Vraag 1

Hoe geeft u invulling aan de afspraak in het coalitieakkoord dat er heldere afstandsnormen komen voor de bouw van windmolens op land?

In de concept-AMvB «Windturbines leefomgeving», die voor publieke consultatie wordt voorbereid, werkt de Staatssecretaris van IenW een afstandsnorm uit. In het antwoord op vraag 3 informeert de Staatssecretaris van IenW uw Kamer over de planning van de AMvB.

Vraag 2

Hoe staat het met de uitvoering van de motie van de leden Leijten en Erkens over het maken van afspraken voor de plaatsing van nieuwe windmolens (Kamerstuk 32 813, nr. 985)?

Bij brief van 6 juli 2022 is uw Kamer geïnformeerd over de uitvoering van de motie Leijten/Erkens. Deze informatie is nog steeds actueel1. In de motie is verzocht te onderzoeken of een afstandsnorm van 4x tiphoogte (Deense norm) tijdelijk toegepast kan worden. Het is vanwege strijdigheid met de Europese richtlijn voor strategische milieubeoordeling (smb-richtlijn) echter niet toegestaan om – vooruitlopend op de plan-m.e.r. en AMvB-procedure – vanuit het Rijk algemene of tijdelijke regels te geven voor nieuw te realiseren windparken zonder het uitvoeren van een plan-m.e.r. Ook voor afspraken met decentrale overheden die voorzien in een afstandsnorm kan geoordeeld worden dat deze in strijd zijn met de smb-richtlijn als er geen plan-m.e.r. voor is uitgevoerd. Naar aanleiding van de motie Leijten/Erkens is de afstandsnorm van 4x tiphoogte meegenomen in de plan-m.e.r.-procedure. Totdat nieuwe landelijke milieunormen zijn vastgesteld kunnen decentrale overheden per windpark milieuvoorschriften in de omgevingsvergunning opnemen. De voorbereiding daarvan gebeurt in een zorgvuldig proces op basis van een lokale milieubeoordeling. Daarbij helpt het onderling delen van kennis en werkwijzen om elkaar te ondersteunen, te leren van elkaar en uniformiteit te bevorderen. Het Rijk ondersteunt gemeenten hierbij. Hiermee wordt uitvoering gegeven aan de motie.

Vraag 3

In hoeverre klopt de planning uit antwoorden op eerdere schriftelijke vragen van de leden Erkens en Haverkort over wind op land, ontvangen op 27 maart 2023, waarin u aangeeft dat u verwacht medio 2023 de nieuwe algemene milieuregels ter inzage te leggen en dat de nieuwe regels begin 2024 gereed zullen zijn?

De planning moet worden bijgesteld omdat de inbouw in het stelsel onder de Omgevingswet ingewikkelder is dan verwacht. Naar verwachting zal de start van de publieke consultatie over de concept-AMvB plaatsvinden in de herfst van 2023. Na verwerking van de inbreng zal het voorstel bij het parlement worden voorgehangen. Vervolgens zal over het voorstel advies bij de Raad van State worden ingewonnen. Daarna wordt het besluit met het advies van de Raad van State en nader rapport aan het parlement overgelegd (nahang). Inwerkingtreding zal dan naar verwachting in de loop van 2024 kunnen plaatsvinden.
Gezien de geplande datum van de parlementaire verkiezingen zal de voorhang plaatsvinden bij de nieuw verkozen Tweede Kamer. Het is dan uiteraard aan de Kamer om daarbij een besluit te nemen of zij het voorstel (in het geheel of op onderdelen) controversieel wil verklaren, of dat doorgang van de wetgevingsprocedure kan plaatsvinden. Deze keuze kan de planning beïnvloeden.

Vraag 4

Kunt u aangeven wat het effect is op de huidige planning van windparken als er mogelijk meer vertraging optreedt dan inwerkingtreding in 2024?

Ook in afwachting van de nieuwe milieubepalingen blijft het mogelijk om nieuwe windparken te realiseren. Voor nieuwe windturbineparken kan het bevoegd gezag op basis van een lokale milieubeoordeling milieuvoorschriften opnemen in de omgevingsvergunning milieu en het bestemmings- of omgevingsplan om milieubescherming te bieden voor omwonenden. Er wordt bij circa 20 windparken gewerkt met lokale milieunormen. Voor ongeveer de helft hiervan is reeds een vergunning afgegeven. De normen moeten een actuele, deugdelijke, op zichzelf staande en op de aan de orde zijnde situatie toegesneden motivering hebben. Bij Windpark Delfzijl Zuid Uitbreiding en Windpark Karolinapolder heeft de Afdeling bestuursrechtspraak van de Raad van State dit getoetst en geoordeeld dat dit inderdaad het geval is.
Verschillende gemeenten pakken windplannen (nog) niet op. Dit kan verschillende oorzaken hebben, zoals gebrek aan maatschappelijk of bestuurlijk draagvlak, capaciteitsgebrek of dat gemeenten ervoor kiezen de landelijke milieubepalingen voor windturbines af te wachten. Om hoeveel projecten dit precies gaat is ons niet bekend.

Vraag 5

Kunt u aangeven in hoeveel gemeentes en bij hoeveel projecten er nu gebruik gemaakt wordt van tijdelijke afstandsnormen?

Op basis van een inventarisatie bij provincies constateren wij dat er op dit moment 17 gemeenten zijn die lokale afstandsnormen hanteren in hun beleid (algemeen beleid of projectspecifieke voorwaarden).

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht «Het internet is vervuilender dan de luchtvaart, met dank aan alle mails, crypto’s, videogesprekken, streams en de cloud»?1

Ja, daar ben ik mee bekend.

Vraag 2

Klopt het dat volgens nauwkeurige schattingen het digitale leven goed is voor zo’n 4 procent van de totale wereldwijde uitstoot van broeikasgassen?

Er doen vele schattingen de ronde over de uitstoot van digitale technologieën, als gevolg waarvan verschillende percentages worden gehanteerd. Deze percentages liggen veelal rond de 4 procent of komen op een lagere inschatting uit. Hieraan ligt ten grondslag dat de ontwikkelingen op dit gebied snel gaan en deze schattingen vaak verschillen in hun reikwijdte. Hoewel het percentage wellicht niet met zekerheid te benoemen is staat vast dat digitale technologie bijdraagt aan de uitstoot van broeikasgassen en dat de ontwikkeling van deze bijdrage in absolute en relatieve zin verband houdt met de adoptie van digitale technologieën.
Voor Nederland laat ik momenteel een tweetal onderzoeken uitvoeren, waarin de bijdrage aan de verduurzaming van Nederland en de uitstoot van Nederlandse digitale sector wordt meegenomen. Ik zal deze onderzoeken met uw Kamer delen, zoals eerder meegedeeld.

Vraag 3

Heeft u de beschikking over soortgelijke cijfers of schattingen over het energieverbruik van het digitale leven en welk deel daarvan wordt veroorzaakt door Nederland?

Zie antwoord bij vraag 2.

Vraag 4

In hoeverre levert Nederland wereldwijd een positieve of negatieve bijdrage aan de kosten van het digitale leven, gezien de hoge mate van digitalisering van de Nederlandse samenleving?

Het is niet mogelijk een exact antwoord te geven op de netto bijdrage van de Nederlandse digitale economie aan de totale mondiale milieukosten van digitalisering. Er is hierbij sprake van een complexe wisselwerking tussen het intensieve gebruik van digitale producten en diensten in Nederland en de positieve milieu-impact die het gebruik hiervan kan opleveren. Bovendien vereist dit een diepgaand inzicht in de precieze locaties van digitale infrastructuur die gebruikt wordt voor in Nederland gebruikte digitale producten en diensten.
Ik vind het belangrijk om te benadrukken dat in de Europese interne markt er een vrij verkeer van goederen en diensten is. De verspreiding van digitale diensten over de unie en het aanbod van deze diensten is daarmee vanwege het innovatie gedreven karakter inherent aan verandering en ontwikkeling onderhevig. Mede hierdoor is een feitelijk juist antwoord op de vraag moeilijk te geven. Bovendien hebben de vigerende beleidskaders op het gebied van economische ontwikkeling en klimaatmitigatie ook geen specifieke doelstellingen met betrekking tot de spreiding van digitale diensten over de interne markt.
In het algemeen kan gesteld worden dat Nederland relatief sterk gedigitaliseerd is. Het is echter zo dat niet alleen het gebruik maar ook het aanbod van digitale diensten in Nederland groot is. Een studie van de Europese Commissie over datastromen in de Unie toont aan dat in Nederland relatief veel data worden verwerkt, ook voor dienstverlening in andere lidstaten2. Dit heeft onder andere met de hoge kwaliteit van de Nederlandse digitale infrastructuur en onze positie als internetknooppunt te maken. Deze hoge dataverwerkingscapaciteit is positief voor de innovatiekracht van het Nederlandse digitale bedrijfsleven. Het beeld dat deze studie schetst is in die zin onvolledig dat datastromen naar derde landen hier niet in worden meegenomen. Op basis hiervan kan dus geen volledig beeld worden geschetst met betrekking tot de relatieve bijdrage die Nederland levert aan de kosten van het digitale leven.

Vraag 5

Indien er geen of onvoldoende cijfers beschikbaar zijn over de kosten van het digitale leven in termen van CO2-uitstoot, energieverbruik en elektriciteitsverbruik, bent u bereid onderzoek te (laten) doen naar deze kosten en deze te delen met de Kamer?

Op dit moment beschik ik niet over een integraal beeld van de duurzaamheidseffecten van onze digitale economie. Zoals eerder aangegeven wordt hier op dit moment onderzoek naar uitgevoerd. Wanneer deze onderzoeken afgerond zijn zal ik deze delen met de Tweede Kamer.

Vraag 6

Wordt binnen de rijksoverheid de digitale voetafdruk gemonitord, om er bijvoorbeeld voor te zorgen dat overbodige data wordt verwijderd? Zo nee, waarom niet?

Er is op dit moment geen beeld van de digitale voetafdruk van de Rijksoverheid. Dit heeft ermee te maken dat er een overlap is met de andere domeinen van onze bedrijfsvoering. Het energieverbruik van onze ICT-hardware is bijvoorbeeld opgenomen in het energieverbruik van onze gebouwen, bijvoorbeeld voor monitors of wanneer medewerkers hun apparatuur op kantoor opladen.
Op deelaspecten wordt wel onze digitale voetafdruk gemonitord, zoals het energieverbruik van onze datacenters of de voetafdruk van alle ICT-hardware die we inkopen. In de Werkagenda Waardengedreven Digitaliseren (4.3.7) heeft mijn collega, de Staatssecretaris van Binnenlandse Zaken en Koninkrijksrelaties, opgenomen dat we duurzaamheidsdata over onze ICT op het rijks ICT-dashboard zullen plaatsen. Hier wordt momenteel voorbereidend werk voor gedaan, zoals het valideren en structureren van de betreffende data. In 2023 zullen de eerste gegevens op het dashboard worden geplaatst. Wanneer nieuwe data beschikbaar komen zal dit verder worden aangevuld.
Daarnaast geeft u aan dat overbodige data mogelijk verwijderd kunnen worden. In de verschillende programma’s op het gebied van informatiehuishouding binnen het Rijk wordt hier aandacht aan besteed. Uiteraard wordt daarbij rekening gehouden met wettelijke kaders als de WOO en de archiefwet. Naast het verwijderen van overbodige data werken we ook aan het beperken van het ontstaan van overbodige data. Bijvoorbeeld door dataminimalisatie en het faciliteren van online samenwerking, waarmee mailverkeer en versiebeheer van documenten wordt beperkt.
Om de digitale voetafdruk van de Rijksoverheid verder te reduceren zullen ook interbestuurlijke en publiek-private coalities nodig zijn. In de agenda «Coalities voor de digitale samenleving» staat duurzaamheid dan ook genoemd als één van de vier thema’s. Onderzocht wordt of en op welke wijze een coalitie van toegevoegde waarde kan zijn op dit thema.

Vraag 7

Deelt u de zorg dat het aandeel energieverbruik en CO2-uitstoot van het digitale leven in absolute zin en als percentage van het wereldwijde verbruik sterk stijgen zalmet de komst van de 5G- en 6G-netwerken en kunstmatige intelligentie waarvoor steeds meer rekenkracht en dus energie nodig is?

Ja, ik deel deze zorg voor zover het gaat om situaties waar de toename van het gebruik van nieuwe netwerktechnologieën en AI leiden tot een groter energiegebruik. Ik constateer dat digitale ontwikkelingen elkaar tegenwoordig in hoog tempo opvolgen en dat de economie en maatschappij steeds verder digitaliseren. Met een steeds groter deel van onze economische en maatschappelijke activiteit online is het evident dat energieverbruik en de CO2-uitstoot als gevolg van deze activiteit zullen stijgen wanneer er niet wordt geïnnoveerd op het gebied van duurzaamheid van deze technologieën. Het is daarom belangrijk dat nieuwe technologieën zelf ook zo duurzaam mogelijk zijn. Op dit vlak zien wij ook dat er door bedrijven veel stappen worden gezet, waardoor de toepassing van nieuwe technologieën niet a priori gelijkstaat met een toenemend energieverbruik.

Vraag 8

Deelt u de mening dat nog flinke stappen gemaakt moeten worden in het monitoren van de digitale voetafdruk door overheden, bedrijven en consumenten?

Bewustwording en betere monitoring van de digitale voetafdruk is een proces dat binnen alle economische sectoren en activiteiten ontstaat. Voorbeelden van stappen die al genomen worden zijn bijvoorbeeld de Corporate Social Responsibility Richtlijn (CSRD-richtlijn) die vanaf 2024 steeds meer bedrijven verplicht om te rapporteren over hun klimaatimpact en de vierjaarlijkse rapportageplicht die voortkomt uit de energiebesparingsplicht. Ik deel met uw Kamer dat naast deze voorbeelden nog volop stappen te zetten zijn.

Vraag 9

Bent u bereid te bezien of extra maatregelen nodig zijn om de digitale voetafdruk van de overheid en bedrijven te monitoren en daarmee ook te verminderen, bijvoorbeeld via nieuwe wettelijke normen, protocollen of gedragscodes? Wilt u hierover in gesprek gaan met het bedrijfsleven en de digitale sectoren?

Het goede nieuws is dat dit gesprek al volop gaande is. De Nationale Coalitie voor Duurzame Digitalisering heeft mij afgelopen jaar een Manifest aangeboden met ideeën voor een duurzame digitale sector. Dit manifest bevat handvatten voor de sector en overheden om actie te kunnen nemen. Ik vind het belangrijk dat we bij het aanpakken van dit probleem samenwerken met bedrijven, kennisinstellingen en medeoverheden.
Onder andere op basis van de onderzoeken die nu worden gedaan zal ik uitvoering geven aan de motie-Kathmann voor een duurzame digitale sector, hierbij is de NCDD een natuurlijke gesprekspartner. U kunt dit plan eind dit jaar verwachten. Ik kan daarbij nog niet stellen welke extra maatregelen nodig zijn.

Vraag 10

In hoeverre zijn bedrijven en consumenten zich voldoende bewust van hun digitale voetafdruk? Vindt u dat er een rol is voor de overheid om dit bewustzijn te vergroten en zo ja, welke stappen neemt u hiertoe?

Zoals ook eerder gesteld: de bewustwording is nog zeker niet compleet binnen samenleving en bedrijfsleven. Ik wil met mijn collega’s inventariseren welke rol de Rijksoverheid hierin kan nemen.

Vraag 11

Wat vindt u van het Franse principe Sobriété digitale, digitale gematigdheid, dat staat voor het bewust matigen met sommige digitale technologieën die weinig toevoegen maar vooral vervuilen?

Sobriété digitale is een interessante benadering van digitale ontwikkeling, niet alles wat kan hoeft immers ook gedaan te worden. Desalniettemin ben ik van mening dat de overheid terughoudend moet zijn in het sturen op de omvang van maatschappelijke activiteiten sector. De rol van de overheid ligt primair bij het voorkomen en terugdringen van negatieve effecten van activiteiten, waarbij steeds zorgvuldig zal moeten worden gekeken of sturen op de omvang een effectieve optie is. Hoe dit principe dan wel kan worden toegepast is een vraagstuk waar nog naar gekeken dient te worden samen met betrokkenen uit maatschappij en economie.

Vraag 12

In hoeverre zou het Sobriété digitale-principe ook in Nederland als uitgangspunt voor nieuw beleid kunnen dienen?

Als het gaat om digitaliseringsbeleid binnen de overheid krijgt duurzaamheid een steeds prominentere plek in de belangenafwegingen, naast bijvoorbeeld belangen als informatieveiligheid, privacy en dienstverlening. De beleidskeuzes die we maken moeten het immers mogelijk maken dat we de klimaatdoelstellingen die we onszelf opleggen gaan realiseren.
Als het gaat om beleid richting bedrijfsleven en samenleving zetten we flinke stappen met de eerdergenoemde energiebesparingsplicht en CSRD-richtlijn. Ik onderschrijf het belang van bewustzijn over de digitale voetafdruk van bedrijven en de verantwoordelijkheid die bedrijven hebben. Ik hecht echter ook aan het belang van ondernemersvrijheid.

Vraag 1

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

Ja.

Vraag 2

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

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

Vraag 3

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

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

Vraag 4

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

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

Vraag 5

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

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

Vraag 6

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

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

Vraag 7

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

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

Vraag 8

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

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

Vraag 1

Welk beleid is er momenteel voor waterstof uit energiebronnen zoals aardgas, industriële restgassen, restafval, of kernenergie aangezien u aangeeft dat de waterstofvraag in andere sectoren dan industrie en mobiliteit vooral ingevuld zal moeten worden met deze vormen van waterstof? Kunt u dit uitsplitsen naar energiebron?

Het beleid rondom waterstof uit niet-hernieuwbare energiebronnen is vooral gericht op de toepassing van Carbon Capture and Storage (CCS). Voor waterstofproductie uit aardgas, industriële restgassen en afval is SDE++-subsidie beschikbaar voor het CCS-gedeelte. Kernenergie kan op termijn een rol spelen bij waterstofproductie, rechtstreeks of via het CO2-arm of -vrije elektriciteitsnet. Verder wordt waterstof uit niet-hernieuwbare energiebronnen indirect gesteund via de aanleg van de waterstofinfrastructuur zoals de importterminals, het landelijk waterstofnetwerk en opslagfaciliteiten, en van CO2-infrastructuur voor transport en opslag. In het (concept) nationaal plan energiesysteem (NPE) dat ik op 3 juli jl. aan uw Kamer heb aangeboden, wordt ook ingegaan op de rol van grijze en blauwe (koolstofarme) waterstof in verschillende sectoren richting 2050.

Vraag 2

Hoe wordt er voor gezorgd dat de elektriciteitssector zoals u omschrijft vooral gebruik zal gaan maken van waterstof uit energiebronnen zoals aardgas, industriële restgassen, restafval of kernenergie en niet voor groene waterstof kiest?

Voor de ombouw van gascentrales naar waterstof is 1 miljard EUR subsidie gereserveerd. Dit bedrag is bedoeld om de transitie van gascentrales naar waterstof te versnellen, en is niet gericht op een specifieke productiemethode van waterstof. Wat betreft productiemethode van waterstof in relatie tot gascentrales is geen specifiek of aanvullend beleid van de overheid voorzien. Als generiek instrument is de SDE++ voor CCS inzetbaar. Voor gascentrales zou hierdoor op korte termijn naar verwachting met name blauwe waterstof (geproduceerd uit aardgas met CCS) interessant zijn als brandstof. Op langere termijn, wanneer groene waterstof (geproduceerd uit hernieuwbare elektriciteit) in grotere volumes beschikbaar en concurrerend is, kan dit blauwe waterstof gaan vervangen.

Vraag 3

Deelt u de mening dat het goed is voor het klimaat en de leveringszekerheid als aardgas op de Noordzee op termijn wordt ingezet om blauwe waterstof te maken?

Aardgas uit de Noordzee is beter voor het klimaat dan geïmporteerd aardgas. Koolstofarme waterstof geproduceerd met dit aardgas kan derhalve op termijn een belangrijke bijdrage leveren aan het halen van de klimaatdoelen en het vergroten van de leveringszekerheid.

Vraag 4

Hoe past dit binnen het versnellingsplan Noordzeegas? (Kamerstuk 33 529, nr. 1058) Welke manieren zijn er om te borgen dat aardgas van de Noordzee op termijn gebruikt zal worden om blauwe waterstof te maken? Bent u van plan hier beleid op te maken?

Het versnellingsplan voor de Noordzee beoogt om de reeds sterke daling van de gasproductie op de Noordzee zoveel mogelijk af te vlakken om zodoende bij te dragen aan de leveringszekerheid.
Zie ook het antwoord op vragen van de leden Bontenbal en Erkens over blauwe waterstof (kenmerk 2023Z09515, ingezonden 30 mei 2023, beantwoord op 3 juli 2023).

Vraag 5

Welke rol bent u van plan te spelen in het afsluiten van contracten van Nederlandse energiebedrijven met landen zoals Noorwegen om een stabiel aanbod van blauwe waterstof in de toekomst naar Nederland te halen?

Noorwegen is voor Nederland een belangrijke leverancier van energie en kan dat in de toekomst ook voor waterstof zijn. Daarom is waterstof ook een van de onderwerpen in de MoU die in 2021 is ondertekend. Het is aan in Nederland gevestigde bedrijven om aan te geven of men blauwe waterstof wil importeren uit Noorwegen. Voor deze blauwe waterstof kan op termijn ook gebruik worden gemaakt van de infrastructuur (terminals, backbone, opslag) waarvoor het kabinet momenteel investeringen ondersteunt.
Op dit moment wordt door de Deutsche Energieagentur (DENA) en het Noorse Transportbedrijf Gassco een haalbaarheidsstudie gedaan naar grootschalige importen van waterstof uit Noorwegen, om aan de toenemende vraag naar waterstof vanaf 2030 te kunnen voldoen. De resultaten van deze studie zullen binnenkort worden gepresenteerd. In eerste instantie gaat het om blauwe waterstof, op termijn zal er ook groene waterstof uit Noorwegen worden geïmporteerd.
Navraag bij staatsdeelneming Gasunie leert dat er vanuit Noorse zijde ook belangstelling bestaat om de mogelijkheden te onderzoeken voor Noorse (pijpleiding)exporten naar Nederland, via (een deel van) de toekomstige Noors-Duitse waterstof infrastructuur. De Nederlandse overheid zal het gesprek aangaan met Noorwegen en Duitsland om te bezien of een dergelijke verkenning kan worden ondernomen.

Vraag 6

Welke rol ziet u voor waterstofopslagen bij het van de grond krijgen van de waterstofmarkt? Kunt u daarbij specifiek aangeven hoe u zonder waterstofopslag voornemens bent om vraag en aanbod aan elkaar gematcht te krijgen? Kunnen de waterstofopslagfaciliteiten al eerder dan in 2028 gereed zijn? Welke mogelijkheden ziet u nog tot versnelling?

Waterstofopslag is een essentieel onderdeel van het energiesysteem van de toekomst. Dit heb ik duidelijk gemaakt in het recente gepubliceerde Programma Energiehoofdstructuur (PEH). Opslag is noodzakelijk om vraag en aanbod in balans te houden en om een goed functionerende markt te hebben. In juni 2022 is een Rijkscoördinatieregeling (RCR) procedure gestart voor het eerste project in Nederland, zodat er voldoende waterstofopslagcapaciteit in 2030 is. Het gaat om de aanleg en ingebruikname van vier tot vijf nieuwe zoutcavernes voor waterstofopslag in Zuidwending. Het RCR traject kent verschillende stappen om de omgeving en de betrokkende stakeholders goed en zorgvuldig mee te nemen in de besluitvorming, onder meer over de effecten op de omgeving. Dit vergt tijd. Voor één van de cavernes is het uitloogproces al voltooid onder de reguliere mijnbouwvergunning. Een definitief besluit over de ruimtelijke inpassing en de vergunningen wordt in 2025/2026 verwacht. Daarna kan de reeds uitgeloogde caverne voor waterstofopslag gereed worden gemaakt. Gemiddeld duurt dat twee tot drie jaar.
Met de bestaande zoutverwerkingscapaciteit kunnen er maximaal twee cavernes per jaar worden aangelegd. Dat betekent dat in 2028 niet alle zoutcavernes gereed zullen zijn. Echter, dat is (nog) niet nodig. Veel van de productie van waterstof vindt momenteel plaats op het terrein van bedrijven die de waterstof zelf consumeren. Richting 2030–2035 verandert dat: de vraag en daarmee de opslagbehoefte zal toenemen. Ik zie daarom de noodzaak van de ontwikkeling van aanvullende opslagcapaciteit en zet mij in voor het vergroten van de capaciteit van waterstofopslag op land in zoutcavernes (zie ook het Programma Energie Hoofdinfrastructuur). Ook zet ik in op onderzoek en pilots naar opslag in oude gasvelden en offshore opslagmogelijkheden. Middelen van het klimaatfonds zijn bestemd om de verdere opschaling van waterstofopslag te bewerkstelligen (reservering van 250 miljoen EUR, zie Kamerstuk 32 813-1230).

Vraag 1

Zou u meer inzicht willen geven in de verschillende statussen van de aanvragen bij de Inspectie Leefomgeving en Transport (ILT) voor het gebruik van naderingsdetectie bij windparken, in het bijzonder voor het windpark Wieringermeer?1

Zie het antwoord op vraag 2.

Vraag 2

Zou u willen toelichten of het proces zo is ingericht of zo verloopt dat de ILT nog voor 1 januari 2024 toestemming geeft voor de invoering van naderingsdetectie bij windparken die hiervoor een aanvraag hebben gedaan, in het bijzonder het windpark Wieringermeer? Zo ja, op welke datum verwacht u deze toestemming? Zo nee, wat is dan de verwachte datum?

De mogelijkheid bestaat om bij de Inspectie Leefomgeving en Transport (ILT) een aanvraag in te dienen om naderingsdetectie toe te passen bij het in- en uitschakelen van de obstakelverlichting. Enkele exploitanten van windparken hebben een aanvraag voor instemming met het gebruik van naderingsdetectie ingediend bij de ILT, waaronder het windpark Wieringermeer. De aanvraag wordt beoordeeld aan de hand van de vereisten die zijn opgenomen in de Bepalingen gebruik naderingsdetectiesystemen, zoals vastgesteld door de Landelijke Projectgroep Obstakelverlichting. Deze bepalingen en de noodzakelijke instemming van de ILT moeten het toepassen van naderingsdetectie mogelijk maken om de veiligheid van de luchtvaart te waarborgen. Indien het windpark Wieringermeer voldoet aan deze bepalingen wordt er ingestemd met het gebruik van het naderingsdetectiesysteem. Dit proces is gestart met de aanvraag van het windpark Wieringermeer en loopt op dit moment. Het is niet mogelijk om gedurende het beoordelingsproces van de aanvraag een uitspraak te doen over het moment waarop besloten wordt over de instemming door de ILT.

Vraag 3

Zou u meer inzicht willen geven in de verschillende mogelijkheden die bij het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat aanwezig zijn om, zoals beschreven in de beantwoording van de voorgaande vragen, bij aanvragen voor naderingsdetectie waarbij er sprake is van hoge kosten, zowel het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat als de betreffende provincie, een financiële bijdrage te laten leveren?

Voor nieuw te realiseren windparken heb ik het Planbureau voor de Leefomgeving (PBL) gevraagd om de kosten hiervoor mee te nemen in de berekeningen voor de SDE++-bedragen. Vanaf de openstelling van de SDE-ronde van 2023 zijn de kosten voor de invoering van naderingsdetectie reeds onderdeel van de totale businesscase en de daaraan gerelateerde SDE++-bedragen.
Voor bestaande windturbines op land die al een SDE+(+)-beschikking hebben is voor de provincies die hiermee aan de slag willen een verdeling van 60/20/20 (windsector/provincie/rijk) afgesproken voor de kosten van een naderingsdetectiesysteem. Het is aan de provincie om hiervoor een kader op te stellen, bijvoorbeeld via een subsidieregeling. Via een specifieke uitkering aan de provincies draag ik 20% van het totaalbedrag bij.

Vraag 4

Zou u meer inzicht willen geven in de status van het opstellen van een kader voor die financiële bijdrage?

Op dit moment stel ik een regeling op voor het verstrekken van een eenmalige specifieke uitkering aan provincies voor de kosten voor naderingsdetectiesystemen voor bestaande windturbines of windparken. Een voorwaarde hierbij is dat provincies zelf ook bijdragen. Ik verwacht dat de specifieke uitkering in de herfst opengesteld kan worden voor de provincies.

Vraag 5

Heeft u inzicht in welke provincies momenteel werken aan een dergelijk kader?

Ja, de provincies Zuid-Holland, Noord-Brabant, Noord-Holland, Gelderland, Flevoland zijn momenteel bezig met een eigen traject voor het opstellen van een kader. De provincie Groningen heeft haar subsidieregeling transponder- en radartechniek windparken sinds 20 juni 2023 opengesteld voor exploitanten van een of meerdere windturbines op land. De vorm en het moment van openstelling zullen dus per provincie verschillen.

Vraag 6

Op welke wijze heeft u contact met deze provincies over de voortgang van de ontwikkeling van dit kader?

Regelmatig kom ik met de provincies die aan de slag zijn met het opstellen van een kader voor transponder- en radartechniek op windturbines op land bijeen om de voorgang van de ontwikkelingen te bespreken.

Vraag 7

Kunt u uit uw contacten met deze provincies een verwachte datum voor realisatie van een dergelijk kader opmaken?

Elke provincie die hiertoe bereid is, doorloopt een individueel traject tot het vaststellen van een kader voor transponder- en radartechniek op windturbines op land. Er valt dus geen eenduidige realisatiedatum vast te stellen per provincie. De specifieke uitkering die door het rijk wordt opgesteld zal naar verwachting in de herfst van 2023 worden opengesteld voor de provincies.

Vraag 8

Ziet u mogelijkheden tot versnelling van het proces om tot een dergelijk kader te komen?

Nee, ik zie geen mogelijkheid om de specifieke uitkering voor herfst 2023 gereed te hebben.

Vraag 9

Zou u in dit gehele proces niet alleen nauw willen samenwerken met provincies, maar ook met de betreffende gemeenten, in het bijzonder bij het proces rondom het windpark Wieringermeer met de gemeente Hollands Kroon?

We werken via de provincies samen met de betreffende gemeente. De provincies zijn verantwoordelijk voor het opstellen van een kader, en zij zijn dus het eerste aanspreekpunt voor de desbetreffende gemeente.

Vraag 1

Bent u op de hoogte van de inhoud van het bovenstaande bericht?1

Ja.

Vraag 2

Wat vindt u ervan dat er een binnenlandse vlucht, van slechts negentien minuten en zonder passagiers aan boord, wordt afgelegd (van Schiphol Airport naar Groningen Airport) om de Koning (die op dat moment op werkbezoek in Westerbork was) op te halen voor een vervolgvlucht naar Madrid?

Op 12 juni 2023 is het regeringsvliegtuig met een delegatie ten behoeve van het werkbezoek aan verschillende waterstofprojecten in Spanje vertrokken vanaf Schiphol. Met een tussenlanding in Groningen waar onder andere de Koning is ingestapt, is het vliegtuig vervolgens doorgevlogen naar Spanje. De vlucht is derhalve niet zonder passagiers afgelegd en was de meest geschikte keuze voor het vervoer naar Spanje.

Vraag 3

Kunt u aangeven waarom de Koning de afstand van Westerbork naar Schiphol Airport niet op een andere manier heeft afgelegd, zoals middels het openbaar vervoer (een reis van slechts drie uur) of de auto (een reis van slechts twee uur)?

De afweging over de inzet van het regeringsvliegtuig wordt altijd gemaakt waarbij onder andere efficientie, veiligheid, kosten, duurzaamheid en beschikbaarheid bij de keuze worden betrokken. De mogelijkheden van alternatieve manieren van vervoer naast de inzet van het vliegtuig worden hierbij gewogen. Deze afweging heeft geleid tot de conclusie dat dit de meest geschikte keuze was voor het vervoer van de Koning naar Spanje. Dat die afweging moet plaatsvinden, wordt benadrukt in het onlangs vernieuwde vluchtaanvraagformulier voor het regeringsvliegtuig.2

Vraag 4

Vindt u het in een tijd van hevige klimaatverandering en groeiende armoede uitlegbaar dat er binnenlandse vluchten afgelegd worden om het vervoer van de Koning te regelen? Graag een toelichting.

Zoals hierboven toegelicht wordt een afgewogen keuze gemaakt over de inzet van het regeringsvliegtuig.

Vraag 5

Kunt u iedere vraag afzonderlijk beantwoorden?

Ja.

Vraag 1

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

Ja, ik ben hier mee bekend.

Vraag 2

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

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

Vraag 3

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

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

Vraag 4

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

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

Vraag 5

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

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

Vraag 1

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

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

Vraag 2

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

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

Vraag 3

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

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

Vraag 4

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

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

Vraag 5

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

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

Vraag 1

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

Ja, daar ben ik mee bekend.

Vraag 2

Wat is uw reactie op deze uitslag?

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

Vraag 3

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

Zie het antwoord op vraag 6.

Vraag 4

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

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

Vraag 5

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

Zie antwoord op vraag 6.

Vraag 6

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

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

Vraag 1

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

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

Vraag 2

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

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

Vraag 3

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

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

Vraag 4

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

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

Vraag 5

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

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

Vraag 6

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

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

Vraag 7

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

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

Vraag 8

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

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

Vraag 9

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

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

Vraag 10

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

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

Vraag 11

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

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

Vraag 12

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

Zie vraag 11.

Vraag 13

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

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

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht «Martin botst met woonstichting om oneerlijke compensatie energiekosten: het is ons geld»?1

Ja.

Vraag 2

Kunt u toelichten wat u vindt van het feit dat woonstichting Woonconcept deze compensatie pas in juni 2024 wilt verrekenen, terwijl de regeling eind april is opengesteld zodat de tegemoetkoming op de korts mogelijke termijn kan bijdragen aan lastenverlichting voor de huishoudens achter een blokaansluiting?

Het is niet de bedoeling dat lastenverlichting pas plaatsvindt in juni 2024. Als de contracthouder voor een blokaansluiting subsidie heeft ontvangen, dan moet hij voor het moment en de wijze van het verrekenen van de verkregen tegemoetkoming aansluiten bij de periodiciteit en de geldende wijze van verdeling van de energiekosten over de bewoners (de zogeheten «verdeelsleutel»). Wanneer bewoners bijvoorbeeld een maandelijks voorschotbedrag voor energie betalen, moet de tegemoetkoming met deze maandelijkse betalingsverplichting worden verrekend in dezelfde verhouding als de voorschotbedragen over de bewoners zijn verdeeld. Na het ontvangen van de subsidie moet de contracthouder vanaf de eerstvolgende maand dat hij weer energiekosten in rekening brengt, het deel van de tegemoetkoming voor die maand met de energiekosten voor die maand verrekenen. Zo doet hij dat vervolgens maandelijks voor de nog resterende maanden in 2023. Het deel van de tegemoetkoming voor al verstreken maanden in 2023 op het moment van ontvangen van de subsidie door de contracthouder kan hij in één keer met de eerstvolgende maand verrekenen of achteraf bij de eindafrekening van de energiekosten. De contracthouder kan er dus niet voor kiezen de gehele tegemoetkoming in één keer pas in juni 2024 te verrekenen. Dat is in strijd met de verplichtingen voor het verrekenen van de tegemoetkoming.
Zoals ik aan uw Kamer heb gecommuniceerd in de brief van 17 januari jl. is, in overleg met de branches van verhuurders, geconstateerd dat ook voorafgaand aan de openstelling van de regeling al rekening gehouden kon worden met de subsidiebedragen uit deze regeling. Hierdoor konden de voorschotten op een niveau worden vastgesteld dat past bij de beoogde tegemoetkoming van de bewoners achter de blokaansluiting. Deze brief was een handreiking aan verhuurders en VvE’s om de tegemoetkoming voor blokaansluitingen alvast mee te nemen bij het opstellen van de voorschotten voor 2023 of, waar deze al zijn vastgesteld, om verlaging van de vastgestelde bedragen te overwegen.

Vraag 3

Hoeveel aanvragen voor compensatie van blokaansluitingen zijn gedaan? Hoeveel procent van de blokaansluitingen is dit in Nederland?

Per 20 juni zijn er 4.570 aanvragen ingediend. Dit betreft 9,14% van de naar schatting 50.000 blokaansluitingen voor zowel warmte als elektriciteit. Voor partijen met meerdere gebouwen, en dus vaak ook meerdere blokaansluitingen in beheer, zoals woningbouwcorporaties, is er per 1 juli de mogelijkheid om bulkaanvragen in te dienen.

Vraag 4

Wat gaat u doen om verhuurders met een blokaansluiting, die feitelijk geen incentive hebben voor het aanvragen van energiecompensatie voor de huurders, sneller over te laten gaan tot het aanvragen en uitkeren van compensatie op de energierekening van de huurders?

Bij de totstandkoming van de regeling is er intensief contact geweest met vertegenwoordigers van woningbouwcorporaties, verhuurders en VvE’s. Deze vertegenwoordiging heeft de nadrukkelijke wens uitgesproken om zo snel mogelijk lastenverlichting te realiseren voor huishoudens achter een blokaansluiting. Omdat het per 1 juli voor grotere partijen mogelijk is om een bulkaanvraag in te dienen, is de verwachting dat het aantal aanvragen verder toeneemt. De woningbouwcorporaties zijn in dit opzicht alleen al goed voor ongeveer 240.000 huishoudens.
In het geval van kleinere en individuele partijen zal bij het achterblijven van het aantal aanvragen worden bezien wat er aan aanvullende communicatie vanuit het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat nodig is. De applicatie van het Kadaster die bewoners inzicht geeft in of er voor hun blokaansluiting een aanvraag is ingediend en of deze is toegekend, speelt daarbij een belangrijke rol. Door deze applicatie kunnen bewoners hun verhuurder namelijk vragen om een aanvraag voor de tegemoetkoming in te dienen, als uit de applicatie blijkt dat dat nog niet is gedaan. Tegelijkertijd betekent de omwille van de uitvoerbaarheid gekozen oplossing voor een subsidie dat het aanvragen ervan niet verplicht is en ik daar contracthouders ook niet toe kan dwingen.

Vraag 5

Klopt het dat het de verhuurder vrij staat om te beslissen of de subsidieregeling maandelijks wordt uitgekeerd of volgend jaar pas te verrekenen? Waarom wel, waarom niet? Welke mogelijkheden heeft u om hier op in te grijpen?

Nee, dat klopt niet. Zoals ook in het antwoord op vraag 2 is vermeld, schrijft de regeling voor dat er bij het verrekenen van de subsidie moet worden aangesloten bij de periodiciteit en de geldende verdeelsleutel voor het in rekening brengen van de energiekosten. De contracthouder kan er dus niet voor kiezen de gehele tegemoetkoming in één keer pas in juni 2024 te verrekenen. Dat is in strijd met de verplichtingen voor het verrekenen van de tegemoetkoming.
Door aan te sluiten op deze bestaande systematiek is de regeling beter uitvoerbaar – met een snellere verrekening van de tegemoetkoming tot gevolg – en kunnen huurders via bestaande rechtswegen een verlaging van hun servicekosten afdwingen. Dit geldt voor zowel situaties waarin de tegemoetkoming niet juist wordt verrekend, als situaties waarin de verhuurder de tegemoetkoming niet heeft aangevraagd. Bij het antwoord op vraag 7 ga ik hier nader op in.
Na uitbetaling zal de Belastingdienst steekproefsgewijs controles uitvoeren om te controleren of de tegemoetkoming juist is verrekend.

Vraag 6

Deelt u de mening dat het terecht is dat huishoudens zich nu zorgen maken over de afrekening van vorig jaar en dat zij dus nu juist baat hebben bij de financiële compensatie?

Ik begrijp dat huishoudens zich zorgen maken over de hoogte van de energiekosten en zo snel mogelijk wat willen merken van de lastenverlichting.

Vraag 7

Welke stappen kan de huurder nemen als de verhuurder nog geen aanvraag heeft ingediend?

Als de verhuurder nog geen subsidieaanvraag heeft ingediend, kan de huurder de verhuurder daarop aanspreken. Het is belangrijk dat verhuurders en huurders met elkaar in gesprek blijven over zowel de aanvraag als de wijze van verrekening. Als de verhuurder aangeeft geen aanvraag in te willen dienen of de tegemoetkoming niet correct verdeelt, is het afhankelijk van de situatie welke opties huurders hebben voor geschilbeslechting:
Huurders kunnen ongeacht de sector terecht bij het Juridisch Loket voor advies.

Vraag 8

Wat zijn de gevolgen als de verhuurder niet op tijd de aanvraag indient? Kan de huurder met terugwerkende kracht alsnog aanspraak maken op de subsidieregeling?

Het gevolg is dat de verhuurder geen subsidie meer kan aanvragen en de huurders in principe geen tegemoetkoming kunnen krijgen. Huurders in de sociale huursector kunnen echter naar de Huurcommissie stappen voor een bindend oordeel over de redelijkheid van de energiekosten die door de verhuurder in rekening worden gebracht. Daarbij kan de Huurcommissie de tegemoetkoming meewegen in het geval deze niet is aangevraagd. De Huurcommissie zou kunnen oordelen dat de verhuurder alsnog lagere kosten in rekening moet brengen, omdat hij de subsidie aan had kunnen vragen en de huurder daarmee tegemoet had kunnen komen in de hoogte van de energiekosten. Via deze route kunnen huurders indirect alsnog tegemoetkoming ontvangen. Huurders in de vrije sector kunnen naar de (kanton)rechter voor een bindend oordeel of naar de Huurcommissie voor advies.

Vraag 9

Kunt u toelichten hoe de informatievoorziening van het Kadaster in de praktijk werkt, met betrekking tot het maken van een kaart waarop bewoners kunnen zien of er zich in een gebouw een aansluiting bevindt waarvoor een subsidieaanvraag is gedaan en of deze is toe- of afgewezen?

Via een digitale applicatie van het Kadaster worden bewoners binnenkort in staat gesteld om eenvoudig te controleren of er voor hun blokaansluiting een subsidieaanvraag is gedaan en zo ja, of deze is goedgekeurd. Deze informatie wordt per blokaansluiting weergegeven op een kaart. Zoeken gebeurt aan de hand van gegevens over de locatie van de woning, zoals de postcode en het huisnummer.
De applicatie versterkt de informatiepositie van bewoners. Met deze gegevens kunnen ze de contracthouder aansporen om alsnog een subsidieaanvraag te doen wanneer dit nog niet is gebeurd of om de uitgekeerde subsidie juist te verrekenen. De ontwikkeling van de applicatie bevindt zich momenteel in de eindfase en de verwachting is dat deze spoedig live zal gaan.

Vraag 10

Kunt u deze vragen één voor één beantwoorden?

Ja.

Vraag 1

Kunt u bevestigen dat Vattenfall in 2022 middels de regeling SDE++ een subsidieaanvraag heeft gedaan voor €395,280,000?1

Ja.

Vraag 2

Kunt u de subsidieaanvraag en het besluit openbaar maken en naar de Kamer sturen?

De belangrijkste informatie wat betreft afgegeven SDE-beschikkingen wordt weergegeven op de website van RVO. Dit geldt ook voor deze beschikking.
Volledige aanvragen en beschikkingen worden niet actief openbaar gemaakt.
Voor het volledig openbaar maken van SDE++-dossierinformatie op verzoek van een belanghebbende is toetsing aan de Wet open openheid (Woo) vereist. Voor dit dossier is een Woo verzoek ingediend. Er loopt een zienswijze procedure en daarna wordt door RVO besloten of de gevraagde stukken openbaar gemaakt moeten worden, met inachtneming van de uitzonderingen van hoofdstuk 5 uit de Woo. Als besloten is dat de stukken openbaar gemaakt moeten worden, worden deze gepubliceerd op de website rijksoverheid.nl/documenten en is dit voor iedereen openbaar.

Vraag 3

Gezien de maximale subsidiebeschikking voor aanvragen van de SDE++ 2022 regeling verstreken is (maximaal 26 weken vanaf 6 oktober 2022), kunt u bevestigen of Vattenfall wel of niet een positieve beschikking heeft ontvangen voor haar subsidieaanvraag?

Ja, Vattenfall heeft een positieve beschikking gekregen, dit is ook opgenomen in het overzicht van projecten in beheer beschikbaar via de website van RVO2.

Vraag 4

Op grond waarvan is Vattenfall uitgezonderd van de stop op nieuwe biomassasubsidies?

Er is geen sprake van een uitzondering voor Vattenfall. Conform het afbouwpad gold in de SDE++ 2022 de eis dat warmte hoogwaardig (wat wil zeggen hoger dan 100 graden) moet zijn bij het gebruik van houtige biomassa. De categorie waarvan Vattenfall gebruik heeft gemaakt is «Ketel op houtpellets voor stadsverwarming ≥ 10 MWth». Deze is aangekondigd in de kamerbrief over de openstelling van de SDE++ 2022 (Kamerstuk 31 239, nr. 342). Het gaat in dit geval om een project voor een bestaand stadsverwarmingsnet dat werkt op deze hoge temperaturen. Om die reden voldeed het aan de subsidievoorwaarden van 2022. Een definitief besluit voor de bouw van een centrale is niet nodig en meestal ook niet mogelijk voor de aanvraag van een SDE-subsidie. Dit geldt overigens voor alle categorieën in de SDE++ regeling. In de SDE++ 2023 bouwen we de rol van houtige biomassa nog verder af. Ook toepassingen op hoge temperatuur voor de gebouwde omgeving en tuinbouw komen sinds deze ronde niet meer in aanmerking voor subsidie.

Vraag 5

Hoe kan het dat een bedrijf als Vattenfall, die op haar website verklaart nog geen definitief besluit te hebben genomen over de bouw van een biomassacentrale (in Diemen), wel in aanmerking komt voor subsidies die niet meer verstrekt zouden worden?

Zie antwoord vraag 4.

Vraag 6

Klopt het dat als Vattenfall de biomassasubsidie op onrechtmatige gronden heeft verkregen het subsidiebesluit dient te worden teruggedraaid?

Ik heb geen redenen om te veronderstellen dat de subsidie op onrechtmatige gronden is verkregen.

Vraag 7

Op welke gronden zou Vattenvall het subsidie bedrag kunnen houden?

Het project voldoet aan de voorwaarden en komt in aanmerking voor subsidie. Voor het project wordt alleen subsidie uitgekeerd als het ook daadwerkelijk gerealiseerd wordt en produceert. Overigens is het niet waarschijnlijk dat ook in dat geval de installatie het volledige bedrag aan subsidie zal ontvangen. Een SDE-beschikking is een reservering. De uit te keren subsidie is waarschijnlijk aanzienlijk lager doordat het bedrag waarvoor is ingediend wordt gecorrigeerd voor de marktprijs van energie en de ETS-voordelen.

Vraag 8

Kunt u uitleggen wat de maatregel «Negatieve emissies door BECCS en andere technieken», die in de tabel met aanvullende klimaatmaatregelen staat, inhoudt en hoeveel geld het kabinet voornemens is hiervoor uit te trekken?

De maatregel betreft generieke stimulering van negatieve emissies. Bij deze maatregel zijn afvalverbrandingsinstallaties (AVI’s) uitgesloten, omdat er voor negatieve emissies bij AVI’s een separate maategel is opgenomen in het voorjaarspakket. De maatregel wordt op dit moment nader uitgewerkt. Echter geldt een aantal kaders voor deze maatregel.
Op dit moment is nog niet te stellen dat er sprake zal zijn van financiële ondersteuning, waarvoor vanuit de overheid middelen voor beschikbaar gaan worden gesteld. Daarom is in het klimaatpakket bij de Voorjaarsnota 2023 nog geen budget toegekend aan deze maatregel.

Vraag 9

Klopt het dat BECCS, afkorting van «bioenergy carbon capture and storage», bedoeld is voor de afvang en opslag van de emissies die vrijkomen bij elektriciteitsproductie op basis van houtige biomassa? Zo ja, welke elektriciteitsproducenten zullen waarschijnlijk in aanmerking komen voor deze subsidie en vallen kolencentrales hier onder?

Bio-Energy en Carbon Capture and Storage (bio-energie en CO2 afvang en opslag, BECCS) kan inderdaad worden vormgegeven als afvang en opslag van koolstofdioxide bij elektriciteitscentrales die draaien op biogrondstoffen. Dit is niet noodzakelijkerwijs de enige techniek om negatieve emissies te bewerkstelligen, dit kan bijvoorbeeld ook via andere technieken die gebruik maken van biomassa zoals vergassing of processen in de chemie waar biogene grondstoffen worden gebruikt en CO2 als reststroom vrijkomt. De maatregel zal generiek en techniekneutraal worden vormgegeven zodat deze in principe open zal staan voor alle relevante toepassingen.

Vraag 10

Hoe verhoudt BECCS, dat een biomassasubsidie is in een nieuw jasje, zich tot de in 2021 aangenomen motie Koffeman c.s. over geen subsidies meer op het stoken van houtige biomassa (Kamerstukken I, 35 668, F)?

Hoe het kabinet invulling geeft aan de motie-Koffeman heb ik uiteengezet in mijn brief van 22 april 20223. In het coalitieakkoord is afgesproken dat het gebruik van houtige biomassa voor energiedoeleinde zo snel mogelijk wordt afgebouwd en dat biogrondstoffen zo hoogwaardig mogelijk ingezet worden aan de hand van de cascaderingsladder. Er is een substantieel verschil tussen de inzet van biogrondstoffen voor energiedoeleinden, en de inzet van biogrondstoffen voor het bewerkstelligen van negatieve emissies. Door afvang en opslag van CO2 kunnen met de inzet van biogrondstoffen negatieve emissies bewerkstelligd worden, waardoor de ingezette biogrondstoffen bijdragen aan de transitie naar een klimaatneutrale samenleving in 2050.

Vraag 11

Hoe verhoudt de inzet van BECCS zich tot de volgende afspraak uit het coalitieakkoord: «We bouwen het gebruik van houtige biomassa voor energiedoeleinden zo snel mogelijk af, waarbij we rekening houden met de kosteneffectiviteit. Biomassa wordt zo hoogwaardig mogelijk ingezet aan de hand van de cascaderingsladder.»?

Zie antwoord vraag 10.

Vraag 12

Op welke manier draagt het subsidiëren van CO2-afvang en opslag bij de inzet van houtige biomassa bij aan het zo snel mogelijk afbouwen van houtige biomassa voor energiedoeleinden en hoe draagt het bij aan het stimuleren van de biodiversiteit?

De maatregel generieke stimulering van negatieve emissies wordt op dit moment nader uitgewerkt. CO2 afvang en opslag komt mogelijk in aanmerking voor deze maatregel, indien dit bijdraagt aan het bereiken van negatieve emissies. Voor de generieke maatregel geldt dat aan de geldende kaders voldaan moet worden, zoals het duurzaamheidskader biogrondstoffen en de Richtlijn Hernieuwbare Energie. Op deze wijze wordt de biodiversiteit afdoende geborgd.

Vraag 13

Waarom zet Nederland nu al in op BECCS, terwijl de doelstelling voor de Europese Unie als geheel in 2023 5 miljoen ton CO2 per jaar is, wat de helft is van de totale CO2-emissie van de RWE Eemshavencentrales bij 100% overschakeling naar biomassa?

De negatieve emissies die het gevolg zijn van deze maatregel kunnen niet alleen bijdragen aan het Nederlandse klimaatdoel voor 2030, maar zijn met name ook nodig om in 2050 tot een klimaatneutrale samenleving te komen.

Vraag 14

Bent u op de hoogte van het standpunt van Comité Schone Lucht, Leefmilieu en MOB in samenwerking met de internationale NGO coalitie tegen biomassa, dat energieopwekking door biomassaverbranding niet klimaatneutraal is en dat certificereing van houtpellets op basis van zogenaamd duurzaam bosbeheer dit systeem dus nooit duurzaam kan maken? Zo nee, waarom niet?

Ik ben op de hoogte van dit standpunt. Ik spreek op reguliere basis met verscheidende ngo’s over de beleidsinzet rond de duurzaamheid van biogrondstoffen.

Vraag 15

Bent u ook van mening dat, om de redenen uit vraag 13, langlopende biomassasubsidies zo snel mogelijk gestopt moeten worden, net zoals de nieuwe biomassasubsidies begin vorig jaar? Zo nee, waarom niet en hoe verhoudt uw standpunt zich tot de aangenomen motie Koffeman c.s. over geen subsidies meer op het stoken van houtige biomassa?

Het kabinet volgt ten aanzien van de inzet van biogrondstoffen het afbouwpad voor houtige biogrondstoffen voor lagetemperatuurwarmte zoals met uw Kamer gecommuniceerd op 22 april 2022. In deze brief wordt ook ingegaan op de invulling van de motie-Koffeman c.s.

Vraag 16

Bent u het ermee eens dat bestaande en nieuw aangescherpte duurzaamheidseisen binnen de nieuwe REDIII ten aanzien van biomassaverbranding voor energieopwekking om de redenen genoemd in vraag 13, niet voldoen om biomassa als duurzaam te classificeren? Zo nee, waarom niet?

Het kabinet is van mening dat er een belangrijke rol is weggelegd voor de inzet van duurzame biogrondstoffen voor het bereiken van een klimaatneutrale en circulaire samenleving in 2050. Biogrondstoffen kunnen in Nederland alleen als duurzaam worden gerekend wanneer deze voldoen aan strenge duurzaamheidseisen. Dit wordt onderschreven door rapporten van de IPCC, PBL en de SER. De inzet van duurzame biogrondstoffen voor energietoepassingen wordt als klimaatneutraal geclassificeerd omdat de emissies van de ingezette biogrondstoffen in Nederland worden verrekend in het land van herkomst. Dit gebeurt onder andere middels de eisen in de huidige REDII aangaande duurzaam bosbeheer. Ook in de nieuwe RED III zijn strenge eisen over het duurzaam beheren van bossen, met oog voor natuurbescherming, biodiversiteit en de langetermijn productiecapaciteit van bossen. Daarnaast stelt de REDIII strenge eisen aan de monitoring van LULUCF-sectoren, waaronder dat koolstofvoorraden behouden en verbeterd worden, en oogst niet groter is dan aanwas.

Vraag 17

Bent u van plan om de ruimte voor lidstaten die in het kader van de RED-II en de RED-III is afgesproken, te benutten om het eigen landelijke duurzaamheidskader biomassa aan te scherpen, en eennieuw ambitieus afbouwplan voor biomassa voor energie en warmte over de periode nu tot en met 2028 vast te stellen? Zo ja, om welke concrete maatregelen gaat het en op welke termijn worden die genomen? Zo nee, hoe verhoudt zich dat tot de afspraken uit het coalitieakkoord over de inzet van houtige biomassa zo snel mogelijk afbouwen?

Het kabinet werkt aan de uitvoering van het duurzaamheidskader biogrondstoffen, waar uw Kamer op 12 mei jl. over is geïnformeerd4. Daarnaast blijft de beleidsinzet die ik met uw Kamer heb gedeeld op 22 april 20225 leidend: de inzet van duurzame biogrondstoffen moet passen in het eindbeeld of in de transitie daarnaartoe. Daar waar duurzame alternatieven beschikbaar komen, zal dit op termijn leiden tot een afbouw van de subsidie voor die toepassingen. Ik blijf uw Kamer op regelmatige basis informeren over de voortgang van de implementatie van het duurzaamheidskader en de beleidsinzet biogrondstoffen.

Vraag 18

Bent u bekend met de uitspraak van Frank Elderson, directielid van de ECB: «destroy nature and you destroy the economy» in de Financial Times van 8 juni 2023?2 Zo ja, volgt u de redenering van Frank Elderson dat biodiversiteitsverlies de economie bedreigt? Zo ja, hoe valt dat te rijmen met de verhoogde inzet van houtige biomassa door onder meer BECCS?

Ja, ik ben bekend met deze uitspraak. Ik onderstreep de noodzaak van het belang van biodiversiteit: voor mens, dier, natuur en ook de economie. Daarom wordt ook steeds getoetst of de beoogde inzet van biogrondstoffen in lijn is met de duurzaamheidseisen uit het duurzaamheidskader, die ook toezien op mogelijke aantasting va den biodiversiteit.

Vraag 19

Kunt u deze vragen beantwoorden voor het plenaire debat over het aanvullend klimaatpakket?

Dit is tot mijn spijt niet gelukt.

Vraag 1

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

Ja, daar ben ik mee bekend.

Vraag 2

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

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

Vraag 3

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

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

Vraag 4

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

Zie antwoord vraag 3.

Vraag 5

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

Zie antwoord vraag 3.

Vraag 6

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

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

Vraag 7

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

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

Vraag 8

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

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

Vraag 9

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

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

Vraag 10

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

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

Vraag 11

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

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

Vraag 12

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

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

Vraag 13

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

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

Vraag 1

Kunt u toelichten hoe de situatie is ontstaan dat de Staat moet opdraaien voor kosten voor de ontmanteling van de kerncentrale Dodewaard?1

De Gemeenschappelijke Kernenergiecentrale Nederland B.V. (GKN) is de vergunninghouder van de voormalige kerncentrale Dodewaard en verantwoordelijk voor het verkrijgen van een goedkeuring voor de financiële zekerheidsstelling voor de kosten van buitengebruikstelling en ontmanteling. Tot op heden is een aanvraag daarvoor door GKN tot 2 maal toe afgekeurd en werd de Staat naar aanleiding van beroep door GKN beide keren door de Raad van State in het gelijk gesteld. GKN zal echter naar verwachting blijvend niet in staat zijn te voldoen aan de eisen voor de goedkeuring van de financiële zekerheidstelling. De kerncentrale Dodewaard is immers niet meer operationeel; GKN ontvangt daardoor geen inkomsten meer uit de (in 1997 gestaakte) bedrijfsvoering en kan dus de door haar gereserveerde middelen voor de ontmanteling niet meer aanvullen.
Een juridische procedure waarbij de (indirecte) aandeelhouder(s) van GKN worden aangesproken ter voldoening van de resterende kosten van de ontmanteling zal, met een waarschijnlijk faillissement van GKN, geen uitkomst bieden. Bij een faillissement van GKN voor of tijdens de ontmantelingsfase zouden alle kosten hoe dan ook voor rekening van de Staat komen. De Staat heeft daarom in gesprekken met GKN en haar aandeelhouder NEA (Nederlands Elektriciteit Administratiekantoor, rechtsopvolger van SEP, Samenwerkende Elektriciteits-Productiebedrijven) gezocht naar een uitweg uit deze situatie. Dit proces heeft geleid tot een ondertekende Term Sheet tussen GKN, NEA, haar aandeelhouders en de Staat.
Voordeel voor de Staat van de beoogde transactie is dat het bedrag dat de Staat naar verwachting zal moeten bijdragen aan de ontmanteling van GKN sterk wordt verkleind. De Staat ontvangt in dit geval immers het totale eigen vermogen van NEA (circa € 75 mln.), naast de aanwezige middelen bij GKN (ca. € 87 mln.). Met de beoogde transactie wordt zo veel als mogelijk recht gedaan aan het principe «de vervuiler betaalt». Keerzijde is dat de Staat hiermee (indirect) verantwoordelijk wordt GKN te ontmantelen. Bovenstaande heb ik ook eerder aan uw Kamer gemeld2.

Vraag 2

Kunt u daarbij ingaan op de (historie van) afspraken die zijn gemaakt tussen overheden en de beheerders hieromtrent?

Er zijn in het verleden voorafgaand aan de ondertekening van de Term Sheet geen afspraken gemaakt tussen de verantwoordelijke overheden enerzijds en de vergunninghouder en haar aandeelhouders anderzijds over de ontmanteling van de kerncentrale Dodewaard, behoudens de afspraak, vastgelegd in de vergunning voor de Kernenergiewet, dat de kerncentrale Dodewaard in veilige insluiting blijft tot 2045 en daarna ontmanteld wordt.

Vraag 3

Kunt u bevestigen dat verschillende energieproducenten een significant rendement of winst hebben gemaakt door exploitatie van de kerncentrale Dodewaard? Zo ja, hoeveel?

De kerncentrale Dodewaard fungeerde tot de stillegging in 1997 onder de overeenkomst van samenwerking van de SEP. GKN ontving daarvoor een kostendekkende vergoeding. Aangezien de kerncentrale Dodewaard reeds in 1997 stilgelegd is, is niet bekend of en in hoeverre betrokken energieproducenten of haar aandeelhouders in de periode daarvoor door de exploitatie van de kerncentrale Dodewaard een rendement of winst hebben gemaakt.

Vraag 4

Wist de eigenaar van de kerncentrale Dodewaard van de totale kosten voor ontmanteling? Wat is in dat licht uw appreciatie van de ontstane situatie waarin wel ruim is uitgekeerd aan de aandeelhouders, maar er onvoldoende in kas zit voor de ontmanteling?

De verplichting tot het stellen van financiële zekerheidsstelling voor de kosten van buitengebruikstelling en ontmanteling van de inrichting op basis van art. 15f van de Kernenergiewet geldt ook voor GKN, ondanks dat de kerncentrale Dodewaard reeds in 1997 buiten bedrijf werd gesteld.
Het ramen van die kosten is daar onderdeel van. Zoals aangegeven in antwoord op vraag 1 is de aanvraag van GKN voor goedkeuring van de financiële zekerheidsstelling voor de kosten van ontmanteling tot tweemaal toe afgekeurd en werd de Staat beide keren door de Raad van State in het gelijk gesteld. Het was daarmee voor GKN duidelijk dat de Staat onder meer niet akkoord ging met de door GKN ingeschatte hoogte van de ontmantelingskosten.
Door GKN is in het verleden geen dividend uitgekeerd. NEA keerde met name in 2003 en 2004 dividend uit vanwege de opbrengst van de verkoop van TenneT. In latere jaren werden bedragen uit vrijvallende reserves uitgekeerd. Vanaf het jaar 2010 is door NEA geen dividend meer uitgekeerd.

Vraag 5

Vindt u het billijk dat de Nederlandse belastingbetaler via de Staat moet bijdragen aan de ontmanteling van de kerncentrale, in het licht van deze winsten?

Dat ik hecht aan het uitgangspunt «de vervuiler betaalt» mag bijvoorbeeld blijken uit het regime van financiële zekerheidstelling dat met de inwerkingtreding van de Omgevingswet voor majeure risicobedrijven wordt ingevoerd. Voor GKN is de situatie gecompliceerd, omdat de kerncentrale Dodewaard sinds 1997 niet meer operationeel is en de verplichting tot financiële zekerheidsstelling ruim daarna werd ingevoerd in 2011. De kerncentrale Dodewaard bevond zich op dat moment reeds meerdere jaren in veilige insluiting.

Vraag 6

Hoe is dit geregeld bij de overige kerncentrales in Nederland?

Sinds 2011 is in artikel 15f van de Kernenergiewet opgenomen dat een vergunninghouder van een kernreactor op een door de Staatssecretaris van Infrastructuur en Waterstaat en de Minister van Financiën goedgekeurde wijze financiële zekerheid stelt ter dekking van de kosten die voortvloeien uit het buiten gebruik stellen en de ontmanteling van de inrichting. Naast GKN geldt deze verplichting ook voor de vergunninghouders van de kerncentrale Borssele en de onderzoeksreactoren in Petten en Delft. Deze vergunninghouders beschikken allen over een goedgekeurde en geactualiseerde financiële zekerheidsstelling voor de ontmantelingskosten van hun installatie.
Daarmee worden extra bijdragen van de Staat aan de ontmantelingskosten van deze nucleaire installaties voorkomen.

Vraag 7

Vindt u het – mede in het licht van het kabinetsvoornemen om nieuwe kerncentrales te faciliteren en de kerncentrale in Borssele langer open te houden – noodzakelijk om de Kernenergiewet aan te passen om dergelijke situaties in de toekomst te voorkomen?

Zoals in antwoord op vraag 4 aangegeven, is reeds een voorziening opgenomen in artikel 15f van de Kernenergiewet, waarmee vergunninghouders van een kernreactor dienen te beschikken over een goedgekeurde financiële zekerheidsstelling voor de ontmantelingskosten.
Deze bepaling geldt ook voor toekomstige vergunninghouders. In mijn brief van 9 december3 jl. aan uw Kamer heb ik aangegeven de bepalingen voor de wijze van financiële zekerheidstelling samen met de Minister van Financiën tegen het licht te houden om te bezien of deze geactualiseerd moeten worden of aanvulling behoeven.

Vraag 8

Vindt u (de financiering van) de ontmanteling van kerncentrales, kolencentrales, gaswinning op land en zee, oliewinning op land en zee, geothermie en andere vormen van energieproductie een taak van de overheid?

Mijnbouwvergunninghouders zijn wettelijk verplicht om hun installaties te ontmantelen na beëindiging van de activiteiten en zelf de kosten hiervoor te dragen. Hierbij dient wel opgemerkt te worden dat de Staat middels EBN als beleidsdeelneming van het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat, in de meeste projecten voor olie- en gaswinning voor 40% deelneemt namens de staat. Ook mag EBN reeds risicodragend deelnemen in aardwarmteprojecten in Nederland.
Voor de ontmanteling van kolencentrales zijn de exploitanten zelf verantwoordelijk, evenals voor de financiering hiervan.

Vraag 9

Kunt u ingaan op de vraag hoe de financiering van de ontmanteling van kolencentrales, gaswinning op land en zee, oliewinning op land en zee, geothermie en andere vormen van energieproductie is geregeld? Kunt u daarbij specifiek ingaan op relevante wet- en regelgeving?

De bepalingen en procedures in de Mijnbouwwet en het Mijnbouwbesluit die zien op het buiten gebruik stellen en verwijderen van mijnbouwwerken, kabels en pijpleidingen zijn onder de huidige wet bepaald in artikel 44 voor de houder van een opsporings- of winningsvergunning. Artikel 44, tweede lid van de Mijnbouwwet verplicht Mijnbouwvergunninghouders een mijnbouwwerk dat definitief buiten werking gesteld is te verwijderen, inclusief eventuele verontreinigingen en afval.
Voor zover dat van toepassing is, geldt met de inwerkingtreding van de Omgevingswet en onderliggende besluiten voor majeure risicobedrijven straks ook het in antwoord op vraag 5 genoemde financiële zekerheidsregime voor milieuschade4.
Ten aanzien van olie- en gas activiteiten geldt dat de vergunning doorgaans door meerdere natuurlijke personen of rechtspersonen gezamenlijk wordt gehouden. Deze personen zijn op grond van hun overeenkomst tot operationele samenwerking (Joint Operating Agreement) verplicht om naar rato van ieders belang in die vergunning bij te dragen aan de kosten van uitvoering van de feitelijke werkzaamheden uit hoofde van de vergunning. Ook moeten zij, eveneens pro rata, betalingsverplichtingen overnemen indien een van hen in gebreke blijft. Indien er één partij is die de vergunning houdt, dan rusten de verplichtingen uiteraard op die ene persoon.
Het samenwerkingsverband heeft een aangewezen persoon (artikel 22, vijfde lid, van de wet). Deze persoon (in de praktijk ook wel «operator» genoemd) die de feitelijke werkzaamheden verricht of daartoe opdracht geeft, stelt namens de als vergunninghouder samenwerkende bedrijven financiële zekerheid voor de verwijdering van het mijnbouwwerk. De aangewezen persoon is uiteindelijk de laatst verantwoordelijke (artikel 42, vierde lid).
Als de Staatssecretaris van Economische Zaken en Klimaat op grond van artikel 47 van de wet zekerheden verlangt tot nakoming van de verwijderingsverplichting wordt de aangewezen persoon aangesproken. Hetzelfde geldt ten aanzien van kabels en pijpleidingen, indien de Staatssecretaris bepaalt dat deze na beëindiging van het gebruik dienen te worden verwijderd (artikelen 45 en 48).
Niet alleen de Staat, maar ook de aangewezen persoon en de medehouders van een vergunning onderling hebben er groot belang bij dat financiële risico’s adequaat zijn afgedekt. De persoon die de verwijdering moet uitvoeren, wil zekerheid hebben dat hij de kosten daarvan naar rato kan doorberekenen aan zijn medehouders van de vergunning. Zij hebben belang bij ieders financiële draagkracht, omdat, indien een van hen niet aan zijn betalingsverplichting kan voldoen, het door die partij verschuldigde bedrag pro rata wordt omgeslagen over de overige partijen in die vergunning, die daardoor voor een grotere financiële last komen te staan.
Tegen de in de vorige paragraf geschetste achtergrond hebben houders van vergunningen voor de opsporing en winning van koolwaterstoffen op het Nederlands deel van het continentaal plat, verenigd in Element-NL, en EBN, in samenwerking met het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat een stelsel van overeenkomsten ontwikkeld waartoe zij middels de meest recente wijziging van de Mijnbouwwet (2022) worden verplicht, zowel voor land als op zee. Dat biedt de medehouders van een vergunning onderling en uiteindelijk de Staat als begunstigde in uiterste instantie de zekerheid dat er voldoende financiële middelen zijn om de verwijderingsverplichtingen uit hoofde van de Mijnbouwwet te kunnen uitvoeren.
Om de financiële middelen voor nakoming van de verwijderingsverplichtingen, bedoeld in de artikelen 44 en 45, zeker te stellen, sluiten de personen die gezamenlijk houder zijn van een vergunning voor het opsporen of winnen van koolwaterstoffen en de opslag van stoffen met elkaar een «Decommissioning Security Agreement» (DSA). De Staatssecretaris van Economische Zaken en Klimaat kan regels voor de inhoud van deze overeenkomsten vaststellen. De DSA legt onder meer de procedure vast voor het moment en de wijze waarop welke partij in een gezamenlijk gehouden vergunning in welke vorm financiële zekerheden moet stellen. De hoogte van, het tijdstip, de wijze waarop en de termijn waarvoor de zekerheid moet worden verstrekt, zijn onder meer afhankelijk van de verhouding tussen enerzijds de verwachte economische waarde van de bedrijfsmiddelen en de resterende olie- en gasreserves in de ondergrond en anderzijds de verwachte kosten van verwijdering en worden jaarlijks opnieuw bezien en zo nodig bijgesteld.
Een tussen vergunninghouders en EBN te sluiten «Decommissioning Security Monitoring Agreement («DSMA») geeft EBN de taak en de bevoegdheid om de uitvoering van de DSA te monitoren en de Staatssecretaris van Economische Zaken en Klimaat te adviseren of de in dat kader te stellen en gestelde financiële zekerheden afdoende zijn. In het geval dat er één partij is die de vergunning houdt, worden in de DSMA met die partij afspraken vastgelegd, die in overeenstemming zijn met de DSA. Ook voor de DSMA kunnen door de Minister regels worden vastgesteld. In gevallen waarin er gerede twijfel is of de DSA adequaat wordt uitgevoerd of de gestelde zekerheden onvoldoende waarborgen bieden, kan de Staatssecretaris zijn uit hoofde van de artikelen 47 en 48 toekomende zelfstandige bevoegdheden toepassen om financiële zekerheid van de vergunninghouder te verlangen. Daartoe zal hij besluiten als uit het advies van EBN blijkt dat er volgens de systematiek en het afwegingskader van de DSA geen goede balans is tussen de economische waarde van de bedrijfsmiddelen en de reserves in de onderneming en de financiële middelen waarover deze onderneming kan beschikken om zijn verwijderingsverplichtingen te kunnen nakomen. Evenals bij de uitvoering van de DSA zal per geval beoordeeld moeten worden in welke mate en in welke vorm financiële zekerheid geboden is. Bij een goede uitvoering van de DSA en DSMA zal toepassing van de artikelen 47 en 48 naar verwachting alleen hoeven te gebeuren in situaties waarin dat op basis van de relevante feiten en omstandigheden en de af te wegen belangen geboden is.
Voor de ontmanteling van kolencentrales zijn de exploitanten zelf verantwoordelijk, evenals voor de financiering hiervan.
Wat betreft andere vormen van energieproductie, zie het antwoord op vraag 16 voor de wet- en regelgeving omtrent wind op zee.

Vraag 10

Bent u voornemens hier wijzigingen in aan te brengen via de aangekondigde wijziging van de Mijnbouwwet? Zo ja, welke?

In 2022 is reeds een wetswijziging van de Mijnbouwwet in werking getreden waarin de mogelijkheden tot het stellen van financiële zekerheid gedurende de looptijd van een vergunning is uitgebreid. Er kan nu om financiële zekerheid gevraagd worden voor het verwijderen van het mijnbouwwerk. Het is hierbij belangrijk om periodiek te onderzoeken of er nog voldoende financiële middelen aanwezig zijn om zo tijdig in te kunnen grijpen. In een nieuw stelsel wil het kabinet hier verder uitvoering aan geven.
Zoals ook is aangegeven in de Kamerbrief Contourennota aanpassing Mijnbouwwet (Kamerstuk 32 849, nr. 214) dienen in het nieuwe (vergunning)stelsel duidelijke regels rondom nazorg opgenomen te worden. Nazorg heeft betrekking op de periode nadat een mijnbouwwerk is opgeruimd. In de komende jaren zullen een groot aantal mijnbouwwerken opgeruimd moeten worden. Wet- en regelgeving moet invulling geven aan de randvoorwaarden: hoe gebeurt dit veilig, welke eisen worden gesteld aan monitoring, hoe lang is deze monitoring nodig en wat kan wel en niet boven afgesloten putten? Een belangrijk punt daarbij is dat mijnbouwbedrijven voldoende middelen moeten aanhouden om na de beëindiging hun infrastructuur zorgvuldig op te ruimen en nog voor een bepaalde periode te monitoren.
Zoals is aangegeven in de Kamerbrief Herziening mijnbouwbeleid: nazorg en zorgplicht (Kamerstuk 32 849, nr. 215) is het voornemen om te komen tot een regeling ten laste waarvan maatregelen op het gebied van de nazorg van mijnbouw worden gefinancierd. Gedurende de mijnbouwactiviteit draagt het mijnbouwbedrijf hieraan bij. Dit zal in de toekomst voor alle bedrijven van alle mijnbouwsectoren gaan gelden. De middelen kunnen gebruikt worden om de effecten van mijnbouw (voorzien en onvoorzien) te mitigeren en de gevolgen daarvan te verhelpen. De middelen kunnen ook worden aangesproken om maatregelen te nemen na een plotselinge beëindiging van een mijnbouwactiviteit zoals een faillissement. Een partij moet de taak krijgen om de middelen te beheren, de bijdrage van een bedrijf te bepalen en zorg te dragen dat mijnbouwbedrijven hieraan voldoen. Dit kan geregeld worden met de aanpassing van de Mijnbouwwet. In het geval dat een burger schade heeft en het mijnbouwbedrijf is niet meer aanspreekbaar, door bijvoorbeeld een faillissement, kan een beroep worden gedaan op het bestaande Waarborgfonds Mijnbouwschade.
Om te komen tot een nieuwe invulling van het nazorgbeleid en de zorgplicht zal de huidige Mijnbouwwet tegen het licht worden gehouden. De rode draad hierbij zijn de rollen en verantwoordelijkheden van de betrokken partijen in de verschillende fases van de mijnbouwprojecten en de langdurige fase daarna. De verwachting is dat dit zal gaan leiden tot op maat gesneden voorschriften voor de verschillende mijnbouwactiviteiten.
In de komende maanden zullen de uitgangspunten en voornemens verder worden uitgewerkt. Hierbij zullen verschillende casussen worden onderzocht. Voorbeelden hiervan zijn: een verlaten gas- of olieput, een zoutcaverne, een offshore pijpleiding, en de voormalige steenkoolwinning in Limburg. Er zal gekeken worden naar de mogelijk effecten, de voorspelbaarheid, mitigatie en wie op welk moment voor de nazorg en zorgplicht aan de lat staat of zou moeten staan. Uitgaande van de analyse van casussen zullen concrete voorstellen worden gedaan voor aanpassingen van het beleid, het stelsel van vergunningen en de wet- en regelgeving. De Staatssecretaris van Economische Zaken en Klimaat verwacht uw Kamer hierover na de zomer van dit jaar nader te informeren.

Vraag 11

Hoeveel gas- en oliewinninglocaties zijn niet meer in bedrijf en bij hoeveel van deze locaties werkt men aan of toe naar ontmanteling?

EBN heeft aangegeven dat er momenteel op zee 170 locaties (151 platforms, 19 subsea installaties) in bedrijf zijn. Op land betreft het 325 puttenlocaties. Hierbij dient opgemerkt te worden dat er echter ook locaties zijn die in werking zijn, maar niet produceren. Een compleet overzicht van mijnbouwwerken is ook te vinden op de website www.nlog.nl.

Vraag 12

Hoeveel mijnbouwactiviteiten worden komende jaren beëindigd in Nederland?

Op dit moment zijn er 204 mijnbouwwerken als zijnde buiten werking gemeld. Voor deze mijnbouwwerken dient de komende jaren een verwijderingsplan ingediend te worden of een ontheffing daarvan indien er hergebruik wordt voorzien.

Vraag 13

Hoeveel van deze locaties krijgen een nieuwe functie, bijvoorbeeld in het kader van wind op zee of elektrolyse?

Het moment van beëindigen van de productie van olie- en gas activiteiten is onder andere afhankelijk van de olie- of gasprijs. Deze maakt of het economisch rendabel is om de resterende aanwezige reserves in het veld te winnen. Het precieze tijdstip van de beëindiging kent dus een bandbreedte van enkele jaren.
Om verwachtingen, gevolgen en mogelijkheden ten aanzien van verwijderen of hergebruik van de Nederlandse olie- en gasinfrastructuur in kaart te brengen en een gezamenlijke aanpak te ontwikkelen, is in oktober 2017, op gezamenlijk initiatief van EBN en Nogepa (voorganger van Element-NL), het Nationaal Platform voor Hergebruik & Ontmanteling, Nexstep opgericht. Het doel van Nexstep is om een veilige, duurzame, effectieve en kostenefficiënte wijze van hergebruik en verwijdering van de olie- en gasinfrastructuur te stimuleren, te coördineren en te faciliteren. Door het verzamelen, analyseren en delen van data ontstaat een geïntegreerd beeld, duidelijkheid en transparantie omtrent omvang en timing van de verwachte verwijderingsactiviteiten en mogelijkheden voor hergebruik. Een coöperatieve en gestructureerde aanpak levert een belangrijke bijdrage aan de energietransitie en reduceert de kosten voor de samenleving zonder afbreuk te doen aan een veilige en verantwoorde ontmanteling. Met nieuwe technologieën, standaardisatie, internationale «best practices» en duidelijkheid ten aanzien van regulering worden de mogelijkheden voor hergebruik en verwijdering in de komende jaren verder uitgewerkt.
In de periode 2023–2032 worden volgens de laatste opgave van Nexstep 79 platforms en 15 subsea installaties verwijderd en worden 403 putten offshore en 664 putten op land ontmanteld.
De prognose die Nexstep in samenwerking met de olie- en gasoperators daar zelf over jaarlijks over maakt (Re-use & Decommissioning Report) kunt u vinden op de website van Nexstep: www.nexstep.nl.

Vraag 14

Kunt u ingaan op de (financiële) verantwoordelijkheden van het bedrijfsleven enerzijds en de Staat anderzijds bij de ontmanteling van de locaties die geen nieuwe bestemming krijgen?

De verwachting is dat het merendeel van alle olie- en gaslocaties zal worden verwijderd. Op dit moment zijn voor een beperkt aantal assets plannen voor hergebruik of ze zijn reeds in gebruik voor een andere functie.
Op zee staat het P18-A platform geoormerkt voor hergebruik voor CO2-opslag (Porthos-project) en wordt er middels de ontwikkeling van het Aramis project beoogd om verschillende lege gasvelden aan te sluiten op een centrale nog aan te leggen CO2-transport infrastructuur. De ontwikkeling van CO2-opslag biedt op meerdere locaties mogelijkheden voor hergebruik van de putten en reservoirs. De onlangs door de Europese Commissie aangekondigde Net Zero Industry Act zal dit aantal mogelijk nog verder verhogen. Op het Q13a-A Amstel platform is een electrolyser voorzien voor een pilot voor kleinschalige waterstofproductie op zee. Ook voor de hoofdleidingen (NOGAT en NGT) wordt actief onderzocht wat de mogelijkheden zijn voor hergebruik. Beide leidingen hebben vorig jaar een Certificaat van Geschiktheid ontvangen voor transport van groene waterstof op zee door Bureau Veritas.
Op land is men actief met mogelijkheden voor hergebruik van olie- en gasinfrastructuur middels hergebruik van putten voor geothermie of de ontwikkeling van duurzame energiehubs zoals het GZI Next project in Emmen op de locatie van de voormalige gaszuiveringsinstallatie.

Vraag 15

Welke wet- en regelgeving geldt voor (de financiering van) de ontmanteling van nieuwe locaties van wind op zee en ten behoeve van elektrolyse?

Aangezien EBN (als beleidsdeelneming van het Ministerie van EZK) in de meeste assets voor 40% deelneemt namens de staat, is zij naast het delen in de winsten die ten gunste komen aan de Staat, ook verantwoordelijk voor 40% van de ontmantelingskosten. De resterende 60% is de verantwoordelijkheid van de andere vergunningshouders (operating en non-operating). De verantwoordelijkheden van de vergunninghouders en de Staat daaromtrent staat nader omschreven in de beantwoording van vraag 9.

Vraag 1

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

Ja.

Vraag 2

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

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

Vraag 3

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

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

Vraag 4

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

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

Vraag 5

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

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

Vraag 6

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

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

Vraag 7

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

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

Vraag 1

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

Vraag 2

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

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

Vraag 3

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

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

Vraag 4

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

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

Vraag 5

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

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

Vraag 6

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

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

Vraag 7

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

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

Vraag 8

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

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

Vraag 9

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

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

Vraag 10

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

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

Vraag 11

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

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

Vraag 12

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

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

Vraag 13

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

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

Vraag 14

Kunt u deze vragen afzonderlijk van elkaar beantwoorden?

Ja.

Vraag 1

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

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

Vraag 2

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

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

Vraag 3

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

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

Vraag 4

Op welke manier zal er gerichte inkomenssteun worden gegeven?

Zie beantwoording vraag 1.

Vraag 5

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

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

Vraag 6

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

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

Vraag 1

Vindt u het ook niet te gek voor woorden dat er wekelijks een trein met 900 ton huishoudelijk afval vanuit Rome naar de verbrandingsovens van de AEB in Amsterdam rijdt?

Zolang bepaalde afvalstromen nog niet hoogwaardiger kunnen worden verwerkt, is verbranding met energieterugwinning een geaccepteerde verwerkingswijze. De capaciteit voor afvalverbranding is ongelijk verdeeld in Europa, dus dat er sprake is van grensoverschrijdend transport is begrijpelijk. Het Europees beleid is erop gericht om storten en verbranden terug te dringen ten gunste van recycling. Ook in Nederland zet het kabinet zich ervoor in om afval hoogwaardiger te verwerken en juist minder te verbranden. Hierover zijn bijvoorbeeld nog recent bij de voorjaarsbesluitvorming over klimaat (Kamerstuk 32 813, nr.1230) afspraken gemaakt, waaronder over het opstellen van een routekaart voor afvalverbranding in Nederland richting 2050.

Vraag 2

Wat vindt u ervan dat de CO2-uitstoot door het Italiaans huisvuil in Nederland de bouw van onder andere huizen verder op slot zet en de Amsterdamse lucht vervuilt?

De CO2-uitstoot door specifiek het Italiaanse huisvuil in Nederland heeft geen effect op de Amsterdamse lucht en er is geen relatie met de bouw van huizen. Wel draagt afvalverbranding bij aan de emissie van stikstofverbindingen en andere luchtverontreinigende stoffen. De exploitanten van de afvalverbrandingsinstallaties in Nederland zorgen er door het afsluiten van verschillende contracten en het werken met voorraden voor dat hun installaties zo volledig mogelijk worden benut. Daarom valt niet te stellen dat de emissies door het Italiaans huisvuil omhoog zijn gegaan. Zeer waarschijnlijk zou anders afval uit andere landen aangetrokken zijn om bij AEB Amsterdam te verbranden.
De verdere aanscherping van de CO2-heffing industrie, waar afvalverbrandingsinstallaties onder vallen, zoals afgesproken bij de voorjaarsbesluitvorming over klimaat, moet leiden tot lagere emissie van CO2. Tezamen met de bredere inzet van het kabinet om in 2050 een circulaire economie te hebben, moet dit op termijn leiden tot beperking van de afvalverbrandingscapaciteit in Nederland, met als gevolg lagere uitstoot van luchtverontreinigende stoffen.

Vraag 3

Wat vindt u van het feit dat de CO2-uitstoot, die volgens de klimaatalarmisten teruggedrongen moet worden, nu hand over hand toeneemt omdat er Italiaans huisvuil in ons land wordt verbrand?

Het terugdringen van de CO2-uitstoot is een mondiale opgave. Verbranding met energieterugwinning in Amsterdam kan, ook met de emissies van het transport, gunstiger zijn voor het klimaat dan de wijze van verwerking die anders zou hebben plaatsgevonden. Mocht het Italiaanse afval dat nu in Amsterdam wordt verbrand, anders elders worden gestort, dan heeft dat een duidelijk nadeliger effect op het klimaat vanwege het ontstaan van methaan. Echter, de aanwezigheid van het surplus aan verbrandingscapaciteit in Nederland belemmert ook de ontwikkeling van hoogwaardige recycling en afvalpreventie in het buitenland. Het Italiaans afval kan naar Nederland worden gebracht voor verbranding en daarom gebeurt het ook. Dat maakt dat het kabinet op termijn de verbrandingscapaciteit in Nederland omlaag wil brengen.

Vraag 4

Maakt u zich geen zorgen om de gezondheid van de Amsterdammers?

Alle afvalverbrandingsinstallaties die in Nederland operationeel zijn, ook die van AEB Amsterdam, moeten voldoen aan de technische en milieueisen die voor deze installaties gesteld worden. In de installaties moeten Europees afgestemde Beste Beschikbare Technieken toegepast zijn en de uitstoot moet voldoen aan de hierbij passende normen. Het beleid rond luchtkwaliteit is erop gericht om schadelijke stoffen zo veel mogelijk uit de lucht te houden en de uitstoot die er nog is verder terug te dringen. In het Schone Lucht Akkoord hebben Rijk en meer dan honderd decentrale overheden, waaronder alle provincies, die voor de afvalverbrandingsinstallaties het bevoegde gezag zijn, afgesproken zo scherp mogelijk te vergunnen. Dat betekent onder andere dat in de vergunning uitstootnormen zouden moeten liggen aan de onderkant van de bandbreedtes die op grond van de Europees afgestemde Beste Beschikbare Technieken toegestaan zijn. Voor de uitstoot van Zeer Zorgwekkende Stoffen (ZZS) geldt een minimalisatieplicht: emissies van ZZS moeten zo veel mogelijk worden voorkomen of – indien dat niet mogelijk is – tot een minimum worden beperkt.

Vraag 5

Wilt u ervoor gaan zorgen dat Italië zelf zijn afval gaat verwerken of een oplossing zoekt dichtbij Italië?

Hoe Italië afval verwerkt, is in eerste instantie aan dat land zelf. Het kabinet zet nationaal en Europees in op het stimuleren van zo hoogwaardig mogelijke verwerking waardoor er uiteindelijk minder afval moet worden verbrand of gestort. Dit zal dan uiteindelijk ook effect hebben op de noodzaak van afvaltransporten binnen de EU en de verbranding van afval van elders.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Bud will Tennet-Übernahme nicht allein stemmen»?1

Ja.

Vraag 2

Wat vindt u van de uitspraken van de Duitse Staatssecretaris over het voornemen van Duitsland om na de verkoop in zee te gaan met private partijen? Bent u het eens dat het onwenselijk is TenneT (deels) te privatiseren?

Zoals aangegeven in de brief van 24 februari 20232 (de «Kamerbrief») is het voorkeursscenario van het kabinet de volledige verkoop van TenneT Duitsland aan de Duitse staat. In het geval dat TenneT Duitsland wordt verkocht, ontstaan er twee onafhankelijke bedrijven: het Nederlandse TenneT, waarvan de Nederlandse staat 100% eigenaar is, en de na verkoop te hernoemen Duitse netbeheerder (nu nog aangeduid als «TenneT Duitsland»).
Zoals beschreven in de Kamerbrief wil het kabinet geen concessies doen aan het uitgangspunt dat de overheid volledige zeggenschap behoudt over de Nederlandse vitale elektriciteits-infrastructuur. Daarom acht het kabinet het onwenselijk om TenneT Holding, als moederbedrijf van de Nederlandse netbeheerder («TenneT Nederland»), te privatiseren. Aangezien de beoogde transactie alleen zou zien op dochteronderneming TenneT Duitsland is een privatisering van de Nederlandse netbeheerder ook in zijn geheel niet aan de orde.
Mocht het scenario zich voordoen dat de Duitse staat overweegt om mogelijk op termijn een deel van TenneT Duitsland over te dragen aan private partijen, dan staat het kabinet daar niet principieel afwijzend tegenover. Dit blijkt ook uit het feit dat een oplossing met private investeerders ook nadrukkelijk overwogen is. Voor het kabinet blijven de voorwaarden rondom continuïteit van de operatie en het behouden van de synergievoordelen zoals geschetst in de Kamerbrief leidend. Voor het kabinetsstandpunt over de uitspraken in het door u aangehaalde artikel verwijs ik u naar mijn antwoord op vraag 3.

Vraag 3

Was u reeds bekend met dit voornemen? Zo nee, hoe beïnvloedt dit uw positie ten opzichte van de verkoop van het Duitse deel? Zo ja, waarom is dit niet eerder gemeld?

Ik was bekend met het feit dat Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) de mogelijkheid openhield dat het op een later moment externe investeerders «achter KfW» zou betrekken ter financiering van de aankoop. KfW zou in dat mogelijke geval 100% van de aandelen van TenneT Duitsland behouden en vervolgens aan de achterkant contractuele afspraken maken met private investeerders. Dit mogelijke voornemen heeft de positie van het kabinet ten aanzien van een verkoop van het Duitse deel niet beïnvloed, omdat de Duitse staat de door haar beoogde invloed in dit scenario immers volledig zou behouden. Wel wordt er in het kader van de onderhandelingen rekening gehouden met dit scenario.
Voor zover de uitspraken in dit artikel erop zouden duiden dat de Duitse staat eventueel ook overweegt om private investeerders na een eventuele verkoop daadwerkelijk te laten toetreden als aandeelhouder van TenneT Duitsland, zou dit wel nieuwe informatie zijn. De Duitse staat heeft immers meermaals te kennen gegeven TenneT Duitsland volledig te willen kopen. Ook dit hoeft de positie van het kabinet niet direct te beïnvloeden. Een van de belangrijke redenen voor het kabinet om een volledige verkoop aan de Duitse staat te onderzoeken, was het feit dat de Duitse staat verstrekkende invloed op TenneT Duitsland wenste te verkrijgen. De Duitse staat heeft mij bevestigd dat ze ongeacht de financieringsvorm de door haar verlangde invloed wil verkrijgen. Daarnaast blijven, zoals hierboven aangegeven, de voorwaarden rondom continuïteit van de operatie en het behouden van de synergievoordelen leidend voor het kabinet.
In het geval dat de onderhandelingen succesvol worden afgerond, zal de Duitse staat overigens KfW mandateren de aandelen in TenneT Duitsland over te nemen. De Duitse staat is meerderheidsaandeelhouder van KfW. De aandeelhoudersbevoegdheden zullen door KfW worden uitgevoerd op basis van instructie van de Duitse staat. Dit is een gebruikelijke structuur in Duitsland.

Vraag 4

Hoe verhoudt een (gedeeltelijke) privatisering van TenneT zich tot het deelnemingenbeleid? Een netwerkbedrijf is toch bij uitstek een bedrijf dat volledig in publieke handen moet blijven? Het kabinet koerst er toch juist op meer grip op vitale sectoren, waarom is een (gedeeltelijke) privatisering van TenneT dan überhaupt beschikbaar?

Zoals in het antwoord op vraag 2 geschetst, heeft dit eventuele voornemen van de Duitse regering niets te maken met TenneT Nederland. Een (gedeeltelijke) privatisering van TenneT Nederland is niet aan de orde.

Vraag 5

Beseft u dat het verkopen van TenneT maar één keer kan, terwijl u nu 100 procent publiek aandeelhouder bent? Bent u bereid te garanderen dat als sprake is van verkoop TenneT volledig in publieke handen blijft? Zo nee, waarom werkt u er dan aan mee?

Zoals in vraag 2 en 4 geschetst zal TenneT Nederland ook na deze transactie 100% in publieke handen blijven. Voor de toekomst van TenneT Duitsland kan ik na een eventuele verkoop geen garanties geven. Ieder land gaat over zijn eigen beleid ten aanzien van energie-infrastructuur. Wel is het voor de overwegingen van het kabinet van belang dat de Duitse staat heeft laten weten dat zij in het mogelijke scenario met betrokkenheid van private investeerders de door haar gewenste invloed op TenneT Duitsland zal behouden.

Vraag 6

Waarom lijken zowel Nederland, met de verwijdering van de reservering van de kapitaalstorting bij de Voorjaarsnota, en Duitsland, met deze uitspraken, voor te sorteren op een succesvolle verkoop? Klopt het dat de onderhandelingen nog niet in een stadium zitten waarbij hier iets over gezegd kan worden? Zo nee, wanneer komt u met nadere informatie over de lopende gesprekken?

Het klopt dat de onderhandelingen nog niet in een stadium zijn waarin kan worden geconcludeerd dat deze zullen slagen. Het bod van de Duitse staat (incl. hun visie op de samenwerkingsafspraken) zal beoordeeld worden aan de hand van de drie genoemde voorwaarden in de Kamerbrief en – als daar aanleiding toe is – nogmaals worden afgewogen tegen de alternatieve scenario’s. Wij zullen uw Kamer voor de zomer informeren over de status van de onderhandelingen.

Vraag 7

Hangt u nog steeds het standpunt aan dat als er tot verkoop over wordt gegaan dit voor de best mogelijke prijs moet gebeuren? Hoe kwalificeert u de uitspraken van de Duitse Staatssecretaris waarin zorgen over het komen tot een deal minimaal lijken? Is een goede prijs daarmee überhaupt nog wel gegarandeerd?

Zoals uiteengezet in de Kamerbrief is het ontvangen van een overtuigende en marktconforme prijs een randvoorwaarde voor een succesvolle transactie. Ik zie geen relatie tussen het verkrijgen van een marktconforme prijs en de uitspraken van Staatssecretaris Kukies.

Vraag 8

Hoe beziet u de samenwerking van het Nederlandse deel van TenneT met het Duitse deel wanneer na verkoop allerhande private partijen zullen gaan deelnemen aan het net? Komen de synergievoordelen zo niet op de helling te staan?

Er wordt gewerkt aan een samenwerkingsovereenkomst tussen de twee toekomstige netbeheerders om zoveel als mogelijk de synergievoordelen te behouden. Inmiddels zijn 14 2GW platforms besteld voor Nederland en Duitsland met contracten die langjarig doorlopen. In feite behelst dit nu al de zeer intensieve samenwerking tussen TenneT Nederland en TenneT Duitsland. Het (toekomstig) eigendom van TenneT Duitsland speelt daarin geen rol. Daarnaast wordt gewerkt aan een Memorandum of Understanding met de Duitse staat dat ziet op de toekomstige samenwerking tussen de beide landen.

Vraag 9

Is de deelname van private partijen in het Duitse deel van het net een reden om verkoop ter heroverwegen? Zo nee, waarom niet?

Zie het antwoord op vraag 3.

Vraag 10

Bent u eveneens van mening dat de grote onzekerheid rondom de eigendomsstructuur van een losstaand TenneT Duitsland risico’s met zich meedraagt voor de energietransitie? Zo ja, hoe zou u die risico’s omschrijven? Zo nee, waarom niet?

Wij werken aan een Memorandum of Understanding met de Duitse staat dat ziet op de toekomstige samenwerking tussen de beide landen en tevens aan het samenwerkingsovereenkomst tussen het Nederlandse en Duitse deel van TenneT om zo de synergievoordelen met betrekking tot de energietransitie langjarig te borgen. Dat bij elkaar maakt dat de risico’s voor de energietransitie beperkt zijn.

Vraag 11

Kunt u aangeven of de andere delen van het Duitse hoogspanningsnet ook actief worden benaderd door Duitsland voor overname? Zo ja, hoe staat het met die gesprekken? Zo nee, waarom denkt u dat eerste een publieke partij wordt benaderd voor overname in plaats van een private partij zoals in andere delen van Duitsland gebruikelijker is?

KfW is reeds 20% aandeelhouder van 50 Hertz, een andere netbeheerder in Duitsland. Voor de rest kan ik hier geen uitspraken over doen, aangezien dit aangelegenheden betreft waar de Duitse regering over gaat.

Vraag 12

Bent u bereid deze vragen voor het aankomende tweeminutendebat te beantwoorden?

Ja.

Vraag 1

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

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

Vraag 2

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

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

Vraag 3

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

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

Vraag 4

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

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

Vraag 5

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

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

Vraag 6

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

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

Vraag 7

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

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

Vraag 8

Kunt u deze antwoorden los van elkaar beantwoorden?

Ja.