Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Bloedkolen uit Colombia»1 en het artikel «Die Türen stehen weit offen»2 in Der Freitag3?

Ja.

Vraag 2

Is het waar dat kolencentrales op Nederlandse bodem samen 8,5 miljoen ton per jaar verbruiken en dat daarvan 2,3 miljoen ton uit Colombia komt? Klopt het dat Colombia meer dan 90% van haar steenkolenproductie exporteert en dat de Europese Unie de belangrijkste afnemer van Colombiaanse kolen is?

Nederland importeerde in 2011 7,4 miljoen ton steenkool, waarvan ongeveer 50% uit Colombia komt. Volgens de officiële cijfers van het Sistema de Información Minero Colombiano (SIMCO) produceerde Colombia in 2011 85,8 miljoen ton steenkool, waarvan het 81,2 miljoen ton exporteerde (94,7% van de totale productie). Colombia exporteerde 40,9 miljoen ton steenkool naar de Europese Unie, ofwel 50,3% van zijn totale export.

Vraag 3

Is het waar dat bijna 100% van alle kolen in Colombia wordt gewonnen door vijf buitenlandse bedrijven (BHP Billiton, Anglo American, Xstrata, Glencore en Drummond)? Klopt het dat circa tweederde van alle steenkool gewonnen wordt door Europese multinationals? Klopt het dat deze bedrijven relatief weinig belasting (hoeven te) betalen aan Colombia?

De genoemde bedrijven wonnen in de belangrijkste Colombiaanse productiegebieden 86% van de totale steenkoolproductie (SIMCO). Aangezien de bedrijven in wisselende consortia werken die bovendien bestaan uit bedrijven uit verschillende landen, kan niet met nauwkeurigheid worden aangegeven welk deel van de Colombiaanse steenkool door Europese multinationals wordt gewonnen.
Buitenlandse investeerders in de Colombiaanse mijnbouwsector profiteren van een gunstig belastingregime: op de sector zijn enkele specifieke fiscale en douanevoordelen van toepassing.

Vraag 4

Wat is uw reactie op de volgende beschreven misstanden bij de kolenwinning in Colombia:

Ik heb kennis genomen van bovenstaande misstanden die in de artikelen worden geschetst. Ik ben me ervan bewust dat zich rond de winning van Colombiaanse steenkool problemen hebben voorgedaan op het gebied van veiligheid, mensenrechten en arbeids- en vakbondsrechten. Ook nu staat de sector nog altijd voor grote uitdagingen op deze terreinen.
Primair ligt er op dit vlak een verantwoordelijkheid bij de Colombiaanse overheid om er voor te zorgen dat internationale verdragen, internationaal erkende normen en nationale wetgeving op de genoemde vlakken worden verankerd en gehandhaafd. Vermeende misstanden die niet in lijn zijn met de OESO-richtlijnen voor multinationale ondernemingen kunnen gemeld worden bij het Colombiaanse Nationaal Contact Punt. Dit neemt niet weg dat bedrijven eveneens een verantwoordelijkheid dragen op basis van de OESO-richtlijnen voor multinationale ondernemingen. Om die verantwoordelijkheid invulling te geven laten Nederlandse bedrijven die steenkool importeren uit Colombia periodieke audits uitvoeren, waarin ook sociale en milieuaspecten worden beoordeeld. In het kader van de steenkooldialoog worden tussen de deelnemende mijnbouwbedrijven, energiebedrijven, vakbonden en NGO’s verdere afspraken gemaakt om deze audits uit te voeren.
In het initiatief Better Coal werken de energiebedrijven aan Europese afspraken over een gezamenlijk audit-protocol. Indien de steenkooldialoog en Better Coal op afzienbare tijd werkbare afspraken gaan vastleggen en uitvoeren, zal dit de beste basis leggen voor toekomstige verbeteringen.

Vraag 5

Deelt u de mening dat duurzame winning van steenkolen een prioritair thema zou moeten zijn in de relatie tussen Nederland en Colombia? Zo ja, hoe komt dit tot uiting in de activiteiten die de Nederlandse ambassade in Colombia ontplooit? Welke gevolgen zullen de bezuinigingen op de posten hebben voor inzet op deze thema’s als duurzaamheid?

De bevordering van duurzame handel tussen Colombia en Nederland is één van de Nederlandse prioriteiten m.b.t. Colombia. In het kader van de Nederlandse steenkooldialoog werken energiebedrijven, mijnbouwbedrijven en maatschappelijk middenveld aan het versterken van de ketenverantwoordelijkheid van de steenkool verwerkende bedrijven in Nederland. De ambassade ondersteunt de steenkooldialoog bij zijn activiteiten in Colombia en zet zich met middelen uit de Transitiefaciliteit in voor maatschappelijk verantwoord ondernemen. Nederland is momenteel voorzitter van de Voluntary Principles on Security and Human Rights, een dialoog over veiligheid en mensenrechten tussen overheden, bedrijven in de extractieve en energiesector en NGO’s. Nederland is voornemens ook het Colombiaanse Comité Minero-Energético (CME) te ondersteunen bij de implementatie van de Voluntary Principles bij bedrijven in de extractieve sector in Colombia.

Vraag 6

Hoe beoordeelt u het voorstel van energiebedrijven om op geaggregeerde wijze bekend te maken uit welke mijnen zij steenkool betrekken, zonder dat zij informatie over de specifieke leveranciers van steenkolen vrijgeven? Moet, bij dergelijke misstanden, ethische overwegingen niet prevaleren boven bedrijfseconomische overwegingen?

Ik zie het begrip «due diligence» als belangrijkste uitgangspunt voor de invulling van ketenverantwoordelijkheid door bedrijven. Dat wil zeggen dat bedrijven mogelijke risico’s op schendingen van milieu of mensenrechten in de keten in kaart brengen en beleid voeren om deze risico’s te voorkomen of te verminderen. De energiebedrijven hebben hier invulling aan gegeven door samen te werken in de steenkooldialoog en Better Coal. Binnen deze initiatieven wordt gewerkt aan gezamenlijke afspraken om genoemde risico’s te voorkomen of te verminderen. Hierdoor vergroten zij hun invloed in de keten om veranderingen te bewerkstelligen.
De energiebedrijven hebben op geaggregeerd niveau bekend gemaakt uit welke mijnen zij inkopen. Zij sluiten daarbij individueel niet uit dat zij bij mijnen inkopen die ter discussie staan en accepteren daarmee de daaruit voortvloeiende individuele ketenverantwoordelijkheid. Deze transparantie volstaat in dit stadium als basis voor verdere stappen. Wanneer de eerdergenoemde afspraken die de energiebedrijven onderling hebben gemaakt om risico’s van schendingen van milieu en mensenrechten te voorkomen dan wel te verminderen niet worden ingevuld zoals redelijkerwijs van verantwoorde bedrijven mag worden verwacht, zouden de energiebedrijven individueel bekend moeten maken bij welke mijnen zij inkopen. Zij moeten dan individueel kunnen worden aangesproken op hun verantwoordelijkheid.
Nuon heeft een lijst gepubliceerd van de belangrijkste landen die steenkool leveren aan de Nederlandse markt, inclusief een lijst van de mijnen die het meest exporteren naar de Nederlandse markt. Deze stappen laten zien dat de energiebedrijven zich bewust zijn van hun ketenverantwoordelijkheid.
Ik wil graag van de energiebedrijven horen hoe zij de voortgang van de steenkooldialoog en hun deelname aan het Better Coal initiatief zien. Om die reden nodig ik hun CEO’s uit voor een gesprek. Tijdens dit gesprek zal de verdere ambitie op het vlak van transparantie ook aan bod komen.

Vraag 7

Wat is de stand van zaken van de kolendialoog? Wat is uw reactie op de constatering in het eerstgenoemde artikel dat «tweeënhalf jaar later er nog niets concreets uit deze gesprekken is voortgekomen en de import van de bloedkolen gewoon verder gaat»?

De dialoog loopt nog. Op dit moment heeft de steenkooldialoog de volgende resultaten geboekt:

Vraag 8

Hoe beoordeelt u de initiatieven op het gebied van transparantie die binnen de steenkolendialoog zijn genomen en waarover de Kamer eerder werd geïnformeerd? Deelt u de mening dat op het gebied van transparantie de afgelopen jaren onvoldoende vooruitgang is geboekt? Zo nee, waarom niet?

Zie antwoord vraag 6.

Vraag 9

Zo ja, bent u bereid zich in te zetten voor volledige transparantie van Europese en Nederlandse energiebedrijven? Hoe zult u dit bevorderen? Welke afspraken zijn hierover gemaakt in het vrijhandelsakkoord tussen de EU en Colombia?

Zelfregulering op basis van dialoog zoals beschreven in de antwoorden op de vragen 6,8 en 7 heeft mijn voorkeur. In het vrijhandelsakkoord tussen de EU en Colombia en Peru zijn afspraken gemaakt over handel en duurzaamheid. Als zodanig bevat het vrijhandelsakkoord geen afspraken over transparantie van energiebedrijven over hun productieketen.

Vraag 1

Hoeveel energielabels zijn er in 2012 afgegeven, onderscheiden naar huur- en koopwoningen?

In 2012 zijn er 393.410 energielabels voor woningen afgegeven. Ultimo 2012 beschikt 33% van de woningen over een energielabel. De cijfers voor 2012 voor energielabels onderscheiden naar koop- en huurwoningen worden in maart van dit jaar naar verwachting beschikbaar en zijn dan te raadplegen op de site van AgentschapNL via www.energielabel.nl.
De in 2011 afgegeven energielabels waren voor 90% voor huurwoningen en 8% voor koopwoningen. Aan het eind van 2011 was het totaal aantal energielabels voor huurwoningen 1.820.001 en voor koopwoningen 155.629.
Eind 2011 was er bij 12,3% van alle transacties waarbij een bestaande woning verkocht werd een label aanwezig. Dit percentage is het gemiddelde van de transacties in 2008 t/m eind 2011. Het percentage van alle transacties in 2011 waarbij er een label aanwezig was is 12,7%.

Vraag 2

Hoeveel procent van de huur- en koopwoningen is ultimo 2012 voorzien van een energielabel?

Zie antwoord vraag 1.

Vraag 3

Hoe is de verplichting om een energielabel te overleggen bij de verhuur c.q. de verkoop van een woning in 2012 gecontroleerd?

Op dit moment wordt de verplichting om een energielabel te overleggen bij de verhuur c.q. de verkoop van een woning in 2012 niet gecontroleerd. De koper en de huurder hebben de optie om naar de rechter te stappen als de verkoper weigert een energielabel te overhandigen. In het wetsvoorstel kenbaarheid energieprestatie gebouwen was voorgesteld om de koopakte pas door de notaris te laten verlijden als er een energielabel aanwezig was. Voor de huurder zou het mogelijk zijn geweest om 10% procent minder van de huur te betalen als er geen energielabel aanwezig was. Nu dit wetsvoorstel door de Tweede Kamer is verworpen ben ik voornemens om voor de zomer met een nieuw voorstel te komen.

Vraag 4

Hoeveel procent van de in 2012 verhuurde c.q. verkochte woningen was voorzien van een energielabel? Hoe denkt u, indien dit percentage (ver) onder de 100% lag, te voorkomen dat Nederland een zware boete opgelegd krijgt door de Europese Commissie in het kader van de ingebrekestelling door het niet (tijdig) implementeren van richtlijn 2010/31/EU?

Zie antwoord vraag 1.

Vraag 5

Is de nulmeting in het kader van het Convenant energiebesparing huursector gereed? Zo nee, op welke termijn is dat het geval? Zo ja, is de meting openbaar?

Nederland voldoet aan de eisen in de EPBD voor zowel de minimumeisen als bijna energieneutrale gebouwen. De Tweede Kamer heeft het wetsvoorstel kenbaarheid energieprestatie gebouwen ter implementatie van een aantal andere onderdelen van de herziene EPBD verworpen. Dit jaar zal ik met de Tweede Kamer bespreken op welke manier Nederland deze onderdelen alsnog kan implementeren. Eind december 2012 hadden volgens de Europese Commissie nog maar 3 lidstaten wetgeving ter implementatie van de herziene EPBD gepubliceerd.

Vraag 6

Wanneer is de rapportage van de gerealiseerde resultaten over 2012 in het kader van het Convenant energiebesparing huursector gereed? Is de rapportage openbaar?

De uitgangssituatie van 2008 van het convenant is berekend op basis van de labels van ruim één miljoen woningen die zijn opgenomen in de labeldatabase, beheerd door AgentschapNL. De uitgangshoogte van 1,99 van de gemiddelde Energie Index, is door ECN berekend op basis van deze verzameling.

Vraag 7

Wordt de inhoud van de SHAERE-database van Aedes, die de grondslag vormt voor de rapportage over de behaalde resultaten voor de corporatiesector1, op enige wijze onafhankelijk gevalideerd?

De verwachting is dat de resultaten in het voorjaar van 2013 in overleg met de convenantpartners worden gepubliceerd.

Vraag 8

Wordt (steekproefgewijs) het geprognosticeerde energiegebruik na realisatie van energiebesparende maatregelen bij huurwoningen gevalideerd op basis van het werkelijke energieverbruik? Zo nee, acht u dergelijk onderzoek relevant? Bent u bereid om hiertoe het initiatief te nemen?

Ja, in opdracht van AgentschapNL werkt het Onderzoeksinstituut OTB op dit moment aan de validatie van de resultaten van de SHAERE-database. De eindresultaten daarvan worden in de komende maanden verwacht.

Vraag 9

Is er onderzoek gedaan naar de tevredenheid van particuliere eigenaren en verhuurders die wél een energielabel hebben aangeschaft, alsmede naar de investeringen die deze eigenaren gedaan hebben naar aanleiding van de bij het energielabel behorende besparingsvoorstellen? Zo nee, acht u dergelijk onderzoek relevant en bent u bereid om hiertoe het initiatief te nemen?

Nee, op dit moment wordt niet (steekproefsgewijs) het geprognosticeerde energiegebruik bij huurwoningen getoetst op het daadwerkelijke energiegebruik. Er is nog geen gevalideerde methode beschikbaar om energiegebruik door gedrag van de bewoners te onderscheiden van het gebouwgebonden gebruik. Ik acht deze validatie wel relevant en ben bereid te onderzoeken hoe deze validatie in de toekomst wel mogelijk kan worden gemaakt.

Vraag 10

Hoeveel procent van de overheidsgebouwen beschikt ultimo 2012 over een energielabel? Op welke wijze gaat u, indien dit percentage lager ligt dan 100, ervoor zorgen dat alle overheidsgebouwen zo snel mogelijk voldoen aan de wettelijke labelplicht per 1 januari 2008?

Er is nog geen onderzoek uitgevoerd in het kader van tevredenheid van particuliere eigenaren en verhuurders die een energielabel hebben aangeschaft en de investeringen die ze hebben gedaan. Ik acht een dergelijk onderzoek relevant en ben bereid hiertoe het initiatief te nemen.

Vraag 11

Wordt de ontwikkeling van het energiegebruik bij rijksgebouwen per m2 bruto vloeroppervlakte gemonitord? Zo nee, hoe worden de doelstellingen met betrekking tot reductie van het energieverbruik dan gemonitord? Zo ja, hoeveel bedroeg het verbruik in 2010, 2011 en 2012?

Alle rijksgebouwen in het beheer van de Rijksgebouwendienst beschikken over een energielabel. Gegevens over de overige overheidsgebouwen (van gemeenten, provincies en waterschappen) worden op dit moment niet centraal geregistreerd.

Vraag 1

Heeft u kennisgenomen van de gebiedsvisie windenergie van de provincie Drenthe?

Ja, ik heb kennisgenomen van de ontwerp-gebiedsvisie windenergie van het provinciale bestuur van Drenthe en de vier betrokken gemeentebesturen.

Vraag 2

Hoe verhouden de lopende projecten voor windparken, de Drentse Monden en Oostermoer, onder de rijkscoördinatieregeling zich tot deze gebiedsvisie, waarin deze projecten niet zijn meegenomen terwijl zij binnen het zoekgebied vallen?

De provinciale gebiedsvisie is het beoordelingskader voor initiatieven voor windparken in Drenthe waarvoor provincie en/of gemeentebesturen conform de wet bevoegd gezag zijn, dat wil zeggen voor initiatieven kleiner dan 100 MW.
De rijkscoördinatieregeling (RCR) is gelet op de beoogde omvang van de voorgenomen windparken De Drentse Monden en Oostermoer (groter dan 100 MW) overeenkomstig de bepalingen van de Elektriciteitswet 19981 van toepassing op deze parken. Op grond van de genoemde wet ben ik samen met de Minister van Infrastructuur en Milieu het bevoegde gezag voor de ruimtelijke inpassing van deze windparken in de vorm van een inpassingsplan. Afwegingen ten aanzien van de besluitvorming over het inpassingsplan worden dan ook door het Rijk gemaakt. Wel zullen deze initiatieven worden getoetst aan de op korte termijn vast te stellen Rijksstructuurvisie wind op land. Bij die besluitvorming wordt de inbreng van alle betrokken partijen, waaronder die van de provincie, de gemeenten, omwonenden en natuur- en milieuorganisaties zoveel mogelijk meegenomen.
In dat kader heeft mijn ambtsvoorganger met de verantwoordelijk gedeputeerde van Drenthe afgesproken dat één variant uit de provinciale gebiedsvisie2 zal worden meegenomen in het MER-onderzoek. Op dit moment wordt het MER-onderzoek uitgevoerd naar de verschillende varianten van de initiatiefnemers en naar de variant, die is aangedragen door het provinciebestuur Drenthe en de gemeentebesturen Aa en Hunze en Borger-Odoorn. Besluitvorming over het inpassingsplan en daarmee over de projecten en de omvang daarvan vindt pas plaats na afronding en op basis van de (MER-) onderzoeken. Daarop kan nu nog niet worden vooruitgelopen.

Vraag 3

Hoe wordt omgegaan met lopende projecten onder de rijkscoördinatieregeling na overeenstemming tussen Rijk en provincies over de Structuurvisie? Is er zekerheid over het doorgaan van deze projecten en zo nee, waar is dat van afhankelijk?

Bij de Rijksstructuurvisie wind op land gaat het om een visie van het Rijk. Bij de vaststelling van deze Rijksstructuurvisie zal zoveel mogelijk rekening worden gehouden met de inbreng vanuit de provincies, maar ook met de lopende RCR-projecten. Op 5 juli 2012 heeft uw Kamer de motie Dikkers (Kamerstuk 29 023, nr. 134) aangenomen, waarin de regering wordt gevraagd met de provincies prestatieafspraken te maken waarin een verdeling van 6 000 MW wind op land wordt geborgd en wordt uitgesplitst in taakstellingen per provincie. Dit heeft geleid tot een serie van intensieve gesprekken met IPO en de provincies. Deze gesprekken zijn nog niet afgerond. Op de uitkomst van het overleg kan ik niet vooruitlopen. Onafhankelijk hiervan zal de Rijksstructuurvisie wind op land binnenkort worden vastgesteld. Vanaf het moment dat de Rijksstructuurvisie is vastgesteld, zal deze in beginsel het kader vormen voor de besluitvorming ten aanzien van alle windprojecten die op grond van de wet onder de RCR vallen. Zekerheid over het doorgaan van de nu lopende RCR-projecten kan pas worden gegeven op het moment van besluitvorming omtrent de betreffende inpassingsplannen op basis van het daarvoor noodzakelijke (MER)-onderzoek en de dan vastgestelde kaders van de Rijksstructuurvisie wind op land. Dat hoort bij een zorgvuldig besluitvormingsproces.

Vraag 4

Wordt de regie over «Wind op Land» na overeenstemming over de Structuurvisie volledig in de handen van de provincies gelegd en hoe interpreteert u de motie-Dikkers (Kamerstuk 29 023, nr. 134) in dit verband?

De Rijksstructuurvisie wind op land wijzigt niets aan de verantwoordelijkheidsverdeling bij de ruimtelijke besluitvorming over windenergie. Deze ligt vast in de Elektriciteitswet 19983 en de betreffende wettelijke bepaling wijzigen niet met de komst van de structuurvisie. Ik interpreteer de motie Dikkers als een oproep om vanuit het Rijk zoveel mogelijk overeenstemming te zoeken met de provincies met inachtname van de taakstelling van 6000 MW windenergie in 2020. Bij de invulling van mijn regierol bij windenergieprojecten die op grond van de wet onder de RCR vallen geef ik daar ook invulling aan. Dit laat echter onverlet dat de besluitvorming ten aanzien van dergelijke projecten overeenkomstig de Elektriciteitswet bij mij en de minister van Infrastructuur en Milieu ligt. Ik hecht er overigens aan om hier nogmaals te benadrukken dat de RCR een zorgvuldig instrument is dat beoogt zo veel mogelijk recht te doen aan de belangen van alle betrokkenen.
De provincie blijft, eveneens op grond van de wet, verantwoordelijk voor de besluitvorming over windenergieprojecten tussen de 5 en 100 MW. Ook deze verantwoordelijkheid wijzigt niet met de komst van de Rijksstructuurvisie wind op land.

Vraag 5

Kunt u deze vragen beantwoorden voorafgaand aan de begrotingsbehandeling 2013 van uw ministerie?

Ja.

Vraag 1

Kent u het bericht dat Polen en Tsjechië schakelaars aan de grens bouwen om de dump van wisselvallige windstroom uit Duitsland te keren?1

Vraag 2

Wat zijn de gevolgen voor de Nederlandse stroomvoorziening van deze Poolse en Tsjechische ontwikkeling?

Vraag 3

Zou Nederland het voorbeeld van Polen en Tsjechië moeten volgen? Zo nee, waarom niet?

Vraag 4

Kunt u uitleggen wat de gevolgen zijn voor de Nederlandse economie van het opvangen van het wisselvallige Duitse elektriciteitsaanbod?

Vraag 5

Kunt u aangeven op welke wijze u met Duitsland in contact bent om negatieve gevolgen voor de Nederlandse economie van de Duitse «Energiewende» te voorkomen?

Vraag 6

Kent u ook het bericht waaruit blijkt dat de voormalig Noorse staatssecretaris voor milieu bekent spijt te hebben van haar windenergiebeleid?2

Vraag 7

Welke lessen kunnen hieruit worden getrokken voor de Nederlandse situatie?

Vraag 8

Zowel in Noorwegen als in Duitsland is er steeds meer lokaal verzet tegen de bouw van windmolens; wat is uw inschatting hierover wat betreft de situatie in Nederland, verwacht u ook in Nederland in toenemende mate verzet tegen windmolens? Zo ja, waarom en hoe denkt u daar mee om te gaan? Zo nee, waarom verwacht u dat niet? Wat maakt in uw ogen de Nederlandse situatie anders dan die in ons omringende landen?

Vraag 1

Heeft u kennisgenomen van de Pressemitteilung van het Bundesministerium für Witschaft und Technologie over de stroomprijscompensatie voor energie-intensieve bedrijven?1

Ja.

Vraag 2

Wat is het verschil tussen Duitsland en Nederland in stroomprijscompensatie en wat zijn de consequenties van dit verschil?

De Duitse overheid heeft het voornemen gepubliceerd de elektriciteitsgrootgebruikers te gaan compenseren voor de CO2 kosten die de elektriciteitsproducenten aan haar doorberekenen. Bij die compensatie houden zij zich aan de door de Europese Commissie in mei 2012 opgestelde richtsnoeren staatsteun in het kader van het EU emissiehandelssysteem.
In Nederland is nog geen besluit genomen over de compensatie van de elektriciteitsgrootgebruikers. De concurrentiepositie van bedrijven is van zeer veel factoren afhankelijk. Als Nederland niet compenseert, treedt hierdoor op dit terrein een verstoring van het speelveld op voor de Nederlandse bedrijven die voor compensatie in aanmerking komen. Op de consequenties daarvan ga ik in bij de beantwoording van de volgende vraag.

Vraag 3

Tast de Duitse stroomprijscompensatie de concurrentiepositie van Nederlandse bedrijven aan? Zo ja, wat gaat u daar aan doen? Zo nee, waarom niet?

Op het moment dat de Duitse industrie wordt gecompenseerd wordt het speelveld voor Nederlandse bedrijven verstoord. Die verstoring is overigens beperkt doordat de CO2-prijs slechts deels gecorrigeerd wordt en ook nog eens historisch laag is, namelijk tussen de 6–7 euro per ton CO2.
Het kabinet denkt op dit ogenblik na over een concrete invulling van de 375 mln. die vanaf 2014 beschikbaar is voor compensatie aan bedrijven ter compensatie van de SDE+ heffing. Bij de invulling wordt ook de concurrentiepositie van de energie-intensieve sectoren betrokken, waarbij onder andere gekeken wordt naar de kosten van indirecte effecten door het ETS. Verder zal het kabinet bezien in hoeverre er mogelijkheden zijn om bij de inzet van deze middelen verdere energiebesparing te realiseren. Op dit moment wil ik niet vooruit lopen op een precieze invulling van de 375 mln. De staatssecretaris van Financiën heeft reeds bij de behandeling van het Belastingplan in de Kamer gemeld dat de Kamer in het tweede kwartaal van 2013 geïnformeerd zal worden over de precieze invulling.
Bij de begrotingsbehandeling heb ik per abuis aangegeven dat ik de compensatie van transporttarieven voor elektriciteit voor grootgebruikers bezie in het kadersvan de 375 mln. Euro compensatie voor de SDE+ heffing en compensatie van de indirecte effecten van ETS meeneem in de wetgevingsagenda STROOM. Dit moet precies andersom zijn. De compensatie van de transporttarieven neem ik mee in de wetgevingsagenda STROOM en de compensatie van de indirecte effecten van het ETS bezie ik in het kader van de compensatie van de SDE+ heffing.

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht «Aldel in zwaar weer»?1

Ja.

Vraag 2

Hoe staat het met de toezegging van de toenmalige minister van Economische Zaken, Landbouw en Innovatie van augustus jongstleden om grootverbruikers net als in Duitsland een korting te geven op de transportkosten van elektriciteit? Deelt u de mening dat hier zo spoedig mogelijk duidelijkheid over moet worden gegeven?

De Duitse regeling laat zich niet één op één vertalen naar de Nederlandse situatie. Daarom worden op dit moment verschillende aanpassingen van de tarievensystematiek verkend die eenzelfde effect kunnen bewerkstelligen. Aanpassing van de tarievensystematiek brengt herverdelingseffecten met zich mee, als de enge groep afnemers minder gaat betalen, gaat de andere groep afnemers meer betalen. Vanwege de herverdelingseffecten is het van belang een eventuele grootverbruikerregeling integraal te bezien binnen de bredere herziening van de tariefregulering die plaatsvindt binnen de wetgevingsagenda STROOM. Zoals ik ook tijdens de begrotingsbehandeling heb aangegeven stuur ik u deze zomer een beleidsbrief over STROOM waarin ik ook zal ingaan op dit onderwerp.

Vraag 3

Deelt u de mening dat oneerlijk concurrentie op de Europese markt, bijvoorbeeld vanwege ongelijke stroomprijzen, vermeden moet worden? Zo ja, welke maatregelen bent u voornemens te nemen om te voorkomen dat concurrenten van Aldel deze efficiënte aluminiumsmelter uit de markt drukt? Zo nee, waarom niet?

Ja, ik ben van mening dat oneerlijke concurrentie vermeden moet worden. Eerlijke concurrentie is een belangrijke drijfveer voor innovatie, stimuleert het internationaal concurrentievermogen van de Europese industrie, zorgt voor gelijke kansen voor alle Europese bedrijven en verlaagt prijzen voor consumenten.
Ik signaleer allereerst dat door de marktkoppeling van landelijke energiemarkten stroomprijzen in Noordwest-Europa naar elkaar toe zijn bewogen.
Bedrijven in de energie-intensieve sector, waaronder Aldel, hebben echter aangegeven dat de concurrentiepositie ten opzichte van het buitenland onder druk staat, mede vanwege het bestaan van verschillen in netkosten. Dat heeft mijn aandacht. Behalve de lagere netkosten die grootverbruikers in Duitsland betalen, bestaan ook vragen over de compensatie voor indirecte effecten van het ETS die bedrijven in Duitsland en Engeland in het vooruitzicht is gesteld.
Bij de begrotingsbehandeling heb ik per abuis aangegeven dat ik compensatie voor nettarieven voor grootgebruikers bezie in het kader van de 375 mln. euro compensatie voor de SDE+ heffing en compensatie van de indirecte effecten van het ETS meeneem in de wetgevingsagenda STROOM. Dit moet andersom zijn:
In het kader van de nettarieven voor grootverbruikers worden mogelijkheden onderzocht om aanpassingen te doen in de Nederlandse tarievensystematiek die een reductie van maximaal 50% kunnen bewerkstelligen, die meegenomen kunnen worden in de wetgevingsagenda STROOM. In ditzelfde verband heeft het kabinet in februari 2012 de Europese Commissie tevens gevraagd te onderzoeken of de Duitse vrijstellingsregeling in strijd is met Europese regels voor staatssteun. Het kabinet hoopt dat de Commissie hier op korte termijn een uitspraak over zal doen.
In reactie op in het buitenland aangekondigde CO2-compensatiemaatregelen, denkt het kabinet op dit ogenblik na over een concrete invulling van de € 375 mln die vanaf 2014 beschikbaar is voor bedrijven ter compensatie van de SDE+ heffing. Bij de invulling wordt ook de concurrentiepositie van de energie-intensieve sectoren betrokken, waarbij onder andere gekeken wordt naar de kosten van indirecte effecten door het ETS. Verder zal het kabinet bezien in hoeverre er mogelijkheden zijn om bij de inzet van deze middelen verdere energiebesparing te realiseren.

Vraag 4

Deelt u de mening dat het onwenselijk is als energie-efficiënte bedrijven in Nederland moeten sluiten, terwijl meer vervuilende bedrijven in bijvoorbeeld China open kunnen blijven? Zo ja, wat bent u voornemens daaraan te doen? Zo nee, waarom niet?

Het is onwenselijk als energie-efficiënte bedrijven in Nederland moeten sluiten en meer vervuilende bedrijven in bijvoorbeeld China open blijven. Daarom zijn er in het kader van het Europese Emissiehandelssysteem regels opgesteld die er voor zorgen dat internationaal opererende bedrijven gratis rechten ontvangen. Daarbij dient ook worden opgemerkt dat door huidige lage CO2 prijs van 6 € per ton CO2 de effecten op het level playing field beperkt blijven.
Met protectionistische maatregelen moet terughoudend worden omgesprongen, omdat dit tot retaliatie kan leiden. Dat is niet goed voor de Nederlandse export.
Het kabinet is voorstander van een open en sterk concurrerende Nederlandse economie. Het creëren van een mondiaal gelijk speelveld wordt nagestreefd via bijvoorbeeld de WTO en in het kader van de internationale klimaatonderhandelingen.

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht «Wachten onder hoogspanning»?1

Vraag 2

Klopt de berichtgeving dat de toegezegde uitkoopregeling nu op uw ministerie ligt te verstoffen en zo ja, waarom is dat zo?

Vraag 3

Deelt u de mening dat het onverantwoord is om deze 1 300 huishoudens nog langer aan deze magnetische straling bloot te stellen, maar dat tegelijkertijd een verdere stijging van de energierekening voor Nederlandse huishoudens en bedrijven ongewenst is? Zo nee, waarom niet?

Vraag 4

Bent u bereid om de zojuist ingevoerde opslag duurzame energie te gebruiken om deze uitkoopregeling te bekostigen om zodoende een extra stijging van de energierekening voor Nederlandse huishoudens en bedrijven te vermijden? Zo niet, waarom niet?

Vraag 1

Bent u bekend met het rapport «Voedsel in de tank!?» uitgevoerd door Profundo Economisch Onderzoek in opdracht van Oxfam Novib? 1

Ja.

Vraag 2

Is het waar dat nu al een derde van de grondstoffen voor biobrandstof op de Europese markt wordt geïmporteerd en dat de Europese Commissie verwacht dat de helft van de gewassen die in 2020 nodig zijn om biobrandstoffen te produceren, zal moeten worden geïmporteerd? Zo ja, wat is uw reactie daarop? Zo nee, waarom niet? Hoeveel wordt er nu en in 2020 dan wel geïmporteerd van buiten de EU?

Uit de impact assessment van de EU blijkt dat in 2008 inderdaad een derde van de grondstoffen voor biobrandstof op de Europese markt wordt geïmporteerd. Uit hetzelfde impact assessment blijkt dat dit bij ongewijzigd beleid in 2020 de helft zal zijn. Het impact assessment geeft geen inzicht in de importeffecten van het nieuwe voorstel van de Europese Commissie tot wijziging van de richtlijn hernieuwbare energie en de richtlijn brandstofkwaliteit.

Vraag 3

Deelt u de mening dat het zeer onwenselijk is dat de Europese vraag naar niet-duurzame eerste generatie biobrandstoffen leidt tot een golf van buitenlandse investeringen in vruchtbare landbouwgrond in ontwikkelingslanden waardoor de productie van voedsel verdrongen wordt naar minder vruchtbare gebieden die moeilijker bereikbaar zijn en de kans op conflicten over landrechten tussen investeerders en kleine lokale boeren toeneemt? Zo nee, waarom niet? Zo ja, op welke wijze draagt u deze zorg uit?

Een ontwikkeling zoals u die aangeeft is uiteraard niet wenselijk. Ik verwelkom het nieuwe voorstel van de Europese Commissie tot wijziging van de richtlijn hernieuwbare energie en de richtlijn brandstofkwaliteit. Dit voorstel zet in op groei van de meest duurzame biobrandstoffen en tegelijkertijd op het respecteren van investeringen uit het verleden. Ik verwacht dat met dit voorstel, waarin het gebruik van voedselgewassen voor de productie van biobrandstoffen wordt gelimiteerd, een deel van uw zorgen wordt weggenomen. Echter alle biobrandstoffen, dus ook uit voedselgewassen, die worden ingezet voor het behalen van de doelstellingen van de Europese richtlijn hernieuwbare energie en richtlijn brandstofkwaliteit moeten voldoen aan de duurzaamheidscriteria van die richtlijnen, zoals minimale broeikasgasbalans, geen aantasting van bos, veen en natuurgebieden.
De grootschalige productie van landbouwgewassen kan een belangrijke bijdrage leveren aan voedselzekerheid, de modernisering van de landbouwsector en het bruto-nationaal product van een land.
Hergebruik van gedegradeerde gronden en vergroten van effectiviteit en efficiëntie binnen de landbouw bieden, zeker in landen met een lage bevolkingsdichtheid, nog vele mogelijkheden. Nederland zal in EU-verband aandacht vagen voor mogelijke implicaties voor ontwikkelingslanden van de Europese vraag naar biobrandstoffen en waar nodig professionele assistentie verlenen bij het structureel verbeteren van land governance.

Vraag 4

Deelt u de opvatting dat het zeer zorgelijk is wanneer investeringen in landbouwgrond in ontwikkelingslanden voor de productie van eerste generatie biobrandstoffen leiden tot landroof en verminderde toegang tot land van kleine lokale boeren? Zo ja, bent u bereid in Europees verband te pleiten voor duurzaamheidscriteria voor biobrandstoffen met als doel landroof in ontwikkelingslanden tegen te gaan? Zo nee, waarom niet?

Het aantal buitenlandse investeringen in grond in ontwikkelingslanden is toegenomen, zowel voor voedsel, veevoer als biobrandstof. Voorbeelden zijn mij bekend van opkoop van land waarbij kleine boeren verdreven zijn van hun land zonder overleg en compensatie. Ik beschik niet over concrete aanwijzingen dat Nederlandse bedrijven daarbij betrokken zijn. De Nederlandse regering zet zich ervoor in dat investeringen in landen niet ten koste gaan van de lokale bevolking. Bedrijven en investeerders worden geacht de OESO-Richtlijnen voor Multinationale Ondernemingen te implementeren. Ook kunnen internationale afspraken zoals Principles for Responsible Agricultural Investment van de Wereldbank een ondersteunende rol spelen.
Ik wil benadrukken dat investeringen in landbouwgronden in ontwikkelingslanden een positieve bijdrage kunnen leveren aan voedselzekerheid en zelfredzaamheid, mits dat onder strikte voorwaarden gebeurt. Nationale overheden dragen de eerste verantwoordelijkheid voor transparante en inclusieve landovereenkomsten, aangezien ruimtelijke ordening en landrechten tot de soevereiniteit van landen zelf behoren. De recentelijk door het Committee on World Food Security van de FAO aangenomen Voluntary Guidlines on Responsible Governance of Tenure of Land, Fishers and Forests in the Context of National Food Security bieden een goede houvast voor overheden om deze verantwoordelijkheid op een goede manier in te vullen. Nederland spant zich in om met de bilaterale samenwerkingspartners en andere ontwikkelingsorganisaties deze vrijwillige richtlijnen tot een succes te maken. De regering ziet toegang tot en naleving van land(gebruiks)rechten als basis voor voedselzekerheid en inclusieve economische groene groei.
Verder verwacht ik op korte termijn de rapportage van de Europese Commissie over de gevolgen van het Europese biobrandstoffenbeleid voor de sociale duurzaamheid te ontvangen. Met de rapportage van de Europese Commissie hoop ik meer inzicht te krijgen in de relatie tussen het Europese biobrandstoffenbeleid en de mondiale voedselprijzen en voedselvoorziening. Daarnaast heeft ook de Commissie Corbey aangegeven zich op korte termijn over deze problematiek te zullen buigen.

Vraag 5

Deelt u de mening dat tweede en derde generatie biobrandstoffen sterk de voorkeur verdienen boven eerste generatie biobrandstoffen, omdat zij geen relatie kennen met landroof in ontwikkelingslanden en hogere voedselprijzen? Zo nee, waarom niet?

De Europese Commissie is zeer recent gekomen met een voorstel tot wijziging van de richtlijn hernieuwbare energie en richtlijn brandstofkwaliteit (Richtlijn van het Europees Parlement en de Raad tot wijziging van Richtlijn 98/70/EG betreffende de kwaliteit van benzine en van dieselbrandstof en tot wijziging van Richtlijn 2009/28/EG ter bevordering van het gebruik van energie uit hernieuwbare bronnen).
Het voorstel brengt het aandeel conventionele (1ste generatie) biobrandstoffen in het vervoer terug van 10% naar 5% van het totale energieverbruik in vervoer. Tevens bevordert het voorstel het gebruik van geavanceerde of niet voedingsgewassen (2de en 3de generatie) door deze biobrandstoffen twee- dan wel viervoudig te laten meetellen voor het behalen van de doelstelling om 10% hernieuwbare energie in vervoer te realiseren in 2020.
Dit voorstel wordt door Nederland gezien als een goede eerste stap op weg naar een evenwichtig beleid dat de impact van indirecte veranderingen van landgebruik (ILUC) door de productie van biobrandstoffen minimaliseert.

Vraag 6

Bent u bereid om juist het gebruik van duurzame tweede en derde generatie biobrandstoffen, die niet concurreren met de wereldwijde voedselvoorziening en niet de wereldwijde voedselprijzen opdrijven, te stimuleren? Zo ja, op welke wijze maakt u het gebruik van tweede en derde generatie biobrandstoffen aantrekkelijker dan eerste generatie biobrandstoffen? Zo nee, waarom niet?

Zie antwoord bij vraag 5

Vraag 7

Welke potentie ziet u momenteel voor het verder vergroten van de hoeveelheid tweede generatie biobrandstoffen in de komende kabinetsperiode en de periode 2017–2020?

Het twee- en viervoudig meetellen van geavanceerde biobrandstoffen zoals in het eerder genoemde voorstel van de Europese Commissie, kan de productie van geavanceerde biobrandstoffen verhogen. Het kabinet laat ook nog een nationaal impact assessment naar de consequenties van dit voorstel uitvoeren. Dit assessment moet inzicht geven in de beschikbaarheid van geavanceerde biobrandstoffen. Het kabinet zal voorts samen met het bedrijfsleven en onderzoeksinstellingen bekijken op welke manieren de innovatie en productie van geavanceerde biobrandstoffen gestimuleerd kunnen worden. In dat verband kan nog worden gewezen op het recent verlengde MOU over biobrandstoffen tussen Nederland en Brazilië waarin is opgenomen dat onderzoeksinstellingen intensiever gaan samenwerken op het gebied van 2e generatie biobrandstoffen.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Ultimatum voor kolencentrales Maasvlakte»?1

Ja.

Vraag 2

Klopt het dat Gemeente Rotterdam de energiebedrijven EON en GDF Suez een ultimatum tot 5 december a.s. heeft gesteld om uitsluitsel te geven of zij starten met CO2-afvang en -opslag (CCS) bij de nieuwe kolencentrales?

De bedrijven hebben reeds diverse malen de finale investeringsbeslissing voor het bouwen en opereren van deze grootschalige demonstratie-eenheid uitgesteld. Tussen de Gemeente Rotterdam en de ontwikkelaars van het CCS-demonstratieproject ROAD (Rotterdam Opslag en Afvang Demonstratie) vinden gesprekken plaats. Daar ken ik niet de bijzonderheden van maar op basis van contacten met het Rotterdam Climate Initiative (het klimaatprogramma van de gemeente Rotterdam, Havenbedrijf Rotterdam NV, DCMR Milieudienst Rijnmond en Deltalinqs2) kan ik u melden dat Rotterdam de bedrijven te kennen heeft gegeven dat de nieuw gebouwde kolencentrales zo spoedig mogelijk dienen te zijn uitgerust met CO2 afvang, transport en opslag in de diepe ondergrond en hen gevraagd de gedane toezeggingen nogmaals te bevestigen. De gemeente verwijst hierbij naar eerder gemaakte afspraken met de bedrijven.

Vraag 3

Klopt het dat de toegezegde subsidies voor CCS verloren gaan als daarover niet spoedig duidelijkheid komt? Hoeveel subsidie voor deze projecten is door de Rijksoverheid en de EU toegezegd? Welke voorwaarden zijn aan deze subsidies verbonden? Welke bijdrage wordt door de energiebedrijven zelf geleverd?

In het kader van de subsidieregeling «European Energy Programme for Recovery» (EEPR) heeft de Europese Commissie € 180 mln. toegekend aan het ROAD-project. Het ministerie van Economische Zaken heeft daaraan een nationale cofinanciering van € 150 mln. toegevoegd. De EEPR voorzag in een definitieve investeringsbeslissing eind 2010. Deze beslissing is met goedkeuring van de Europese Commissie uitgesteld. De EEPR-subsidie en de nationale cofinanciering gaan niet voor CCS verloren als er op korte termijn geen duidelijkheid komt.
Voor de Europese subsidie geldt dat een volledige, geïntegreerde CCS-keten (afvang, transport en opslag) moet worden gerealiseerd. Voor de Nederlandse subsidie moet dit ook gebeuren en moet tevens minimaal 4 miljoen ton CO2 permanent worden opgeslagen. Voor beide subsidies geldt een zeer uitgebreide verplichting tot kennisdeling met de Nederlandse en Europese «CCS-gemeenschap».
De initiatiefnemers (E.ON en GDF Suez) hebben aangegeven zelf circa € 100 mln. in het ROAD-project te investeren.

Vraag 4

Klopt het dat de vergunningen voor de bouw en/of exploitatie van beide kolencentrales zijn verleend onder voorwaarde dat de centrales worden uitgerust met CCS? Betekent het mislopen van de subsidie voor CCS dat deze kolencentrales daarmee niet kunnen worden uitgerust en dat daardoor de bouw van deze centrales geen doorgang kan vinden?

Het bouwen van de centrales is niet afhankelijk van de beslissing deze al of niet met een CO2-afvanginstallatie uit te rusten. Voor de bouwvergunning werd, zoals te doen gebruikelijk, alleen getoetst aan bestemmingsplan en bouwverordening. In dit kader was het eisen van een CCS niet aan de orde. Beide centrales zijn reeds in aanbouw.
De milieuvergunningen voor de exploitatie van de kolencentrales van E.on en Electrabel zijn verleend door de Provincie Zuid-Holland. Aan deze milieuvergunningen is niet de voorwaarde verbonden dat de CO2-uitstoot van de centrales moet worden afgevangen en opgeslagen. Het is ook niet mogelijk om CO2-emissie-eisen te stellen in de milieuvergunning aangezien voor de regulering van CO2-uitstoot alleen het Europese CO2-emissiehandelssysteem geldt. In de aanvragen om vergunning hebben de bedrijven wel aangegeven de centrales capture-ready te bouwen, dat wil zeggen voorbereid op de toepassing van CO2-afvang. De bedrijven hebben beloofd de nieuw te bouwen centrales zo spoedig als mogelijk uit te rusten met een CO2-afvanginstallatie. Dit is door beide bedrijven vastgelegd in een brief aan de Rotterdamse gemeenteraad.
Het ROAD-project betreft CO2-afvang, -transport en -opslag van CO2van de nieuwe kolencentrale van E.on. Er is op dit moment geen sprake van «mislopen» van subsidies.

Vraag 5

Wat betekent een mogelijke annulering van de bouw van deze kolencentrales voor de leveringszekerheid van de Nederlandse en Europese energievoorziening? Hoe ontwikkelt zich het opgestelde vermogen aan elektriciteitscentrales de komende jaren? Wat betekent de annulering van deze kolencentrales voor de CO2-uitstoot van Nederland en voor de lokale luchtkwaliteit?

Vooropgesteld zij dat er geen sprake is van een annulering van de bouw van de kolencentrales van E.on en Electrabel.
Wat betreft de leveringszekerheid van de Nederlandse en Europese energievoorziening het volgende. In opdracht van het Ministerie van Economische Zaken stelt TenneT jaarlijks een rapport op voor de monitoring van de leveringszekerheid, de laatste versie is van juni 2012. In deze rapportage gaat TenneT, op basis van gegevens van producenten, ook in op de verwachte ontwikkeling van het elektriciteitsproductievermogen. Hierbij wordt gebruik gemaakt van scenario’s en gevoeligheidsanalyses. TenneT concludeert uit de resultaten van de monitoring dat het niveau van leveringszekerheid goed is en verder toeneemt. Een eventueel kleinere groei van het Nederlandse productievermogen doordat een centrale niet wordt gebouwd, vermindert de toename van de leveringszekerheid.
Mogelijke annulering van de kolencentrales van E.on en Electrabel (GDF Suez) zal geen effect hebben op de CO2 uitstoot. Kolencentrales vallen onder het emissiehandelssysteem van de EU (ETS) en door het vastgestelde EU- emissieplafond verandert er feitelijk niets aan de hoeveelheid CO2-emissies. Voor de realisatie van de lange termijn CO2-reductiedoelstelling van 80–95% in 2 050 is het wel problematisch, omdat CCS een belangrijke bouwsteen is in het beoogde klimaatneutrale energiesysteem.
Voor de lokale luchtkwaliteit kan een annulering van kolencentrales, vergeleken met de situatie dat deze wel in bedrijf worden genomen, in theorie positief uitpakken. Dit is echter afhankelijk van het alternatieve opgestelde vermogen: wanneer oude, minder rendabele centrales hierdoor langer in gebruik blijven, zal dit juist slechter uitpakken voor de luchtkwaliteit.

Vraag 6

Wat is de invloed van de prijs van emissierechten op de rentabiliteit van CCS?

Voor CO2 die wordt afgevangen en vervolgens permanent wordt opgeslagen hoeven geen CO2 rechten te worden overlegd. De hoogte van de CO2 prijs is daarmee van invloed op de rentabiliteit van CCS. Bij de start met het CO2 emissiehandelssysteem was de verwachting dat de prijs van CO2-emissierechten € 15 – 30/ton zou gaan bedragen. De huidige prijs bedraagt zo’n € 7/ton.
De rentabiliteit van CCS-projecten is overigens sterk afhankelijk van de specificaties van elk individueel project. De schattingen van de kosten van een CCS-project lopen uiteen van € 30 tot € 80 per ton CO2, afhankelijk van de benodigde afvangtechniek.

Vraag 7

Zijn beide kolencentrales nog nodig als Nederland een aandeel hernieuwbare energie van 16% in 2020 realiseert? In hoeverre belemmert de bouw van deze kolencentrales de transitie naar een volledig hernieuwbare energievoorziening in 2050?

De bouw van kolencentrales belemmert de transitie naar een duurzame energievoorziening in 2050 niet. Bij- en meestook van biomassa in kolencentrales zal een grote bijdrage moeten leveren om het aandeel hernieuwbare energie van 16% in 2020 te realiseren. Zeker nieuwe kolencentrales zijn technisch gezien goed uitgerust om biomassa bij- en mee te stoken. Bovendien kunnen kolencentrales worden voorzien van CO2-afvang die vervolgens wordt opgeslagen.
De markt voor de productie van elektriciteit is geliberaliseerd. Dat betekent dat niet de overheid bepaalt welke centrales worden gebouwd en met welke centrales elektriciteit wordt geproduceerd, maar marktpartijen bepalen dat zelf. De overheid stelt indien nodig randvoorwaarden zoals ondermeer via milieuvergunningen, locatiereserveringen voor grootschalige elektriciteitsproductie en het Europese emissiehandelssysteem dat de uitstoot van CO2 reguleert. Daarnaast intervenieert de overheid in de markt om duurzame elektriciteit van de grond te krijgen, onder meer door middel van subsidies. De elektriciteitsmarkt is geen Nederlandse markt meer maar een Europese markt die steeds meer geïntegreerd is. Marktpartijen nemen investeringsbeslissingen niet alleen op basis van verwachte vraag- en aanbodontwikkelingen op de Nederlandse markt maar ook op basis van de (Noordwest-) Europese markt waar Nederland onderdeel van uit maakt. Het feit dat gascentrales in Nederland en elders in Europa op dit moment minder elektriciteit produceren komt niet primair doordat er specifiek in Nederland nieuwe kolencentrales worden gebouwd. Belangrijkste redenen voor de moeilijke positie van gascentrales op dit moment, zijn de relatief hoge gasprijzen, relatief lage kolen- en CO2-prijzen, de achterblijvende vraag naar elektriciteit door de economisch slechte tijden en het groeiend aandeel duurzame elektriciteit met nihil marginale kosten.

Vraag 8

In hoeverre vindt u het wenselijk dat er nieuwe kolencentrales worden gebouwd in Nederland? Hoe beoordeelt u de bouw van nieuwe kolencentrales in relatie tot bestaande gascentrales die nu niet op vol vermogen kunnen draaien?

Zie antwoord vraag 7.

Vraag 9

Wat betekent deze ontwikkeling voor de plannen met betrekking tot CCS in Nederland?

ROAD is een belangrijk Nederlands en Europees CCS-demonstratieproject. Er is op dit moment geen sprake van «mislopen» van subsidies of het annuleren van de kolencentrales. Ik heb er nog steeds vertrouwen in dat dit project gerealiseerd gaat worden en zou verder niet vooruit willen lopen op de ontwikkelingen.

Vraag 1

Kent u het bericht «tritium in grondwater door lek reactor Petten»?1

Ja.

Vraag 2

Hoe lang heeft het geduurd voordat het lek is opgemerkt?

De Nuclear Research and consultancy Group (NRG) voert een meetprogramma uit op het grondwater op het terrein van de Hoge Flux Reactor (HFR), in lijn met eerdere aanbevelingen van het International Atomic Energy Agency (IAEA) en in lijn met de internationale geldende richtlijnen. Hierdoor worden eventuele lekken direct opgemerkt. In januari 2012 is door NRG aan de KFD een verhoging van de concentratie tritium in het grondwater gemeld. Op aanwijzing van de KFD heeft NRG het meetprogramma geïntensiveerd en heeft zij een onderzoek uitgevoerd naar de oorzaak van het probleem. Eind oktober 2012 werd opnieuw een verhoogde waarde van de tritiumconcentratie gemeten. Op aanwijzing van de KFD heeft NRG een plan van aanpak gemaakt voor een onderzoek naar de omvang van het probleem en het saneren van de verontreiniging. Op 10 november 2012 is de HFR uit bedrijf genomen voor de reguliere onderhoudsstop. Op 11 november 2012 heeft NRG een lek in een transportleiding gevonden. Dit is dezelfde dag aan de KFD gemeld.

Vraag 3

Hoeveel tritium is er naar schatting in het grondwater terechtgekomen?

Zie het antwoord op vraag 4.

Vraag 4

Vanaf welke hoeveelheid ontstaat een gevaar voor de volksgezondheid? Kan worden uitgesloten dat door dit lek omwonenden op enig moment in gevaar zijn geweest?

Naar schatting van NRG is er maximaal 10 Gigabecquerel tritium in 5 m3 water uit een transportleiding gelekt.
Ik heb het Rijksinstituut voor Volksgezondheid en Milieu (RIVM) om een beoordeling van de gevolgen van de besmetting voor de volksgezondheid gevraagd. Het RIVM heeft mij op 14 november 2012 meegedeeld dat er aan deze verontreiniging van het grondwater geen directe gezondheidsrisico’s zijn verbonden. Het grondwater wordt niet gebruikt bij drinkwaterwinning.
Op grond van bovenstaande kan worden geconcludeerd dat er op geen enkel moment gevaar voor de omwonenden is geweest.

Vraag 5

Welke voorlopige maatregelen zijn er genomen? Wanneer is het probleem definitief opgelost?

In lijn met het door NRG opgestelde plan van aanpak, de kapotte transportleiding buiten werking gesteld en een alternatieve tijdelijke oplossing geïmplementeerd. De KFD heeft een verklaring van geen bezwaar afgegeven voor het gebruik van deze tijdelijke oplossing. Op dit moment werkt NRG aan de vervanging van de transportleiding.
Het meetnet voor het monitoren van de tritiumconcentraties is uitgebreid, zowel binnen het HFR terrein als buiten de onderzoekslocatie Petten. Daarnaast werkt NRG aan de aanpak om het tritium uit het grondwater te verwijderen. Hiervoor wordt een saneringsplan opgesteld. De KFD houdt toezicht op een adequate uitvoering en de voortgang van het saneringstraject.
Op 23 november 2012 heeft NRG aan de KFD gemeld dat er water uit het primaire systeem weglekt naar het bassinwater. De KFD heeft mij hiervan op 29 november 2012 op de hoogte gesteld. De omvang van het probleem is nog onbekend. Extra onderzoek is nodig. De KFD geeft aan dat de veiligheid niet in het geding is, omdat de reactor stil ligt.
NRG verwacht medio december 2012 meer informatie te kunnen geven.
Op basis van de aanpak die NRG opstelt, zal de KFD beoordelen of de reactor in januari 2013 kan worden opgestart. De reactor wordt niet opgestart voordat de KFD daarvoor schriftelijke een verklaring van geen bezwaar heeft gegeven.
De HFR zal pas weer worden opgestart wanneer dit op een verantwoorde wijze mogelijk is.

Vraag 6

Zijn dit soort problemen eerder voorgekomen? Zo ja, wat is er toen gedaan en hoe komt het dat het nu weer gebeurt?

Zowel in 2010 als in 2011 is door NRG plaatselijk een zeer geringe hoeveelheid tritium in het grondwater gemeten. Dit werd door NRG gemeld aan de Kernfysische Dienst (KFD). De lichte verontreiniging werd door NRG toegeschreven aan tritiumhoudend condenswater afkomstig uit een airconditioninginstallatie. Deze is daaropvolgend gesaneerd, waarmee volgens NRG het probleem verholpen was. De concentraties in de bodem zakten weer snel tot normale waarden. Het meetprogramma is nadien uitgebreid met peilbuizen op meerdere plaatsen.

Vraag 7

Deelt u de mening dat dergelijke lekkages zeer ernstig zijn? Zo ja, hoe wordt voorkomen dat dit soort problemen zich in de toekomst nogmaals kunnen voordoen?

Hoewel tritium een stof is die van nature voorkomt en de gemeten concentraties geen gevaar vormen voor de volksgezondheid of het milieu, is het vanzelfsprekend niet de bedoeling dat tritium via deze route vrijkomt.
De KFD heeft NRG opgedragen om het inspectie- en onderhoudsprogramma aan te scherpen en uit te voeren om de technische staat van haar installaties aan een nader onderzoek te onderwerpen en te zorgen dat eventuele lekkages in de toekomst zo veel mogelijke worden voorkomen of in een vroegtijdig stadium worden gesignaleerd. Waar nodig neemt NRG maatregelen om ondergrondse leidingen die radioactiviteit kunnen bevatten en niet zijn uitgevoerd met mantelbuis en lekdetectie, aan te passen om dergelijke situaties in het vervolg te voorkomen. De KFD volgt de planning en de uitvoering van de door NRG ingezette maatregelen nauwgezet.
De KFD toetst ook bij de overige nucleaire bedrijven in Nederland of de inspectie- en onderhoudsregimes adequaat zijn op het punt van de technische staat van de installaties en de mogelijkheid van tritiumlekkages.
Ik heb hierover zowel met NRG als de KFD gesproken. De KFD zal mij blijven informeren over de stand van zaken bij de HFR.

Vraag 1

Wat is uw analyse over de mogelijke sluiting van de Willem-Alexander Centrale in Buggenum waarbij de arbeidsplaatsen van 130 werknemers en daarnaast ook nog eens circa 125 indirecte banen, in de regio Midden-Limburg op het spel staan?1

Ik heb op 12 december van Nuon, onderdeel van Vattenfall, vernomen dat zij vandaag bij de Centrale Ondernemingsraad een adviesaanvraag zal indienen over het voornemen om de Willem Alexander Centrale (WAC) in Buggenum te sluiten. Nuon noemt hierbij de volgende redenen. Zij geeft aan dat de 253 MW elektriciteitscentrale bij de start in bedrijf is genomen als demonstratie centrale voor kolenvergassing. De centrale is door het gebruik van deze technologie op basis van kolen een relatief complexe centrale met een hoog kostenniveau. Vanwege de verslechterde marktomstandigheden is de centrale niet rendabel. De afgelopen weken is er verschillende malen contact geweest tussen mijn ministerie en Nuon waarbij de opties voor biomassa bijstook aan de orde zijn geweest. Ook de plannen voor biomassa bijstook op grote schaal (met toerekening van subsidies) bleken echter geen verandering te kunnen brengen in het gegeven dat de centrale niet rendabel is. Het voornemen om een centrale te sluiten is aan het bedrijf zelf. Ik respecteer deze moeilijke beslissing. Er is een sociaal plan voor de betrokken medewerkers en Nuon heeft aangegeven er alles aan te doen om haar medewerkers aan nieuw werk te helpen. Hier hecht ik aan.

Vraag 2

Wat zijn uw mogelijkheden om te zorgen dat deze centrale, in zijn soort een uiterst efficiënte kolenvergassingsinstallatie, die al 10 jaar energie opwekt met biomassa, behouden blijft voor de gemeente Leudal en daarop aan te dringen bij Vattenfall?

De markt voor de productie van elektriciteit is geliberaliseerd. Dat betekent dat marktpartijen bepalen of centrales worden gebouwd of gesloten en met welke centrales uiteindelijk elektriciteit wordt geproduceerd. Marktpartijen nemen investeringsbeslissingen op basis van verwachte vraag- en aanbodontwikkelingen op de (Noordwest-) Europese markt waar Nederland onderdeel van uit maakt. De marginale kosten van een centrale zijn uiteindelijk bepalend voor de inzet van de centrales. Windmolens en zonnepanelen kennen lage marginale kosten en vormen – als de zon schijnt of de wind waait – een goedkoper alternatief voor elektriciteit opgewekt uit conventionele bronnen.
De overheid stelt randvoorwaarden aan de markt zoals ondermeer via milieuvergunningen en het Europese emissiehandelssysteem dat de uitstoot van CO2 reguleert. Los van deze kaders hanteer ik geen beleid dat erop is gericht bepaalde centrales te behouden, dan wel andere te laten sluiten.
Wel heeft het kabinet zich ten doel gesteld in 2020 een aandeel van 16 procent duurzame energie te realiseren, waar bij- en meestook van biomassa een belangrijk onderdeel van uit maakt. De verdere ontwikkeling van duurzame energie in Nederland heeft ook een positief effect op de werkgelegenheid.
De centrale in Buggenum is een kolenvergasser. In het kader van de MEP (Milieukwaliteit van de Elektriciteitsproductie) heeft de centrale subsidie voor het meestoken van biomassa toegezegd gekregen. In de praktijk is echter gebleken, dat het technisch erg lastig is om grote volumes biomassa in de Buggenum mee te stoken. In het geval van Buggenum zou dat kunnen met heel specifieke biomassa, namelijk zogenaamde «black pellets». Nuon heeft aangegeven dat deze echter wereldwijd nog niet in voldoende hoeveelheden beschikbaar zijn. Nuon geeft aan dat het openhouden van de centrale van meer factoren afhankelijk is dan alleen de biomassa bijstook en dat in het geval van Buggenum alle mogelijke scenario’s zijn onderzocht maar niet haalbaar zijn gebleken.

Vraag 3

Wat vindt u van het feit dat vooral het innovatieve gebruik van biomassa in deze energiecentrale een reden is om deze centrale te sluiten, terwijl meer vervuilende energiecentrales blijven draaien? Over welke instrumenten beschikt u om deze situatie om te keren, zodat eerst de meest vervuilende energiecentrales dicht gaan en daarna eventueel pas de relatief schone centrale zoals de Willem-Alexander Centrale in Buggenum?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 4

Op 21 november jl. is een overeenkomst ondertekend om de haalbaarheid te onderzoeken om een grote bio-energiecentrale te vestigen op het bedrijventerrein waar momenteel de Willem-Alexander Centrale gevestigd is. Bent u bereid in de contacten met Vattenfall onder de aandacht te brengen dat het zinvol is nader te onderzoeken of een verbinding gemaakt kan worden tussen dit voor de regio belangwekkende initiatief en het voortbestaan van een duurzaam producerende Willem-Alexander Centrale?

Ja, ik heb dit onder de aandacht gebracht van Nuon.

Vraag 5

Kunt u aangeven welke gevolgen de eventuele sluiting van de Willem-Alexander Centrale heeft voor de leveringszekerheid van elektriciteit op de Nederlandse energiemarkt? Bereiken u signalen dat ook andere energiecentrales in Nederland mogelijk binnenkort gesloten gaan worden?

In opdracht van het ministerie van Economische Zaken stelt TenneT jaarlijks een rapport op voor de monitoring van de leveringszekerheid, de laatste versie is van juni 2012. In deze rapportage gaat TenneT, op basis van gegevens van producenten, ook in op de verwachte ontwikkeling van het elektriciteitsproductievermogen. Hierbij wordt gebruik gemaakt van scenario’s en gevoeligheidsanalyses en wordt ook altijd rekening gehouden met oudere centrales die op termijn zullen sluiten of in de mottenballen worden geplaatst. TenneT concludeert uit de resultaten van de monitoring dat het niveau van leveringszekerheid goed is en verder toeneemt. Een kleinere groei van het Nederlandse productievermogen doordat de Willem Alexander Centrale in Buggenum eventueel wordt gesloten zal de toename van de leveringszekerheid beperkt verminderen. Daarnaast is mij bekend, zoals ook aangegeven in de beantwoording van de vragen van het lid Mulder (Kamerstukken 2012–2013, nr. 378) dat met name gascentrales in Nederland en elders in Europa op dit moment minder elektriciteit produceren. Dit komt door een samenloop van factoren van relatief hoge gasprijzen, relatief lage kolen- en CO2-prijzen, de achterblijvende vraag naar elektriciteit door de economisch slechte tijden en het groeiend aandeel duurzame elektriciteit met zeer lage marginale kosten.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Discussie over gasfonds opgerakeld»?1

Ja.

Vraag 2

Klopt het dat u aan een voorstel werkt voor een nieuw gasfonds? Zo ja, kunt u dit voorstel motiveren en de werking van het fonds toelichten? Klopt het dat gedacht wordt aan het opzetten van een «sovereign wealth fund»?

In het kader van de gasrotonde is door een werkgroep gekeken op welke wijze de communicatie rondom mijnbouwactiviteiten en het draagvlak hiervoor verbeterd zouden kunnen worden. Deze werkgroep bestond uit vertegenwoordigers van diverse overheden, industrie, milieufederatie en wetenschap. Deze werkgroep heeft een aantal voorstellen gedaan, waaronder het voorstel om een deel van opbrengsten uit gaswinning in een fonds te storten, waaruit lokale, bijvoorbeeld duurzame energieprojecten gefinancierd kunnen worden.
Tijdens de jaarlijkse bijeenkomst van de Nederlandse Olie en Gas Exploratie en Productie Associatie (Nogepa), die in het bovengenoemde artikel wordt genoemd, heeft de directeur-generaal Energie, Telecom en Mededinging van het Ministerie van Economische Zaken gerefereerd aan de voorstellen van deze werkgroep. In deze toespraak is het idee van het oprichten van een nieuw fonds niet «geponeerd», zoals de schrijver van het artikel «Discussie over gasfonds opgerakeld» beweert2. In deze toespraak is ook nadrukkelijk gezegd dat het in eerste instantie aan de industrie zelf is om de financiële middelen te vinden om een dergelijk fonds op te richten, indien zij dat zou willen, om onder andere de betrokkenheid van de bevolking bij de productie van gas te vergroten.
Ik ben nu bezig de voorstellen van de werkgroep te bestuderen en zal daarna beslissen welke opgepakt zullen worden voor nadere uitwerking. Ik zal ook de Tweede Kamer per brief informeren over wat ik met de voorstellen ga doen. Ik streef ernaar dit voor de begrotingsbehandeling te doen.

Vraag 3

Op welke wijze benutten andere landen met eindige, natuurlijke hulpbronnen, zoals bijvoorbeeld Noorwegen, de baten die deze bronnen opleveren? Worden deze baten in fondsen ingebracht en het rendement daarvan benut? Wat kan Nederland leren van deze landen?

Inkomsten vanuit natuurlijke hulpbronnen kunnen en worden door landen op verschillende manieren gebruikt. Mogelijkheden zijn onder andere het inzetten voor structurele investeringen in de economie, het opbouwen van een financieel fonds (een zogenaamd «Sovereign Wealth Fund») of voor aflossing van de staatsschuld.
Twee Europese voorbeelden zijn het Verenigd Koninkrijk en Noorwegen. In het Verenigd Koninkrijk is de winning van olie en gas geheel geprivatiseerd en verkrijgt de overheid via belastingheffing inkomsten die direct naar de overheidsbegroting gaan. Net als in Nederland is in Noorwegen ook de staat betrokken bij de winning van olie en gas. De baten (belastingen, licenties en dividend) gaan naar een sovereign wealth fund, het in 1990 opgerichte Petroleum Fund of Norway dat sinds 2006 deel uitmaakt van het Government Pension Fund. Het fonds belegt vooral in aandelen en onroerend goed en is gericht op rendement op de lange termijn, als een spaarpot voor de komende generaties.
Belangrijkste les vanuit andere landen en uit het verleden is dat inkomsten uit natuurlijke hulpbronnen niet moeten worden gebruikt voor uitgaven waarmee een permanente verhoging van de welvaartstaat wordt gecreëerd tot een niveau dat onhoudbaar wordt zodra de hulpbronnen opdrogen (de zogenaamde «Dutch disease»).

Vraag 4

In hoeverre wordt door de regering rekening gehouden met terugvallende aardgasbaten in de komende jaren en de effecten daarvan voor de begrotingen?

De meerjarenraming van de aardgasbaten voor 2012 en verder zijn opgenomen in de Miljoenennota (pagina 58 e.v.) en in de EZ-begroting (o.a. pagina 61 en 71). Deze meerjarenraming van de aardgasbaten is gebaseerd op het meest recente scenario van het CPB uit de concept-Macro Economische Verkenning (MEV). De bepalende factoren hierbij zijn de aardgasprijs en het volume van de verkopen. De aardgasprijs is gerelateerd aan enerzijds de prijs van olie in dollars in combinatie met de euro/dollar-koers en anderzijds aan de prijs van gas die onafhankelijk van de olieprijs op de markt tot stand komt op onder andere gasbeurzen. De verwachte productievolumes dalen in de loop van de periode van de meerjarenraming. Hierdoor wordt er rekening gehouden met terugvallende aardgasbaten.
De begrotingsregels van het kabinet bepalen dat delfstofbaten, waartoe de aardgasbaten behoren, tot de niet-kaderrelevante uitgaven en niet-belastingontvangsten worden gerekend. Dit betekent dat eventuele mee- en tegenvallers die zich in de toekomst ten opzichte van de huidige meerjarenraming voordoen, niet van invloed zijn op de (inkomsten- en) uitgavenkaders, maar direct doorwerken in het EMU-saldo en de EMU-schuld. Eventuele toekomstige mee- en tegenvallers in de aardgasbatenraming hebben derhalve geen effect op de departementale begrotingen, die binnen de vastgestelde kaders zijn opgesteld. Voorwaarde hierbij is wel dat het kabinet blijft voldoen aan de Europese begrotingsafspraken.

Vraag 5

Wat vindt u van de aanbeveling in de studie van De Nederlandse Bank uit 2008 «De Nederlandse gasbaten en het begrotingsbeleid: theorie versus praktijk» om de aardgasbaten niet te gebruiken voor de financiering van de lopende begroting, maar te gebruiken voor een financieel fonds waarvan het rendement naar de schatkist vloeit?

In 2008 heeft het kabinet gereageerd op de studie van De Nederlandsche Bank (Kamerstuk 31 700 nr. 44). Daarin heeft het kabinet destijds te kennen gegeven dat in het licht van begrotingsoverschotten en een gestaag dalende overheidsschuld de vraag naar de optimale vormgeving van vermogensbehoud een relevante is, die nadere studie verdient. In de beantwoording op de vragen «Aardgasinkomsten en een staatsfonds» (vragen 2012Z16568) is aangegeven hoe het kabinet invulling aan de nadere studie heeft gegeven.
Het huidige kabinet zet de lijn van het vorige kabinet voort om de aardgasbaten geheel ten goede te laten komen van de begroting. De aardgasbaten maken daarmee onderdeel uit van de integrale afweging van de overheidsfinanciën. Gezien de toename van de staatsschuld in recente jaren geniet de aflossing van de staatsschuld volgens het kabinet de voorkeur boven het instellen van een financieel fonds.

Vraag 6

Kunt u aangeven waarvoor de aardgasbaten in het verleden, op dit moment en in de toekomst zijn of worden gebruikt? Welk deel wordt gebruikt voor de lopende begroting en welk deel gaat naar het Fonds Economische Structuurversterking? Welke projecten zijn de afgelopen jaren uit dit fonds gefinancierd? Welke rendementen zijn op deze investeringen behaald?

Voor 1994 kwamen de aardgasbaten volledig ten goede van de lopende begroting. Van 1994 tot en met 2010 is een deel van de aardgasbaten ten goede gekomen aan het FES. In de jaarverslagen van het FES is het totaal aan projecten inclusief bedragen en verantwoording terug te vinden. Met ingang van 2011 is de voeding van het FES stopgezet waardoor er geen nieuwe projecten uit het Fonds Economische Structuurversterking meer plaatsvinden.

Vraag 7

Klopt het dat gasproducenten op vrijwillige basis een bijdrage zouden kunnen gaan leveren aan een nieuw op te richten gasfonds? Of is er ook sprake van een verplichte, fiscale bijdrage door gasproducenten?

Het gasfonds is voorgesteld door de werkgroep die ik noemde in het antwoord op vraag 2. Dit gasfonds zou een privaat fonds van de gasproducenten zijn waar zij zelf de financiële bijdragen aan leveren. Het voorstel noemt onder andere dat met het fonds lokale, bijvoorbeeld duurzame energieprojecten gefinancierd kunnen worden.
Ik bestudeer nu de voorstellen van de werkgroep en zal de Tweede Kamer informeren over mijn reactie. Ik streef ernaar u mijn reactie voor de begrotingsbehandeling te sturen.

Vraag 8

Deelt u de stelling in het artikel dat voor een dergelijk gasfonds geen additionele belastingmaatregelen nodig zijn en dat onze gastoekomst moet worden heroverwogen?

Zie het antwoord op vraag 7.

Vraag 9

Bent u bereid te onderzoeken of een dergelijk gasfonds gebruikt kan worden om de investeringen in een duurzame en betaalbare energievoorziening en energiebesparing te financiëren?

Zie het antwoord op vraag 7.

Vraag 10

Bent u bereid deze vragen te beantwoorden vóór de begrotingsbehandeling 2013 van uw ministerie?

Ja.

Vraag 1

Bent u op de hoogte van de berichtgeving over de ontwerpbeschikking ten aanzien van de bedrijfsduurverlenging van de kerncentrale Borssele?1

Vraag 2

Is het waar dat de eis, dat de kerncentrale Borssele (EPZ) moet kunnen aantonen dat de kerncentrale tot de 25% meest veilige ter wereld hoort, nog steeds van kracht is?

Vraag 3

Welke methode zal moeten worden toegepast om dit aan te tonen?

Vraag 4

Is het waar dat het onderzoek naar (haar-)scheurtjes in het reactorvat van Borssele uitgevoerd en beoordeeld moet zijn voordat levensduurverlenging daadwerkelijk plaats kan vinden? Zo nee, waarom niet?

Vraag 5

Wordt ook het grote 10-jaarlijkse onderzoek naar de status van (de veiligheid van) de reactor in Borssele in de besluitvorming meegenomen? Zo nee, waarom niet?

Vraag 6

Op welke manier worden de stresstests van de Europese Commissie in de besluitvorming meegenomen?

Vraag 7

Kunt u een schets geven van het tijdspad van de verdere besluitvorming in combinatie met de resultaten van de diverse onderzoeken?

Vraag 8

Kan een Doel-3 Inspectie worden opgelegd? Zo nee, waarom niet? Zo ja, op welke manier?

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Extra energieheffing dreigt»1 en het artikel «Energieheffing voor groene stroom «onzin»?2

Ja, deze artikelen zijn mij bekend.

Vraag 2

Bent u het eens met de uitspraak van de bestuursvoorzitters van GDF Suez Nederland en EON Benelux dat de huidige «stroomprijzen laag zijn en waarschijnlijk laag zullen blijven door de subsidie op groene stroom»?

De huidige stroomprijzen op de groothandelsmarkt zijn regelmatig laag. Een belangrijke oorzaak van deze lage stroomprijzen is het groeiende aandeel wind en zonne-energie in de energiemix, met name in Duitsland. Een andere belangrijke factor is de achterblijvende vraag naar elektriciteit vanwege de huidige economische situatie, dit zorgt voor overcapaciteit en drukt derhalve de prijzen. Prijsvorming op de groothandelsmarkt vindt plaats op basis van marginale kosten. Windmolens en zonnepanelen kennen zeer lage marginale kosten. Zij vormen daarmee indien beschikbaar een goedkoper alternatief dan elektriciteit opgewekt uit conventionele bronnen. Gelet op de investeringskosten is duurzame elektriciteit echter per saldo nog niet zondermeer concurrerend. Behalve de marginale kosten moeten ook deze investeringskosten gedurende de levensduur terugverdiend worden. Op dit moment zorgen de verschillende subsidiemechanismen in EU-lidstaten ervoor dat steeds meer geïnvesteerd wordt in duurzame elektriciteit. De stimuleringsmethode die Duitsland daarbij hanteert zorgt ervoor dat de productie van duurzame elektriciteit volledig buiten de markt wordt gehouden. De innameplicht van de Duitse TSO’s (zonder programmaverantwoordelijkheid) tegen een wettelijk vastgesteld «feed-in tarief» zorgt er immers voor dat duurzame elektriciteit niet hoeft te concurreren met andere vormen van elektriciteit. Dit werkt marktverstorend en kan op momenten van lage vraag resulteren in niet alleen lage maar zelfs negatieve elektriciteitsprijzen. Dit fenomeen heeft zich in 2012 al diverse keren voorgedaan. Hoe de elektriciteitsprijzen zich in de toekomst ontwikkelen is moeilijk te voorspellen. Het lijkt echter waarschijnlijk dat er steeds meer momenten zullen voorkomen dat duurzame elektriciteit de prijs bepaalt en aangezien de marginale kosten daarvan nihil zijn, zouden op die momenten ook de groothandelsprijzen erg laag kunnen zijn.

Vraag 3

Deelt u de zorg van de bestuursvoorzitters voor een toekomstig tekort aan elektriciteit als energiebedrijven geen voldoende buffercapaciteit aanhouden? Op welke termijn gaat dit probleem spelen?

Ik deel deze zorg niet. Er is momenteel ruim voldoende capaciteit beschikbaar en ook op middellange termijn voorzie ik geen capaciteitsprobleem op de Nederlandse stroommarkt. Energiebedrijven hebben de afgelopen jaren in Nederland veel geïnvesteerd in productiecapaciteit, onder meer door de aanleg van nieuwe gascentrales en kolencentrales. Nederland is daardoor minder afhankelijk geworden van de import van stroom uit het buitenland. Ook in de komende jaren wordt nog aanvullende capaciteit gerealiseerd. Per lidstaat bestaat er evenwel een specifieke situatie waar het gaat om leveringszekerheid. Zo is er in Duitsland als gevolg van de Energiewende sprake van een opgevoerde druk om de leveringszekerheid op korte en lange termijn te borgen. Ook in België bestaat er extra aandacht voor het waarborgen van de leveringszekerheid op korte termijn vanwege de (tijdelijke) uitval van twee kerncentrales.
Op dit moment is er in Noordwest Europa sprake van een sterk geïntegreerde markt. De Nederlandse markt is gekoppeld aan die in omliggende landen. Mijn inzet is daarom dat wij als lidstaten zoveel mogelijk gezamenlijk naar oplossingen zoeken voor de verschillende vraagstukken en wij de in Nederland beschikbare capaciteit ook kunnen inzetten ten behoeve van de vraag in omliggende landen. Dit is echter geen eenvoudige zaak. Het vraagt nauwe samenwerking met onze buurlanden en verdergaande marktkoppeling.
Daarnaast zullen investeringen in versterking van de Europese elektriciteitsnetten bijdragen aan de leveringszekerheid. Dit is één van de doelstellingen van het Europese infrastructuurpakket waarover momenteel in Brussel wordt onderhandeld. Tot slot speelt het vraagstuk van de transitie naar een CO2 arme energiehuishouding in Europa en de rol die conventionele centrales hierin spelen. Ook hier heeft het mijn sterke voorkeur dat wij als lidstaten gezamenlijk optrekken en als Europa inzetten op een CO2-doel na 2020 en gecoördineerde instrumenten gericht op de stimulering van duurzame energie. Daarbij moet duurzaam opgewekte energie zoveel mogelijk deel uitmaken van een reguliere markt. Een dergelijke EU brede aanpak draagt bij aan een helder investeringsklimaat voor marktpartijen in Europa.

Vraag 4

Is de aanleg van extra buffercapaciteit nu, in de nabije toekomst of in de verre toekomst in Nederland en/of in Europa noodzakelijk om uitval van de elektriciteitsvoorziening te voorkomen? Bent u het eens met de suggestie dat energiebedrijven over «drie of vier jaar al moeten gaan nadenken over investeringen in nieuwe conventionele centrales om op tijd klaar te zijn»? Zijn nieuwe kolen- en/of gascentrales nodig om zogenaamde «black-outs» te voorkomen? Of is er sprake van ruim voldoende capaciteit, zoals Clingendael stelt?

Zie antwoord vraag 3.

Vraag 5

Acht u het wenselijk een capaciteitsvergoeding in te voeren om zo te verzekeren dat er voldoende back-up van elektriciteitsproductie aanwezig is? Of is een dergelijke vergoeding niet nodig, zoals Clingendael stelt? Klopt het dat andere lidstaten met dezelfde gedachte spelen? Acht u Europese afstemming wenselijk, zeker omdat de elektriciteitsvoorziening in toenemende mate Europees geïntegreerd is?

Ik acht een capaciteitsvergoeding om te verzekeren dat er voldoende back-up capaciteit van elektriciteitsproductie aanwezig is in Nederland onnodig en niet wenselijk. Onnodig omdat Nederland beschikt over ruim voldoende capaciteit en er de komende jaren nog meer centrales beschikbaar komen. Ongewenst omdat de invoering van dit soort vergoedingen marktverstorend werkt en buitengewoon complex is. Het is inderdaad zo dat sommige lidstaten verschillende opties bezien om zowel op korte als op lange termijn de leveringszekerheid te borgen middels de inzet van capaciteitsmechanismen. Hoewel ik goed begrijp dat lidstaten er zorg voor moet dragen dat de leveringszekerheid goed op orde is, ben ik er voorstander van dit vraagstuk binnen Europa gemeenschappelijk op te pakken en te voorkomen dat de geïntegreerde elektriciteitsmarkt versnipperd raakt. Nationale maatregelen en subsidies om investeringen in productiecapaciteit te stimuleren of bestaande onrendabele capaciteit in de markt te houden dragen noch bij aan een efficiënte markt, noch aan de betaalbaarheid van de transitie naar een CO2-arme energiehuishouding. Ik volg daarom de ontwikkelingen in andere EU-landen op de voet en ben in gesprek met de lidstaten om ons heen. In de discussie hierover trek ik samen op met de Europese Commissie die heeft gewezen op het belang van coördinatie binnen de EU bij het vinden van oplossingen voor dit capaciteitsvraagstuk. In november 2012 zal de Europese Commissie een Mededeling over de Interne Energiemarkt uitbrengen. Uit recent overleg in Brussel is gebleken dat daarin bijzondere aandacht zal uitgaan naar het onderwerp capaciteitsmechanismen. De Commissie is voornemens hierover consultaties te starten met de EU-lidstaten en alle belanghebbende partijen. Nederland heeft zijn steun uitgesproken voor dit initiatief.

Vraag 6

Welke alternatieven zijn er voor het garanderen van voldoende capaciteit als achtervang voor de energievoorziening waarin het aandeel hernieuwbare energie groeit? Wat vindt u van de suggestie dat de landelijke netbeheerder, Tennet, zelf centrales moet gaan bouwen? Welke duurzame alternatieven kunnen nu of in de toekomst een rol spelen als buffercapaciteit?

De marktordening van de energiemarkt in Nederland is zo ingericht dat er een scheiding bestaat tussen enerzijds het netbeheer en anderzijds productie, levering en handel. De suggestie dat TenneT zelf centrales zou moeten gaan bouwen druist daar tegenin en vind ik onverstandig. De productie van elektriciteit is een marktactiviteit. Wel spelen de netbeheerders een belangrijke rol bij het verdelen van de beschikbare elektriciteit over de netten en het beheren van interconnectoren. Vanuit deze verantwoordelijkheid werkt TenneT tevens intensief samen met transmissiesysteembeheerders (TSO’s) uit andere landen. Daarnaast noem ik in dit verband nog artikel 9a in de Elektriciteitswet 1998 dat dient ter nadere borging van de leveringszekerheid. Deze bepaling biedt onder nader te bepalen voorwaarden, de mogelijkheid om de transmissiesysteembeheerder te verzoeken een bepaalde hoeveelheid capaciteit te contracteren op basis waarvan een investeringsprikkel ontstaat voor nieuwe productiecapaciteit. Deze zogenaamde «vangnet»- voorziening is overigens tot op heden nooit ingeroepen, en ook in de huidige situatie is er geen aanleiding dat te doen.
Er zijn verschillende mogelijkheden om de werking van de Europese markt te verbeteren waardoor er meer investeringsprikkels ontstaan voor de realisatie van zowel fluctuerende duurzame elektriciteit als flexibele thermische productiecapaciteit die ondermeer kan dienen als back-up. Van groot belang is daarbij de verdere integratie van de elektriciteitsmarkten, de versterking van interconnecties, de verdere ontwikkeling van grensoverschrijdende intraday-markten en de harmonisatie in EU-verband van balanceringsmarkten. Daarmee kan bewerkstelligd worden dat overcapaciteit en tekorten met elkaar kunnen worden uitgewisseld. Daarnaast kunnen ook investeringen in Europa in elektriciteitsopslag en de verdere flexibilisering van de vraag (zogenoemde demand-side response) bijdragen aan een grotere flexibiliteit van de Europese elektriciteitsmarkt waardoor de kans op capaciteitsproblemen in de toekomst wordt verkleind.
Tot slot, wat betreft de mogelijke rol van duurzame alternatieven, is het staand Nederlands beleid dat alle vormen van duurzame elektriciteitsproductie een rol kunnen spelen bij het zekerstellen van de toekomstige Nederlands elektriciteitsvoorziening. Voor duurzame elektriciteitsproductie geldt – net als voor conventionele elektriciteitsproductie in Nederland -programmaverantwoordelijkheid, hetgeen van groot belang is voor een level-playing field op de energiemarkt en een daadwerkelijke integratie van duurzame energie in de energiemarkt met de juiste waardering van flexibiliteit.

Vraag 7

In welke mate is er nu al sprake van fluctuerend aanbod van hernieuwbare energiebronnen? Hoe gaat zich dat in de toekomst ontwikkelen? In welke mate zorgt verdere integratie van de Europese elektriciteitsvoorziening voor een bufferende werking?

Op de Noordwest Europese elektriciteitsmarkt is al in aanzienlijke mate sprake van een fluctuerend aanbod van hernieuwbare energiebronnen. Dit wordt op dit moment met name veroorzaakt door het groeiende aandeel wind -en zonne-energie in Duitsland. Dit fluctuerende aanbod zal in de toekomst alleen maar groter worden. Verdere integratie van de Europese elektriciteitsmarkt is een belangrijke voorwaarde om ook in de toekomst met dit fluctuerende aanbod om te kunnen gaan. Zoals ik aangaf in bovenstaande antwoorden zou het creëren van meer flexibiliteit daarbij centraal moeten staan.

Vraag 8

In hoeverre zijn de uitspraken van deze bestuursvoorzitters een reactie op de invoering van de kolenbelasting?

Ik heb kennis genomen van de uitspraken van de bestuursvoorzitters zoals genoemd in de artikelen, daarin wordt echter geen verband gelegd met de invoering van de kolenbelasting. In hoeverre hier sprake is van een reactie is mij onbekend.

Vraag 9

Kunt u deze vragen beantwoorden vóór de begrotingsbehandeling van het ministerie van Economische Zaken, Landbouw en Innovatie, zodat deze antwoorden gebruikt kunnen worden bij de begrotingsbehandeling?

Ja.

Vraag 1

Heeft u kennisgenomen van de campagne «Switchen van energiebedrijf? Gebruik de overstapcoach!» van ConsuWijzer?1

Ja.

Vraag 2

Onderschrijft u dat kleinverbruikers gestimuleerd zouden moeten worden om bij de overstap naar een andere energieleverancier niet alleen prijs, maar ook de duurzaamheid van de geleverde energie te vergelijken? Zo ja, waarom is dit aspect niet rechtstreeks meegenomen in de campagne van ConsuWijzer? Bent u bereid in de campagne van ConsuWijzer met de titel «Switchen van energiebedrijf? Gebruik de overstapcoach!» de overstap naar duurzame energie te bevorderen? Zo nee, op grond van welke argumenten?

Graag stel ik voorop dat ConsuWijzer het informatieloket is van de onafhankelijke toezichthouders NMa, OPTA en de Consumentenautoriteit. Zij kunnen vanuit hun toezichtstaak via ConsuWijzer hun eigen campagnes opzetten en communicatie-uitingen doen. Dat vind ik een goede zaak en directe interventie van mij acht ik dan ook niet aan de orde.
Consuwijzer heeft onder meer als doelstelling om de consument van goede informatie te voorzien waarmee die actief kan zijn op de leveringsmarkt van energie. Hiervoor heeft Consuwijzer de «overstapcoach» geïntroduceerd omdat veel consumenten nog nooit zijn overgestapt ondanks de grote prijsvoordelen die daarmee te behalen zijn.
Het idee is om consumenten aan de hand mee te nemen in het overstappen door uitleg te geven over de energierekening, te helpen om een vergelijking tussen de aanbiedingen te maken, inzicht te geven in welke kosten aan een overstap verbonden zijn en hoe de overstap in zijn werk gaat.
Ik waardeer deze overstapcoach omdat het consumenten een praktisch stappenplan biedt om tot een overstap te komen waarmee veel te besparen valt. Bovendien houdt switchen de energiebedrijven scherp.
Voor het vergelijken tussen energieleveranciers van meer dan alleen de prijs wordt in de overstapcoach verwezen naar de Energiewijzer. Met behulp van de Energiewijzer, die ook onderdeel is van ConsuWijzer, kunnen consumenten energiebedrijven onderling vergelijken op zaken als dienstverlening, de aangeboden contractvormen maar ook of leveranciers groene stroom leveren. Ook dit vind ik een goede zaak. Consumenten bepalen zelf in welke mate duurzaamheid een rol speelt in het vergelijken van energiebedrijven. ConsuWijzer biedt hiertoe de mogelijkheid met de EnergieWijzer.

Vraag 1

Zijn de afspraken in Europees1 en nationaal2 verband met betrekking tot de frequentiestabiliteit van het elektriciteitsnetwerk naar uw mening nog toereikend in relatie tot de leveringszekerheid bij een oplopend aandeel duurzame productie?

Het Europese elektriciteitsysteem is ingericht op wisselspanning met een frequentie van 50 Herz. Elektrische apparaten en installaties zijn met deze frequentie van 50 Herz in staat om elektriciteit uit het netwerk te ontrekken en erop in te voeden. Het handhaven van deze frequentie is dus van belang om de elektriciteitsvoorziening in stand te houden. TenneT heeft als systeembeheerder van het Nederlandse elektriciteitsnetwerk de verantwoordelijkheid voor het waarborgen van de frequentiestabiliteit in Nederland. Op nationaal en Europees niveau besteedt TenneT daarom veel aandacht aan het beheersen van deze frequentiekwaliteit. In het meest recente Kwaliteits- en Capaciteitsdocument (deel 2, 2011) gaat TenneT ondermeer in op frequentiestabiliteit en gerelateerde vraagstukken. TenneT geeft tevens aan dat de bestaande afspraken voor het beheren van de frequentiestabiliteit met de andere systeem netbeheerders in Europa op dit moment toereikend zijn. Binnen deze afspraken is al invulling gegeven aan een aanscherping van het handelen van de systeembeheerders als de frequentiekwaliteit afneemt. Frequentie afwijkingen komen de laatste jaren vaker voor. Dit geldt zowel voor het aantal afwijkingen van de 50 Herz richtfrequentie, als voor de duur en de hoogte van de afwijkingen. De door Kamerlid Jansen genoemde studie3 van ENTSO-E en Eurelectric illustreert de afwijkingen onder andere op pagina 15. De ontwikkeling van het aandeel duurzame elektriciteit is niet de enige factor die van invloed is op de frequentiestabiliteit. Soms veroorzaakt de invoeding van duurzame elektriciteit frequentieslingeringen, terwijl in andere gevallen er juist een dempende invloed is. Marktkoppeling is een ontwikkeling die naast evidente voordelen ook de beheersing van frequentiewisselingen extra van belang maakt. Deze factoren en hun invloed op de frequentiestabiliteit worden door de systeembeheerders in Europa permanent gemonitord. Dit stelt de systeembeheerders in staat om op het moment dat daar aanleiding toe is de noodzakelijke maatregelen te kunnen nemen. In dit verband is door de systeembeheerders een werkprogramma opgezet om de frequentiekwaliteit te verbeteren. Op basis van dit werkprogramma wordt ondermeer de monitoring verder geïntensiveerd. Voor de langere termijn zijn de systeembeheerders (in ENTSO-E verband) op dit moment bezig met de formulering van Europese netwerkcodes en operationele richtsnoeren. Ook ACER (het agentschap voor de samenwerking van energietoezichthouders, met vanuit Nederland de NMa daarbij aangesloten) en marktpartijen zijn betrokken bij dit proces. De bovengenoemde studie van Eurelectric en ENTSO-E doet in dat licht voorstellen en deelt technische observaties. De Europese netwerkcodes worden uiteindelijk door de lidstaten middels een comitologie procedure bekrachtigd.

Vraag 2

Is het waar dat de frequentieslingeringen steeds vaker richting de grenzen van de afgesproken bandbreedte van 200mHz gaan, waardoor het risico op onbeheersbare frequentieslingeringen toeneemt, dat uiteindelijk kan resulteren in het geheel of gedeeltelijk uitvallen van het elektriciteitsnet? Kunt u dit illustreren aan de hand van statistieken van TenneT en de Europese organisatie van TSO’s (netwerkbeheerders)?

Zie antwoord vraag 1.

Vraag 3

Welke relatie ziet u tussen de groei van het aandeel duurzame elektriciteit en de problematiek van de grotere frequentieslingeringen?

Zie antwoord vraag 1.

Vraag 4

Lopen er acties in Europees en nationaal verband voor het oplossen van deze problematiek? Welke en op welke termijn?

Zie antwoord vraag 1.

Vraag 5

Is het waar dat ten gevolge van de relatief lage kolen- en relatief hoge gasprijs voor het opvangen van frequentieslingeringen vooral (oudere en traag regelbare) kolencentrales worden ingezet, terwijl de meest efficiënte en snel regelbare gascentrales stilstaan? Zo ja, onderschrijft u dat deze uit het oogpunt van regelstrategie, energieverbruik en klimaateffecten uiterst ongewenste brandstofmix het gevolg is van onbedoelde effecten van marktmechanismen?

De inzet van centrales voor de productie van elektriciteit is gebaseerd op vrije prijsvorming met onder andere als factoren daarbij de brandstofprijzen en de prijs voor emissierechten. Maar ook de technische capaciteit van de installatie om snel op te regelen, zoals veelal bij gasgestookte elektriciteitscentrales, speelt bijvoorbeeld een rol. De vrije markt zorgt er binnen de technische grenzen van centrales voor dat de benodigde elektriciteit wordt geproduceerd door de meest kostenefficiënte centrales en dat afregelen in principe gebeurt door de op dat moment duurste draaiende centrale. Het is juist dat door ondermeer de relatief lage prijzen voor kolen en CO2 op dit moment relatief veel elektriciteit wordt opgewekt door kolengestookte centrales. Kolenprijzen zijn wereldhandelsprijzen, de CO2 certificatenprijs hangt samen met de werking van het Europese emissiehandelssysteem (ETS). Ik streef ernaar om de werking van het ETS structureel te versterken om daarmee op een efficiënte en effectieve wijze prikkels aan de elektriciteitsmarkt te geven voor de beperking van CO2 emissie.
Het opvangen van frequentieslingeringen is in Nederland in beginsel georganiseerd middels de zogenoemde primaire reserve. Deze is gebaseerd op een verplichte deelname van alle productie-eenheden boven 5 MW. De gezamenlijke netbeheerders zijn bezig met de voorbereiding van een voorstel tot wijziging van de code op het gebied van de primaire reserve. Hierbij wordt vermoedelijk uitgegaan van contractering van de primaire reserve aan de hand van biedingen. Nadat dit voorstel is ingediend bij de NMa zal de Raad van Bestuur van de NMa hierover een besluit nemen. Voor de regeling van de frequentie via de primaire reserve speelt indirect de merit-order (die in het algemeen bepaalt welke centrales draaien bij een bepaalde omvang van de elektriciteitsvraag) een rol, aangezien alleen reeds draaiende centrales kunnen voorzien in deze primaire reserve voor het oplossen van de frequentieafwijking. Daarnaast spelen de technische mogelijkheden van een centrale zoals regelsnelheid een rol.

Vraag 6

Onderschrijft u de conclusie van een recente Eurelectric studie3 dat de problematiek van de frequentieslingeringen verder zal verergeren wanneer een groter deel van Europa overstapt op het open markt systeem?

Het genoemde rapport van Eurelectric en ENTSO-E geeft juist aan dat verdere Europese integratie en harmonisatie van marktregels nodig is en voordelen biedt. Dit biedt de netbeheerders namelijk beter de mogelijkheden om het elektriciteitsnetwerk betrouwbaar te houden en geeft de markt de ruimte om de meest efficiënte centrales elektriciteit te laten produceren.

Vraag 7

Kunt u ingaan op de potentie van de volgende strategieën om perverse effecten van marktmechanismen op frequentieslingeringen te elimineren:

Ik ben niet van mening dat er sprake is van perverse effecten van het marktmechanisme op de frequentiestabiliteit. Wel kunnen verschillende van de genoemde strategieën een bijdrage leveren aan het beheersen van de frequentiestabiliteit. Zoals hierboven al genoemd, werkt de Europese organisatie van transmissiesysteembeheerders (ENTSO-E) aan de verdere uitwerking van dit vraagstuk in een Europese netwerkcode. Gelet op het feit dat het waarborgen van de frequentiestabiliteit primair een vraagstuk is dat in Europees verband moet worden bezien, wacht ik de resultaten en aanbevelingen van deze uitwerking af.

Vraag 8

Zijn er nationale en Europese studies gedaan naar de kosteneffectiviteit van de verschillende strategieën om de groei van het aandeel duurzame energie in te passen bij een optimale leveringszekerheid? Welke? Hoe denkt u te bevorderen dat de feitelijke ontwikkeling van de elektriciteitsvoorziening zo goed mogelijk aansluit bij het optimaal scenario?

Er zijn binnen Europa verschillende systemen om de vergroting van het aandeel duurzame energie te realiseren. In Nederland hebben we zoals bekend gekozen om de vergroting van het aandeel duurzaam te simuleren via de SDE+. Naar mijn mening is dit de meest kosteneffectieve manier om de doelstellingen op het gebied van duurzame energie te bereiken. Daarnaast wordt er binnen mijn ministerie nagedacht over een leveranciersverplichting ten aanzien van duurzame energie. Tevens is zowel nationaal als internationaal aandacht voor de mogelijke effecten van inpassing van grote hoeveelheden duurzame energie op de stabiliteit van het netwerk en daarmee op de leveringszekerheid. De in dit kader uitgevoerde studies wijzen uit dat de stabiliteit van het netwerk en de leveringszekerheid op dit moment en ook in de nabije toekomst niet in gevaar is. Frequentiestabiliteit is daarbij overigens één van de vele factoren die daarbij wordt bezien. Een voorbeeld van een onderzoek naar onder andere de leveringszekerheid aspecten bij de inpassing van duurzame elektriciteit is het onderzoek van KEMA van 2010 in opdracht van het voormalige Ministerie van Economische Zaken (Kamerstukken: TK, vergaderjaar 2010–2011, 31 209, nr. 143).
Zoals eerder genoemd maakt frequentiestabiliteit onder andere onderdeel uit van het Kwaliteit en Capaciteitsdocument van TenneT TSO en wordt in Europees verband (ENTSO-E en Europese codes) gewerkt aan het omgaan met dit vraagstuk. De genoemde studie van Eurelectric en ENTSO-E is een voorbeeld waarbij zowel productie als netbeheer gezamenlijk een onderzoek uitvoeren. Ik ben van mening dat een dialoog tussen de verschillende actoren, ieder vanuit hun eigen verantwoordelijkheid, met nadien de noodzakelijke vervolgstappen de beste weg is om met dit vraagstuk om te gaan. In het Europese codeproces vindt dit op dit moment plaats.

Vraag 1

Kent u het bericht: «Hoogleraar: Windenergie brengt zijn geld nooit op»1?

Ja.

Vraag 2

De betreffende hoogleraar stelt dat het rendement van windenergie negatief is; deelt u die analyse? Van welk rendement op investeringen in windenergie gaat u uit?

In het artikel wordt aangegeven, dat bij windenergie het rendement per euro negatief is. Op dit moment zijn grootschalige toepassingen van windenergie nog duurder dan toepassingen van fossiele energie. Vandaar dat windenergie, zoals bekend, ondersteund wordt via de SDE+ regeling. Bij deze observatie dient onderscheid gemaakt te worden tussen windenergie op zee en windenergie op land. Projecten voor windenergie op zee vergen op dit moment overal nog substantiële financiële bijdragen van de overheid, terwijl deze bijdragen voor projecten voor windenergie op land – afhankelijk van de specifieke locatie van het windpark- de afgelopen jaren aanzienlijk gedaald zijn.
In de uitvoering van de SDE+ regeling wordt uitgegaan van de basisbedragen per energietechnologie, zoals deze jaarlijks door ECN worden geadviseerd. Voor wind op land bedragen deze voor 2012 9,6 €ct/kWh (uitgaande van turbines < 6 MW met 2 200 vollasturen). De productiekosten voor wind op zee liggen nog boven de 15 €ct/kWh. Bij de berekening van de basisbedragen voor windenergie wordt uitgegaan van een subsidieduur van 15 jaar. De duur van de in de berekeningen gehanteerde lening en de afschrijvingstermijnen zijn in beginsel gelijk aan de subsidieduur.
Voor de financiële randvoorwaarden is daarbij uit gegaan van een gemiddeld financieel totaalrendement van 7,8%, verdeeld over een gemiddeld rendement op eigen vermogen van 15% en op vreemd vermogen van 6%. Deze en de andere gehanteerde veronderstellingen bij de berekening van de voor 2012 geadviseerde basisbedragen zijn terug te vinden in de openbare publicatie «Basisbedragen in de SDE 2012» van ECN en KEMA (ECN-E-11–046 van juli 2011).

Vraag 3

Kunt u in uw berekening aangeven wat de noodzakelijkheid van een backup-capaciteit heeft op het rendement van windenergie?

Hiervoor verwijs ik naar de beantwoording van eerdere vragen (vergaderjaar 2010–2011, Aanhangsel bij de Handelingen nr. 2815 van 15 juni 2011; vergaderjaar 2010–2011, Aanhangsel bij de Handelingen nr. 3440 van 30 augustus 2011; vergaderjaar 2009–2010, Aanhangsel van de Handelingen nr. 1574 van 11 februari 2010) waarin is beargumenteerd dat het effect windenergie op efficiency van de fossiele elektriciteitsproductie maximaal 2 – 3 % is. Overigens wordt dit maximale effect pas bereikt bij een aanmerkelijk hogere windaandeel dan het huidige aandeel van ca. 2000 MW opgesteld vermogen.

Vraag 4

Deelt u de mening dat er geen schaalvoordelen te behalen zijn met windenergie?

Bij windenergie op land en op zee zijn schaalvoordelen te behalen in voorbereidingskosten en eventuele inkoopvoordelen bij componenten, constructie en netaansluiting. Bij grootschalige parken op zee kunnen zich – afhankelijk van de onderlinge afstand van de individuele windturbines in het parkontwerp – beperkte negatieve schaaleffecten optreden. Technische vernieuwingen, zoals toepassing van multi-terminal oplossingen voor combinatie van interconnectie en integratie van windparken zullen naar verwachting resulteren in substantiële mogelijkheden voor verdere kostprijsdaling. Ik teken daarbij aan dat algemeen verwacht wordt dat de kostprijs van fossiel gestookte eenheden op de langere termijn zal toenemen waardoor de concurrentiepositie van wind op land zal worden verbeterd.

Vraag 5

Wat is uw reactie op de stelling dat de technologische vooruitgang van windenergie negatief is?

Ik deel deze observatie niet. Er is nog steeds sprake van technologische vooruitgang op het gebied van verbeterde aeroelasticiteit en grotere omvang van de rotorbladen, de rendementen van de turbines en de offshore kabel- en convertertechnologie.

Vraag 6

Komt u tot dezelfde conclusie als de hoogleraar, namelijk dat overheden moeten stoppen met het subsidiëren van windenergie?

Nee. Dit kabinet heeft er nadrukkelijk voor gekozen om geen specifieke duurzame energie technologieën te subsidiëren, maar de ondersteuning te richten op de meest kostenefficiënte technieken. Het blijkt dat wind op land daar een belangrijk onderdeel van uitmaakt.

Vraag 1

Bent u op de hoogte van de artikelen «10 miljoen extra in rioleringsproject» en «Atsma: «Bonaire niet alleen laten opdraaien voor energieprobleem»»?1

Ja. Ja, voor een uitgebreide toelichting verwijs over de energieprijzen verwijs ik naar de antwoorden van de Minister van EL&I op de Kamervragen van het lid Van Gent (kenmerk 2012Z15032), de leden Bosman en Leegte (kenmerk 2012Z15060) en het lid Hachchi (kenmerk 2012Z15066). Ik beperkt mij derhalve tot het beleidsterrein drinkwater en afvalwater waarvoor ik eindverantwoordelijk ben.
Als gevolg van diverse ontwikkelingen rond de tariefstelling van drinkwater en het achterwege blijven van kostendekkende indexering van de drinkwatertarieven zullen – zonder steun van EL&I en I&M – de energie- en drinkwatertarieven per omgaande respectievelijk met 50% en 60% stijgen. Dat zou betekenen dat huishoudens op Bonaire – waarvan het gemiddeld besteedbaar inkomen per huishouden al minder dan de helft van het Nederlandse niveau bedraagt – voor drinkwater per kuub meer dan 4 keer zoveel als een gezin in Nederland moeten betalen. Dit is voor de meeste huishoudens en bedrijven op Bonaire onbetaalbaar en zal ook risico’s voor de volksgezondheid met zich meebrengen. Ook een verhoging van de energiepriizen heeft directe gevolgen voor de exploitatiekosten van afvalwaterzuivering en de hoogte van de rioolheffing.
Door het bestuurscollege van Bonaire, Rijksvertegenwoordiger en het Ministerie van Binnenlandse Zaken is aan mijn collega van EL&I en mij verzocht om in de wet vast te leggen dat de energie- en drinkwatertarieven en rioolheffing op een efficiënte, kostendekkende en betaalbare wijze tot stand komen. Naar verwachting zal dit wetgevingstraject – dat door het Ministerie van Binnenlandse Zaken wordt gecoördineerd – enige tijd vergen. Vooruitlopend daarop zijn EL&I en I&M – onder strikte voorwaarden – bereid om een maximale overbruggingsbijdrage van respectievelijk € 5,5 miljoen en € 2,3 miljoen bij te dragen om de tariefstijging te beperken tot 15 – 20%. Deze bijdrage komt uit de eigen begroting van de ministeries (zie ook antwoord op vraag 6).

Vraag 2

Is het waar dat u heeft aangekondigd dat Bonaire niet alleen zal opdraaien voor een oplossing van het energieprobleem op Bonaire? Zo ja, kunt u uitgebreid toelichten hoe u eventuele Nederlandse steun ziet en hoeveel geld dit gaat kosten? Uit welk fonds zal dit geld beschikbaar worden gesteld?

Zie antwoord vraag 1.

Vraag 3

Deelt u de mening dat het energieprobleem geheel te wijten is aan wanbeleid bij het Bonairiaanse overheidsbedrijf WEB? Zo ja, deelt u de mening dat het bestuur van Bonaire als eerste verantwoordelijk is om het energieprobleem op te lossen? Zo nee, waarom niet?

Nee. WEB kon zich niet vinden in de manier waarop Ecopower de prijs van de elektriciteitsproductie berekende, onder andere ten aanzien van de doorberekening van (gestegen) kosten voor de inkoop van olie, en betaalde derhalve de door Ecopower gevraagde prijs maar ten dele. Dat was de kern van het geschil tussen beide partijen.
Op dit moment geldt de wet Elektriciteitsconcessies BES. Het bestuurscollege WEB is op grond van de wet bevoegd om de tarieven voor de levering van elektriciteit vast te stellen. Sinds juli 2010 zijn de tarieven niet meer aangepast. WEB verkeerde in de veronderstelling was dat het bedrijf niet het volledige tarief hoefde te betalen dat door Ecopower in rekening werd gebracht. Hierdoor ontstond een situatie van een tariefstelling die lager is dan de werkelijke kosten.
De bestuurscolleges van de BES-eilanden hebben daarom zelf aan het ministerie van EL&I gevraagd om medewerking te verlenen aan de totstandkoming van een nieuw regulerend kader.

Vraag 4

Is het waar dat Nederland € 10 miljoen extra beschikbaar stelt voor het Bonairiaanse rioleringsproject?

Ja. Het gaat hier overigens om een geanticipeerde bijdrage die in lijn is met de toezegging aan de Eerste Kamer, de garantstelling uit 2008 van Nederland voor het project en daaruit voortvloeiend de verwachtingen van de Europese Commissie inzake de Nederlandse rol.

Vraag 5

Kunt u aangeven waarom er € 10 miljoen extra nodig is om het project af te ronden terwijl het project al ruim € 35 miljoen heeft gekost? Is deze uitgave verantwoord terwijl er in Nederland sprake is van grote bezuinigingen?

De totale kosten van het project in het kader van het 9de Europese Ontwikkelingsfonds bedragen € 24,5 miljoen, waarvan I&M € 5 miljoen bijdraagt en de Europese Commissie € 19,5 miljoen. Het betreft een project waarin – naast het behouden van het koraal en het lokale duiktoerisme – ook de eerste projectmatige samenwerking tussen de Europese Commissie en Nederland in Caribisch Nederland centraal staat. Nederland heeft zich in 2008 garant gesteld voor het project. Voor de oplevering van het project is het noodzakelijk dat tijdig aansluitingen worden gerealiseerd zodat afvalwater in het riool- en zuiveringsysteem komt.
Daar het hier gaat om bestaande bebouwing zijn de eenmalige aansluitkosten voor het bedrijfsleven en huishoudens onevenredig hoog. Deze kosten komen bovenop de tariefstijging voor energie en drinkwater, alsmede de rioolheffing die nog wordt ingevoerd (zie antwoord op vraag 2).
Voor vele huishoudens zijn deze kosten onbetaalbaar. In sommige gevallen zou dit investeringen van enkele tonnen vergen en tot faillissement van bedrijven leiden. In antwoord op vragen tijdens de behandeling van de Wet VROM BES in de Eerste Kamer heb ik daarom toegezegd mij – in samenwerking met andere verantwoordelijke departementen – ervoor in te spannen dat de rioolheffing en de aansluitkosten betaalbaar zullen zijn. Door deze bijdrage in de aansluitkosten wordt voorkomen dat financiële schade ontstaat aan het riool- en zuiveringssysteem. Deze schade kan oplopen tot € 24,5 miljoen als het systeem door het ontbreken van afvalwater begin 2013 letterlijk droog komt te staan. Bovendien wordt daarmee voldaan aan de garantstelling en verplichtingen jegens de EC die in het kader van de financieringsovereenkomst zijn aangegaan.

Vraag 6

Kunt u aangeven uit welke fondsen de uitgave van € 10 miljoen euro beschikbaar wordt gesteld? Betekent deze uitgave dat er in Nederland extra bezuinigd zal moeten worden?

De uitgave ten behoeve van de aansluitingen wordt beschikbaar gesteld uit budgetten van programma’s die ten opzichte van de oorspronkelijke planning vertraagd zijn. Het betreft de dossiers «Basisregistratie Grootschalige Topografie» en «Nota Ruimte projecten». De betalingen van deze projecten zullen in de komende jaren plaatsvinden. Er hoeft vanwege de betaling voor het rioleringsproject niet extra bezuinigd te worden in Nederland.

Vraag 1

Kent u het bericht op de website Climategate.nl van 20 augustus jl.: «Netto vermogen van windmolens véél lager dan aangenomen»?1

Ja

Vraag 2

Is het waar dat de effectieve capaciteit van wind door inpassingseffecten niet 23% maar minder dan 8% is?

Wanneer windmolens het hele jaar continu op vol vermogen zouden produceren dan zou er sprake zijn van 365 x 24 = 8.760 vollasturen. Een windmolen met een vermogen van drie megawatt (MW) zou in die fictieve situatie 3 x 8.760 = 26.280 megawattuur (MWh) elektriciteit per jaar produceren. Het is echter een gegeven dat windmolens op land gemiddeld gesproken 2.200 vollasturen per jaar draaien. Dit volgt uit het feit dat het niet het hele jaar door zo hard waait dat windmolens op vol vermogen elektriciteit produceren. In de praktijk produceert een dergelijke windmolen op land gemiddeld dus 3 x 2.200 = 6.600 MWh. Derhalve is de gemiddelde effectieve capaciteit ruim 25% (6.600/26.280).
Voor wat betreft de inpassingseffecten van windenergie in het elektriciteits-systeem heb ik in reactie op eerdere Kamervragen2 aangegeven dat de continu veranderende vraag naar elektriciteit en het wisselende aanbod van windenergie noodzaken tot het voortdurend in balans houden van de vraag en het aanbod. Dat geschiedt door het op- en afregelen van draaiende centrales. Het nadelige effect van windstroompieken op de efficiency van het gehele Nederlandse stroomproductiepark en daarmee op de CO2-reductie is ten hoogste 2 tot 3 procent. In de praktijk is dit effect kleiner, omdat dit maximale effect pas bereikt wordt bij een aanmerkelijk hoger windaandeel dan de huidige capaciteit van ca. 2.000 MW opgesteld vermogen.

Vraag 3

Is het waar dat u wat betreft het rendement van windenergie rekent met de bruto geleverde energie, te weten een windcapaciteit van circa 23% van het nominale vermogen?

De aanduiding rendement van windenergie is niet geheel op zijn plaats. Bij elektriciteitsproductie wordt onder rendement verstaan de hoeveelheid primaire brandstof die nodig is om een eenheid elektriciteit te produceren. Bij de productie van elektriciteit uit windenergie wordt geen brandstof ingezet, dus is er ook geen sprake van een bepaald elektrisch (omzettings)rendement. Zoals hierboven aangegeven, wordt er van uit gegaan, dat – afhankelijk van de specifiek gekozen locatie – windmolens op land gemiddeld 2.200 vollasturen per jaar draaien. Voor de bijdrage van windenergie aan het aandeel duurzame energie reken ik met de daadwerkelijke productie van de opgestelde windmolens in Nederland.

Vraag 4

Hoe hoog is in uw berekeningen de netto effectieve brandstofbesparing door toepassing van windmolens? Acht u het nodig uw berekeningen aan te passen?

In mijn antwoord op eerdere Kamervragen3 heb ik aangegeven dat daarvoor de rekenmethode wordt gebruikt die is vastgelegd in het zogenaamde Protocol Monitoring Duurzame energie4. Op basis van dat Protocol wordt het vermeden verbruik van fossiele brandstoffen door windenergie en daarmee de vermeden CO2 per eenheid hernieuwbare elektriciteit uitgerekend door een vergelijking te maken met het gemiddelde rendement van alle Nederlandse elektriciteitscentrales.
Daarbij wordt geen rekening gehouden met nadelige effecten van windstroompieken op de efficiency van het gehele Nederlandse stroomproductiepark, omdat deze effecten, zoals aangegeven in mijn antwoord op vraag 1, beperkt is.
Het Protocol wordt periodiek geëvalueerd en kan worden gewijzigd indien daar aanleiding voor is. Mocht in de toekomst blijken dat de invloed van substitutie-effecten op de cijfers toeneemt, dan kan het protocol op dat vlak worden aangepast. Het huidige protocol is volledig in lijn met de Europese Richtlijn ter bevordering van het gebruik van energie uit hernieuwbare bronnen (2009/28/EG).

Vraag 5

Bent u van plan om grondig onderzoek te doen naar de inpassingsverliezen van wind en dit onderzoek uit te laten voeren door een objectieve en deskundige instelling?

Het bericht op Cimategate.nl refereert aan een recent rapport van de heer le Pair5. In dit rapport wordt op basis CBS-statistieken geconcludeerd dat de inpassingseffecten van windenergie dermate groot zouden zijn dat er nauwelijks fossiele energie wordt bespaard door windenergie. Ik heb de berekeningen waarop de heer le Pair zijn conclusies baseert onder meer aan de deskundigen van het CBS voorgelegd en zij geven aan dat er op onjuiste wijze gebruik wordt gemaakt van gegevens uit de CBS-statistiek «Productiemiddelen elektriciteit», zoals gepubliceerd op Statline. De conclusie van het rapport wordt niet voldoende onderbouwd en ook schieten de in het rapport opgenomen denkstappen en aannames op diverse punten tekort, aldus het CBS.
Zo gaat de heer le Pair uit van de veronderstelling dat het verschil tussen het door hem uit de CBS-statistieken afgeleide rendement en het ontwerprendement van met name zogenaamde STEG-eenheden volledig is toe te schrijven aan de inpassing van windenergie in het elektriciteitssysteem. Bij de constatering van de heer le Pair dat de elektrische rendementen ver achterblijven bij de ontwerprendementen (op pagina 17 van zijn rapport) wordt echter niet in ogenschouw genomen, dat veel STEGS ook nuttige warmte produceren. De verlaging van het totale rendement van de STEGS in de beschouwde periode is mede beïnvloed door substantieel andere verhouding tussen de geproduceerde elektriciteit en de door deze eenheden geproduceerde warmte.
Daarnaast en misschien nog wel belangrijker is dat het elektriciteitssysteem dermate ingewikkeld is en het aantal factoren dat bepalend is voor de overall efficiency dermate groot, dat de door de heer le Pair gehanteerde methodiek een zeer grove versimpeling van de complexe werkelijkheid inhoudt.
Zo was er in de door de heer le Pair beschouwde periode sprake van:
Deze ontwikkelingen hebben geleid tot een wijziging van de brandstofmix in de beschouwde periode. Daarnaast hebben de genoemde ontwikkelingen een belangrijke invloed op de rendementen van de STEGS. Deze factoren zijn niet meegenomen in de analyse van de heer le Pair.
Verder baseert de heer le Pair zijn analyse op jaargemiddelde CBS-cijfers. De elektriciteitsmarkt is echter dermate complex dat zou moeten worden uit gegaan van een dynamische analyse. In een dergelijke analyse dient de brandstofmix op kwartier of uurbasis te worden aangepast aan het op dat moment verwachte vraagprofiel6. Verder zou daarbij ook rekening dienen te worden gehouden met de niet-beschikbaarheid van centrales als gevolg van gepland onderhoud en/of niet-geplande storingen en de interconnectie met het buitenland. Deze factoren komen niet terug in de CBS-statistieken en daarmee zijn deze door de heer le Pair gebruikte statistieken feitelijk ongeschikt om uitspraken te doen over de besparingen van fossiele brandstof als gevolg van de inzet van windenergie.
De door de heer le Pair gehanteerde methodologie lijkt verder wat éénzijdig gericht op de beperkingen van windenergie door op pagina 23 van zijn rapport alle energie die nodig zou zijn voor de productie, aanleg en aansluiting van windturbines in mindering te brengen op de effectiviteit van windmolens, terwijl hij deze benadering niet hanteert voor fossiele eenheden. Voor de bouw en aansluiting van deze fossiele centrales en voor de energie die nodig is voor de winning en transport van de daarin verstookte brandstoffen is immers ook energie nodig.
Er zijn al eerder studies7 gedaan door onafhankelijke instituten naar de inpassing van windenergie in het Nederlandse elektriciteitsnet. Deze studies richtten zich vooral op de toekomst, uitgaande van scenario’s met veel meer windenergie dan nu. Uit deze studies kwam naar voren dat ook in deze scenario’s windenergie nog steeds veel fossiele energie bespaart en dat de inpassingseffecten niet zo groot zijn als de heer le Pair suggereert. De heer le Pair betrekt genoemde onderzoeken niet in zijn analyse.
In het licht van bovengenoemde observaties acht ik de uitkomsten van de door de heer le Pair gepresenteerde analyse onvoldoende aanleiding om een nieuw onderzoek naar de inpassingsverliezen van duurzame energie te doen.

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht getiteld «Geen schone handen bij import steenkool»? 1)

Vraag 2

Klopt het bericht dat energiemaatschappijen na een al bijna twee jaar durende kolendialoog nog steeds niet openbaar maken of ze wel of geen bloedkolen gebruiken? Zo ja, deelt u de mening dat dit zo snel mogelijk moet veranderen? Zo nee, welke energiemaatschappijen maken mogelijk gebruik van bloedkolen uit Colombia of andere landen?

Vraag 3

Deelt u de mening dat het strafbaar moet worden gesteld wanneer Nederlandse en Europese energiemaatschappijen willens en wetens bloedkolen, waar grove mensenrechtenschendingen aan kleven, importeren en/of gebruiken? Zo ja, op welke wijze gaat u hier voor zorgen? Zo nee, waarom niet?

Vraag 4

Op welke wijze stimuleert u actief dat energiebedrijven wel gaan rapporteren of ze bloedkolen importeren en/of gebruiken om elektriciteit op te wekken?

Vraag 5

Kunt u als waarnemer bij de kolendialoog in uw antwoord aangeven welke concrete resultaten de dialoog de afgelopen twee jaar heeft geboekt en wat de planning is tot het einde van de dialoog? Zo nee, waarom niet?

Vraag 6

Klopt het bericht dat sommige Nederlandse energiemaatschappijen kolen gebruiken afkomstig uit Colombiaanse mijnen van het bedrijf Drummond dat in de Verenigde Staten wordt aangeklaagd wegens betrokkenheid bij grove mensenrechtenschendingen en het vermoorden van vakbondsleden in dat land? Zo ja, welke Nederlandse energiemaatschappijen maken gebruik van deze kolen en wat vindt u daarvan?