vervanging. In het kader van de Topsectorenaanpak wordt onderzoek gedaan naar funderingen waarbij beton een belangrijke rol speelt en naar nieuwe, hoge sterkte staalsoorten voor onder meer funderingen en masten van windmolens. Gebruik van deze nieuwe staalsoorten resulteert in een flinke kostenreductie.
Met betrekking tot de dodelijke slachtoffers kan ik zeggen dat de EU handelsbelemmeringen en oneerlijke praktijken aanpakt door haar markttoegangstrategie op daadkrachtige wijze uit te voeren en ervoor te zorgen dat internationale verbintenissen worden nageleefd.

Vraag 6

In het Energieakkoord staat dat het Rijk zorgt voor «een allocatie of een aparte categorie binnen het budget van de regeling voor de Stimulering van Duurzame Energieproductie (SDE+) voor wind op zee, dat voldoende is om de hierboven afgesproken uitrol te realiseren»; wat betekent dit als windmolens op zee duurder blijken te zijn dan verondersteld? Komt er dan minder operationeel windvermogen op zee? Of gaat dit dan ten koste van andere vormen van hernieuwbare energie? Of stelt u dan extra middelen beschikbaar, bijvoorbeeld uit uw begroting of uit de SDE+?

De gereserveerde budgetten voor duurzame energie zijn met het Energieakkoord reeds aan uw Kamer gestuurd. Conform mijn antwoord op vraag vier zal er voor wind op zee een verplichtingenbudget moeten worden opengesteld van in totaal circa € 18 miljard. Dit subsidiebudget staat van tevoren vast omdat de bedragen zijn gemaximeerd. Daarnaast is er in 2019 en 2020 in totaal € 350 miljoen extra kasbudget gereserveerd om het doel van 14 procent hernieuwbare energie in 2020 zeker te stellen. Ik zal dat budget alleen inzetten als het nodig blijkt te zijn.

Vraag 7

Klopt het dat u werkt aan een plan B als alternatief voor dure windparken op zee, bijvoorbeeld het zoeken van samenwerking met Duitsland, waar ook de EU op aandringt?

De Europese Commissie is groot voorstander van het gebruik van flexibele mechanismes. Ook ECN en PBL hebben tijdens onderhandelingen over het energieakkoord geadviseerd om gebruik te maken van de Europese samenwerkingsmechanismes, die de Richtlijn voor duurzame energie biedt.
Ik ben voornemens de systematiek verder uit te werken en het Besluit SDE+ aan te passen, zodat de samenwerkingsmechanismes zo nodig gebruikt kunnen worden om het doelbereik te realiseren. Ik heb dit reeds aangegeven in de brief aan uw Kamer over de SDE+ van 31 oktober 2013 (Kamerstuk 31 239, nr. 171).