Vraag 1

Bent u bekend met het bericht dat «Nederland wil nog dit jaar van gas en kolen uit Rusland af»?1

Ja.

Vraag 2

Hoe apprecieert u het feit dat Duitsland al heeft bepaald om te stoppen met het importeren van Russische olie? Hoe verwacht Duitsland aan hun olievraag te voldoen? Hoe verwacht u dat deze beslissing effect heeft binnen de Europese oliemarkt? Zal de afhankelijkheid van Russische olie van andere EU-lidstaten toenemen?

Duitsland heeft aangegeven dezelfde ambities als Nederland te hebben waar het gaat om het stoppen met de import van Russische fossiele brandstoffen. Dat wordt ook gereflecteerd door het unaniem genomen besluit van de Raad van Ministers voor een zesde sanctiepakket om per 5 december 2022 de import van ruwe olie te stoppen, en twee maanden later de import van geraffineerde producten. Hoewel Duitsland formeel nog gebruik zou mogen maken van de olie die via de pijplijn binnenkomt, hebben ze onomwonden aangegeven dit niet te zullen doen. Daardoor zal te zijner tijd ca. 85% tot 90% van alle Russische olie buiten de EU gehouden worden.
Op dit moment is niet te overzien hoeveel vaten er per dag minder zullen worden afgenomen door het stoppen van de olie-import uit Rusland: dit ligt aan onder meer de productieverhogingen door de VS en OPEC-landen. Het blijft daarom belangrijk om in te zetten op het verminderen van het gebruik van olie vanuit welke bron dan ook.

Vraag 3

Kunt u, vooruitlopend op de door u aangevraagde studie aan de Europese Commissie over de effecten van een olie-embargo van Russische olie, gedetailleerder aangeven wat u verwacht dat de effecten zijn voor Nederland? Welke acties moet Nederland voorbereiden om de impact hiervan zoveel mogelijk te beperken?

In 2021 en ook het eerste kwartaal van 2022 kwam ruim 34% van de ruwe aardolie, die in Nederlandse raffinaderijen werd verwerkt, uit Rusland. Russische ruwe aardolie is van een middelzware kwaliteit en hiermee bij uitstek geschikt voor productie van diesel in de Nederlandse raffinaderijen, die zijn afgestemd op dit type Russische ruwe aardolie. Daarmee is Nederland netto exporteur van diesel. Dit is opmerkelijk, omdat de EU meer diesel importeert dan exporteert met een grote netto import van diesel (1,1Mb/d (Million barrels per day)). Ongeveer 0,6Mb/d olie die vanuit Rusland Nederland binnenkomt is bestemd voor doorvoer, waarvan 0,3Mb/d ruwe olie en 0,3Mb/d olieproducten.
Daarnaast kunnen er ook olieproducten die in Nederland geraffineerd zijn met Russische ruwe aardolie doorgevoerd worden naar ons achterland. Het is niet te zeggen hoeveel van deze doorvoer Russische ruwe olie of olieproducten bevat. Nederland heeft een belangrijke positie ten opzichte van internationale partners in het leveren van vloeibare brand- en grondstoffen. Rotterdam is de tweede bunkerbrandstofhaven ter wereld en Amsterdam is de grootste exporthaven van benzine ter wereld. Vele nationale en internationale afnemers vertrouwen op de diensten van deze en andere Nederlandse raffinaderijen, chemische bedrijven, opslagfaciliteiten en infrastructuur. Ook EU-landen zoals Duitsland zijn afhankelijk van de inzet van onze havens en infrastructuur.
Bovendien is olie overal in de onze economieën verweven en is een belangrijke grondstof voor veel sectoren: Het wegvallen van olie-import uit Rusland zal dus gevolgen hebben voor de Nederlandse economie. Ik analyseer momenteel hoe daartoe proactief mitigerende maatregelen kunnen worden genomen.

Vraag 4

Hoe gaat u voorkomen dat Russische olie door middel van blending (49% Russische olie, 51% andersoortige olie waardoor de olie niet meer het etiket «Rusland» heeft) alsnog op de Nederlandse markt terecht komt? Welke actoren zijn hier volgens u van belang om het gesprek mee aan te gaan?

Wat er met Russische aardolie wereldwijd gebeurd, is niet te traceren. Landen die geen sancties kennen tegen Russische olie, kunnen dit blijven importeren, verwerken en verhandelen. De oliemarkt is een mondiale markt en derhalve zeer lastig tot onmogelijk te controleren.
Nederland blijft zich evenwel inzetten voor het opnemen, in volgende sanctiepakketten, van bepalingen die dit probleem adresseren.

Vraag 5

In hoeverre doen olie-importeurs in Nederland momenteel aan self sanctioning met betrekking tot Russische olie? Welk percentage van de Nederlandse oliemarkt gaat het dan om?

Het kabinet heeft in de Kamerbrief van 22 april jl. (Kamerstuk 29 023, nr. 302) aangegeven zo snel mogelijk onafhankelijk te willen zijn van Russische energie, waaronder olie en gas en heeft het bedrijfsleven opgeroepen ook zo snel mogelijk over te schakelen op andere leveranciers dan Rusland. Er is helaas geen inzicht te geven in de contracten. Deze hebben een looptijd die dient te worden nageleefd. Bij afloop kan afname worden gestopt. Het is bekend dat een aantal bedrijven aan self sanctioning doen, andere nog niet.

Vraag 6

Olie uit pijpleidingen, maar ook gas uit pijpleidingen, is goedkoper dan olie- en gastransport via schip. Welke mogelijkheden ziet u op Nederlands, maar ook op Europees, niveau om de markt ook na de Oekraïne-oorlog en een eventuele afname van self sanctioning, van goedkope Russische olie en gas af te houden?

Verdere diversificatie van leveranciers en het versnellen van de energietransitie helpen om van goedkope Russische olie en gas af te stappen. Daarnaast is verdere verduurzaming en daarmee besparing belangrijk zodat we überhaupt minder olie en gas nodig hebben.

Vraag 7

Hoe ziet u hierbij specifiek de optie voor een verhoogd importtarief van olie en gas uit Rusland? Wat zijn de voordelen als dit Europees wordt opgepakt? En andersom, welke nadelen zijn er als dit alleen door Nederland wordt opgepakt?

De optie van een importtarief is meermaals op Europees niveau de revue gepasseerd. Er is echter, conform de Nederlandse inzet, voor gekozen om vooral in te zetten op een algeheel verbod op Europees niveau. Ondanks enkele uitzonderingen zal ca. 85 tot 90 procent van de Russische olie gesanctioneerd zijn, en dus niet meer de EU-markt op komen. In de komende periode zet Nederland erop in om te zorgen dat het verbod zo strak mogelijk gehandhaafd wordt, onder meer door actief in de gaten te houden dat er geen doorverkoop plaatsvindt van olie die onder buisleidingen nog binnenkomt.

Vraag 8

Zou u de verwachte effecten van een verhoogd importtarief voor olie en gas uit Rusland kunnen toelichten? Hoe hoog zou een dergelijk importtarief moeten zijn om effect te hebben? Hoeveel extra inkomsten zou dat opleveren? Bent u bereid om hier op Europees niveau ook voor te pleiten?

Zie antwoord vraag 7.

Vraag 9

Hoe apprecieert u het feit dat u Nederland als doel oplegt om ongeveer 6 miljard kuub gas te vervangen (gelijk aan het aandeel Russisch gas in de Nederlandse gasmix), terwijl we in een Europese gasmarkt zitten en alle door Nederland genomen maatregelen, zoals de LNG-tanker in de Eemshaven, voor de Europese gasmarkt ingezet kunnen worden? Geeft u daarmee ook impliciet aan dat u vindt dat alle andere landen maatregelen moeten nemen om voor gasvervanging gelijk aan hun aandeel Russisch gas in hun gasmix moeten komen? Heeft u ook overwogen, gezien de rol van Nederland als doorvoerland en de genomen maatregelen, het doel hoger dan 6 miljard kuub te laten zijn? Waarom wel, of waarom niet?

Ik zet me op dit moment in om een zo groot mogelijk deel van het statistisch aandeel2 Russisch aardgas dat we in Nederland verbruiken te besparen en vervangen. Dit is toegelicht in de Kamerbrieven van 22 april jl. en 20 juni jl. (Kamerstuk 29 023, nr. 302 en Kamerstuk 29 023, nr. 312) en meest recent ook in de Kamerbrief van 21 juli jl. (Kamerstuk 29 023, nr. 337). De op 20 juni jl. door mij aangekondigde maatregelen, zoals het opheffen van de productiebeperkingen van kolencentrales en een mogelijke tijdelijke besparingstender zullen voor een verdere reductie van de gasvraag in Nederland zorgen. In Nederland zorgt dat er voor dat we ons statistisch deel van het Russische gasverbruik relatief snel kunnen vervangen of besparen.
Andere EU-lidstaten, zoals Italië en Duitsland, zijn voor een veel groter deel afhankelijk van Russisch gas en kunnen daardoor niet alles vervangen of besparen op korte termijn. Ik ga er van uit dat andere EU-landen er ook het maximale aan zullen doen om zo veel mogelijk aardgas te besparen of vervangen. Hiervoor is relevant dat de Europese Commissie (EC) op 20 juli jl. haar communicatie «Save gas for a safe winter» uitgebracht. Met deze communicatie wil de EC bereiken dat de lidstaten de maatregelen die zij in aanloop naar de komende winter nemen om de gasvoorziening zo onverstoord mogelijk te laten doorgaan versneld uitvoeren en ook beter onderling afstemmen. Daarbij wijst de EC ook op de noodzaak van extra energiebesparing, het verminderen van het gasverbruik voor verwarming en verkoeling, de mogelijkheden van brandstofomschakeling en marktgebaseerde maatregelen om het gasverbruik door de industrie te verminderen. Voor dit laatste presenteert de EC haar European Gas Demand Reduction Plan. Voor de verdere implementatie hiervan heeft de EC, als onderdeel van haar communicatie, een verordening voorgesteld met daarin een vrijwillig gasbesparingsdoel van 15% voor alle lidstaten. Deze voorstellen zijn besproken tijdens de extra Energieraad op 26 juli jl. waar hierover een akkoord is bereikt. Uw Kamer wordt over de uitkomst van deze Energieraad geïnformeerd.

Vraag 10

Hoe apprecieert u daarbij het feit dat door uw omzetting van de gasopslag van Grijpskerk van hoogcalorisch gas naar laagcalorisch gas, de gasopslag Grijpskerk eigenlijk maar met ongeveer 1 miljard kuub gevuld kan worden (zoals aangegeven in het GTS-advies van 14 maart, voetnoot 5)? Hoe verhoudt dat zich tot uw uitspraak in de kamerbrief van 22 april dat Grijpskerk «volledig» wordt gevuld?

De gasopslag Grijpskerk is nodig om sluiting van het Groningenveld mogelijk te maken, zoals ook aangegeven door de Staatssecretaris van Economische Zaken en Klimaat (Kamerstuk 33 529, nr. 996). Om sluiting van het Groningenveld in 2023 binnen bereik te houden wordt de opslag de komende periode voor 100% gevuld met laagcalorisch gas. In totaal gaat het dan om 2,4 miljard Nm3. Vanwege de omzetting van Grijpskerk van hoog- naar laagcalorisch gas is ca. 1 miljard Nm3 direct inzetbaar als laagcalorisch gas. Het dan nog resterende gas is een mengsel van hoog- en laagcalorisch gas dat na bijmenging van stikstof inzetbaar is mits voldoende capaciteit beschikbaar is bij stikstofinstallaties en het gas ook daarnaartoe getransporteerd kan worden. De beschikbare capaciteit om stikstof bij te mengen wordt vergroot met de bouw van een nieuwe stikstofinstallatie in Zuidbroek. Daarnaast bekijk ik momenteel de opties om te garanderen dat er voldoende transportcapaciteit beschikbaar is om het resterende gas uit de gasopslag Grijpskerk naar de stikstofinstallaties te kunnen transporteren. Ik zal uw Kamer hierover informeren bij de besluitvorming over de gaswinning uit het Groningenveld voor het gasjaar 2022–2023.

Vraag 11

Hoe apprecieert u het vullen van Grijpskerk met laagcalorisch gas in relatie tot de vulling van de hoogcalorische gasopslag Bergermeer? Zou Bergermeer niet met meer gas (80% i.p.v. 70%) gevuld moeten worden om de leveringszekerheid voor hoogcalorisch gas op orde te houden? Zou dat niet meer recht doen aan het feit dat Bergermeer ook aan het einde de afgelopen winter al vrijwel leeg was?

In de brieven van 20 juni en 5 juli jl. (Kamerstuk 29 023, nr. 312 en Kamerstuk 33 529, nr. 1056) heb ik aangegeven dat ik mij er op richt om de gasopslagen te vullen boven de Europese streefdoelen. De moties Kops en Erkens/Kröger (Kamerstuk 29 023, nrs. 313 en 317) roepen mij daartoe ook op.
In de brief van 5 juli jl. ben ik specifiek ingegaan op de maatregelen die zijn en worden genomen om de gasopslag Bergermeer te vullen. In de brief van 21 juli jl. heb ik aangegeven dat in gesprek met EBN om meer dan het eerder aangegeven maximum van 11 TWh te laten vullen en dat ik onderzoek welke mogelijkheden er zijn om de gasopslag Norg verder te vullen met geconverteerd hoogcalorisch gas.
Overigens geldt dat in Nederland historisch gezien altijd de nadruk heeft gelegen op het vullen van de opslagen voor laagcalorisch gas omdat dat het gas is dat wordt gebruikt door vrijwel alle huishoudens en elders in de gebouwde omgeving zoals op de meeste bedrijventerreinen. Juist dat gasgebruik wordt gekenmerkt door een lage vraag in de zomer en een hoge vraag in de winter. Met gasopslagen wordt daarin voorzien. Het huidige gebruik van hoogcalorisch gas kent een dergelijk fluctuatie veel minder.

Vraag 12

Hoe verhouden de kosten van het afschakelen van de eerste gasverbruikers onder het Bescherm- en Herstelplan Gas zich tot het vullen van de gasopslag Bergermeer met 80% in plaats van 70%? Met andere woorden, als we de gashoeveelheid die het verschil is tussen de vulling van 70% en 80% van de gasopslag vergelijken met de hoeveelheid gasverbruikers die afgeschakeld moeten worden om een soortgelijke hoeveelheid gas te besparen, hoeveel compensatie zou dan aan deze bedrijven gegeven moeten worden? En wat zouden daar de maatschappelijke gevolgen verder van zijn, voor bijvoorbeeld het vestigingsklimaat, hoeveelheid werknemers dat thuis komt te zitten en andere gevolgen?

Dit is niet op voorhand uit te rekenen. Dit hangt af van de subsidiebehoefte die er is voor het vullen van de gasopslag Bergermeer. En in hoeverre bedrijven eventueel zouden moeten afschakelen in het geval van een fysiek gastekort. De vulgraden zijn niet de enige factor die bepaalt hoe groot de kans is dat in het kader van het Bescherm- en Herstelplan Gas bedrijven moeten afschakelen. Zoals in de brief van 21 juli jl. is toegelicht, heeft GTS berekend dat er komende winter in Nederland geen gastekort hoeft op te treden, mits voldaan wordt aan een aantal randvoorwaarden. Hierbij speelt bijvoorbeeld de aanvoer van LNG en de toevoer via pijpleidingen uit andere landen een belangrijke rol. Ik neem naast het stimuleren van het vullen van de gasopslagen meer maatregelen die er voor moeten zorgen dat de kans dat we Nederlandse bedrijven moeten afschakelen zo klein mogelijk is, zoals maatregelen op gebied van energiebesparing en het uitbreiden van de LNG importcapaciteit in de Eemshaven en Rotterdam. Daarnaast heeft het kabinet, tegelijk met het afkondigen van de vroegtijdige waarschuwing als bedoeld in het Bescherm- en Herstelplan Gas, op 20 juni jl. enkele maatregelen aangekondigd waarmee wordt beoogd te voorkomen dat we op een later moment in een noodsituatie terecht komen en verregaande maatregelen moeten nemen.

Vraag 13

Deel u de mening dat de toepassing van het Bescherm- en Herstelplan Gas tot forse negatieve gevolgen zou leiden en dat het daarom koste wat het kost voorkomen moet worden? Bent u bereid om in gesprek te gaan met relevante partijen over de bereidheid van de sector om zelf ook bij te dragen aan een hogere vulgraad, van bijvoorbeeld 80%?

Het Bescherm- en Herstelplan Gas voorziet voor de drie door de verordening gasleveringszekerheid geïdentificeerde niveaus van gascrisis in maatregelen ter bestrijding daarvan. Gedurende de eerste twee niveaus is het aan de markt om deze maatregelen met behulp van marktgebaseerde maatregelen te bestrijden. Pas als het derde en hoogste niveau van gascrisis wordt afgekondigd is het aan de overheid om een noodsituatie met behulp van niet-marktgebaseerde maatregelen te bestrijden. Deze maatregelen die in het Bescherm- en Herstelplan gas zijn opgenomen lopen voorts op in mate waarin zij ingrijpen, waarbij eerst wordt voorzien in vrijwillige maatregelen en daarna pas in dwingende. De opvatting dat maatregelen uit het Bescherm- en Herstelplan Gas leiden tot forse negatieve gevolgen deel ik waar het gaat om enkele specifieke niet-marktgebaseerde maatregelen uit het Bescherm- en Herstelplan met een dwingend karakter, zoals het afsluiten van afnemers.
Om te voorkomen dat we in een noodsituatie terechtkomen en genoodzaakt zijn dergelijke ingrijpende maatregelen te treffen heb ik bij het afkondigen van de vroegtijdige waarschuwing op 20 juni jl. enkele maatregelen aangekondigd waarmee wordt beoogd het gasverbruik terug te dringen. In de brief van 21 juli jl. ben ik hier nader op ingegaan.

Vraag 14

U geeft ook aan in uw recente Kamerbrief dat er een kans aanwezig is dat Rusland zelf besluit om op korte termijn te stoppen met gasleveringen. Hoe groot schat u de kans in dat dat gebeurt? Is Nederland voorbereid op een dergelijke abrupte stop? Heeft u dat scenario en bijbehorende acties klaarliggen?

Het is heel moeilijk te voorspellen of en wanneer dit zou kunnen gebeuren. De mate waarin een fysiek gastekort ontstaat is afhankelijk van aan welke EU-landen Rusland zou stoppen met leveren, of het gaat om een volledige afsluiting of een gedeeltelijke en in hoeverre de getroffen landen hun gasverbruik kunnen beperken (door onder andere het (gedeeltelijk) afschakelen van hun industrie). In de brief van 21 juli jl. heb ik u geïnformeerd over de ontwikkelingen in de gastoevoer via de Nord Stream I gasleiding naar Europa. Ik ben daarbij ook ingegaan op de bevindingen van GTS voor het scenario dat er een jaar lang geen Russisch gas zou kunnen worden geïmporteerd. GTS verwacht aankomende winter geen fysiek tekort, mits wordt voldaan aan een aantal randvoorwaarden. In het geval er desondanks in Nederland een fysiek tekort is zijn we hierop voorbereid met het Bescherm- en Herstelplan Gas. Gezien de ontwikkelingen in andere Europese landen heeft het kabinet op 20 juni jl. besloten de eerste fase van het Bescherm- en Herstelplan gas af te kondigen (vroegtijdige waarschuwing)3.

Vraag 15

Bent u ook al scenario’s aan het uitwerken voor de winter van ’23/’24? Welke lessen trekt u hierbij uit de afgelopen winter? Welke acties zou u dit jaar al moeten nemen om de leveringszekerheid van gas voor de winter van ’23/’24 al beter te borgen?

Ik richt me op dit moment met name op de winter ’22 -’23 voor het nemen van maatregelen, zoals het stimuleren van het vullen van de gasopslag Bergermeer en het fors verhogen van de LNG-importcapaciteit. Daarnaast zal ik u zoals eerder toegezegd nader informeren over de scenario’s voor komende winter, inclusief de maatschappelijke gevolgen. Er wordt uiteraard ook nagedacht over de volgende winters, hoewel het moeilijk te voorspellen is wat de situatie dan zal zijn op de gasmarkt. Dat neemt niet weg dat ik versneld maatregelen neem die ons gasverbruik structureel moeten terugdringen. Ik verwijs hiervoor onder meer naar mijn recente Kamerbrief van 20 juni jl.4

Vraag 16

Bent u bereid om voor zowel de komende winter als de daaropvolgende winter nogmaals adviezen uit te vragen bij partijen als Gasunie Transport Services (GTS) en Energie Beheer Nederland (EBN) voor additionele suggesties voor het versterken van de leveringszekerheid de komende periode?

Met GTS is er vanuit mijn ministerie dagelijks contact over de stand van zaken op gebied van leveringszekerheid. Daarnaast heeft GTS een rol als wettelijk adviseur voor de leveringszekerheid op grond van de Gaswet. In die hoedanigheid heeft GTS alleen al dit jaar al meermaals adviezen uitgebracht op gebied van leveringszekerheid, die ook met uw Kamer zijn gedeeld. Waar nodig vraag ik aan GTS aanvullende adviezen uit. Ook met Energie Beheer Nederland, een staatdeelneming waarvan het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat de aandeelhouder is, is er nauw contact. Op structurele basis maar ook gericht in het kader van specifieke maatregelen voor het borgen van de leveringszekerheid, zoals het vullen van gasopslag Bergermeer (zie de brief van 5 juli jl., Kamerstuk 33 529, nr. 1056). Ook spreek ik regelmatig met een breed scala aan partijen over het borgen van de leveringszekerheid gas. Zo vindt er bijvoorbeeld in augustus een expertsessie plaats met de bewindspersonen over dit onderwerp.

Vraag 17

Bent u bereid deze vragen te beantwoorden uiterlijk dinsdag 10 mei?

Deze vragen zijn zo spoedig mogelijk beantwoord.

Vraag 1

Welke financiële regelingen worden er momenteel gebruikt voor de bouw van nieuwe kerncentrales in Europa? Welke regelingen lijken goed te werken? Wat leidt tot forse kostenoverschrijdingen?

Er worden momenteel in Europa verschillende financiële instrumenten, en soms in combinatie, toegepast voor de bouw van centrales: Contract for Difference (CfD), Power Purchase Agreement (PPA) en het Mankala-model. Volledige private financiering is in het verleden ook toegepast.
Daarnaast zijn er ook nog enkele financiële regelingen die op dit moment door landen in Europa worden onderzocht als mogelijke financieringsmodellen voor kerncentrales, zoals verschillende varianten van het Regulated Asset Based (RAB)-model. Verder zijn er in Europa ook nog centrales die volledig privaat of publiek gefinancierd zijn. Enkele van deze financiële instrumenten worden in de beantwoording van onderstaande vragen verder besproken. Al deze financieringsmodellen worden op dit moment onderzocht, onder andere via de studie naar de rol van kernenergie in de toekomstige energiemix van Nederland.
Hiernaast worden er ambtelijke werkbezoeken belegd naar een aantal Europese landen die ook met de ontwikkeling van nieuwe kerncentrales bezig zijn, namelijk Frankrijk, Verenigd Koninkrijk, Finland, Polen en Tsjechië. Hier wordt waardevolle kennis en ervaringen over de financieringsmodellen vergaard om betrokken te worden bij de Nederlandse afwegingen.
Ik verwacht de Kamer in het najaar meer inzicht te geven over welke regelingen goed werken in het buitenland en in hoeverre deze toepasbaar zijn op de Nederlandse situatie. Kostenoverschrijdingen hangen af van veel elementen en zijn daarom niet per definitie toe te schrijven aan specifieke regelingen. De elementen van kostenoverschrijdingen zullen we wel zoveel mogelijk in kaart brengen.

Vraag 2

Is het voordelig om voor te bouwen kerncentrales in Nederland aan te sluiten bij financiële modellen die al gebruikt worden in Europa? Zo ja, waarom en bent u bereid om in contact te treden met lidstaten die daarmee ervaring hebben opgedaan? Zo nee, waarom niet?

Zie antwoord vraag 1.

Vraag 3

Hoe ziet u de rol van een Nederlandse staatsdeelneming bij de bouw van nieuwe kerncentrales? Wat zijn de voor- en nadelen?

Het aangaan van een nieuwe staatsdeelneming – waarmee de staat risicodragend participeert in ondernemingen – is een zeer vergaande vorm van overheidsinterventie. Met deelname in bedrijven wordt terughoudend omgegaan, alleen in bijzondere gevallen wordt dit instrument ingezet. Een staatsdeelneming kan worden overwogen als wet- en regelgeving en eventuele andere (publiekrechtelijke) instrumenten niet toereikend zijn, voor het borgen van de publieke belangen. In dergelijke situaties wordt gesproken over moeilijk contracteerbare publieke belangen. Voordeel van het aandeelhouderschap is dat de staat met de aan het aandeelhouderschap verbonden zeggenschap invloed kan uitoefenen op de koers van ondernemingen. Daar staat tegenover dat de staat met publiek geld ook meedeelt in de (bedrijfs) risico’s. Een nadere weging van voor- en nadelen van het aangaan van een deelneming door de staat is pas opportuun als geconstateerd wordt dat andere instrumenten niet toereikend zijn om de publieke belangen te borgen.
Op dit moment is elektriciteitsproductie in Nederland privaat belegd, alleen het landelijk transport is belegd bij een staatsdeelneming. Verder is wettelijk bepaald dat zeggenschap over transport en productie niet in één hand mogen liggen.

Vraag 4

Ziet u hierbij een rol voor een nieuw op te richten staatsdeelneming? Of zou een bestaande staatsdeelneming die rol op zich kunnen nemen? Wat zijn de voor- en nadelen?

Ik zie bij voorbaat geen deelnemingen waarvoor het participeren in een kerncentrale voor de hand ligt. Mocht een bestaande deelneming een dergelijke activiteit overwegen, dan vergt een dergelijk besluit goedkeuring van de aandeelhouder. Mocht het interessant blijken om een dergelijke staatsdeelneming (reeds bestaand dan wel nieuw) te gebruiken, dan zullen we dit het komende jaar verder onderzoeken.

Vraag 5

Welk proces moet doorlopen worden mocht de regering ervoor kiezen een nieuwe staatsdeelneming op te zetten? Hoelang zou dat duren?

Zoals nader toegelicht in beantwoording van de vragen 3 en 4 dient eerst te worden gewogen of er sprake is van publieke belangen waarbij wet- en regelgeving en overige (publiekrechtelijke) instrumenten niet volstaan. Alleen als dat het geval is kan een staatsdeelneming worden overwogen. Hierbij dient ook te worden gewogen of een dergelijk ingrijpende interventie doeltreffend, doelmatig en proportioneel is.
Naast deze inhoudelijke beoordeling, zal er ook een proces met het parlement doorlopen dienen te worden. Op het aangaan of afstoten van een deelneming is het budgetrecht en het informatierecht van de Tweede Kamer van toepassing. De Comptabiliteitswet 2021 schrijft voor dat de staat bij privaatrechtelijke rechtshandelingen (waaronder het aangaan van een deelneming) de zogenoemde voorhangprocedure moet volgen. Behoudens enkele uitzonderingen mag het kabinet deze handelingen pas dertig dagen nadat het voornemen aan de Eerste en Tweede Kamer is gemeld uitvoeren.
Op voorhand kan geen exacte tijd voor het doorlopen van het inhoudelijke afwegingsproces en het proces met uw Kamer worden vastgesteld. In de praktijk zal dat naar verwachting minimaal enkele maanden duren.

Vraag 6

Hoe apprecieert u de SDE++-regeling als instrument voor het scheppen van de financiële randvoorwaarden voor de bouw van nieuwe kerncentrales? Wat zijn de voor- en nadelen van het gebruik van de SDE++? Voorziet u hierbij problemen met het feit dat de SDE++ zorgt voor financiering achteraf en niet vooraf, aangezien het leeuwendeel van de kosten voor kerncentrales aan de voorkant zit?

De SDE++ als instrument is onderdeel van onze huidige onderzoeken naar de meest geprefereerde financieringsconstructie. Daaruit moet nog blijken of de SDE++ een aantrekkelijke optie is voor de bouw van kerncentrales. Wel is het zo dat de huidige SDE++-regeling voor een kortere periode geldt dan kerncentrales nodig zouden hebben en dat de regeling meer generiek is opgezet wat niet aansluit bij de specifieke bouw van twee kerncentrales.

Vraag 7

Hoe apprecieert u het gebruik maken van het Contracts for Difference-model voor het scheppen van de financiële randvoorwaarden voor de bouw van nieuwe kerncentrales? Wat zijn de voor- en nadelen van het gebruik van de CfD’s?

Het Contract for Difference-model is een model dat wordt toegepast om marktprijszekerheid te bieden. Dit model richt zich dus alleen op het risico van een onvoorspelbare marktprijs en regelt verder niet expliciet de verdeling van overige risico’s waaronder bouwrisico’s. Marktpartijen hebben in de marktconsultatie van KPMG uit 2021 aangegeven dat bij het kiezen voor dit financieringsmodel veelal aanvullende garanties zullen worden gevraagd van de overheid.
De voor- en nadelen van dit model en dus ook de mogelijkheid om deze binnen de Nederlandse context toe te passen worden in beeld gebracht. Hiervoor vormen onder andere de studie naar de rol van kernenergie in de toekomstige energiemix van Nederland en de internationale werkbezoeken belangrijke input.

Vraag 8

Hoe apprecieert u het gebruik maken van het Regulated Asset Based-model voor het scheppen van de financiële randvoorwaarden voor de bouw van nieuwe kerncentrales? Wat zijn de voor- en nadelen van het gebruik van de RAB? Bent u bekend met de recente ervaringen van de Britse overheid op dit gebied? Hoe apprecieert u die ervaringen?

Het Regulated Asset Base (RAB)-model is een financieringsvorm die het bouwrisico verdeelt tussen de ontwikkelaar en de partij(en) die de RAB-vergoeding betalen (bijvoorbeeld de overheid en/of eindverbruiker). De ontwikkelaar ontvangt tijdens de bouw namelijk al een vergoeding (via vooraf vastgestelde tarieven) voor diensten die pas na oplevering van het project worden geleverd.
Het is eerder in het Verenigd Koninkrijk toegepast bij grote infrastructuurprojecten maar nog niet eerder voor de bouw van een kerncentrale. De Britse overheid is wel van plan het RAB-financieringsmodel in de wet, de zogenaamde «Nuclear Energy (Financing) Bill», te verankeren en toe te passen voor de bouw van de nieuwe kerncentrale Sizewell C (3.200 MW).
De voor- en nadelen van dit model en dus ook de mogelijkheid om deze binnen de Nederlandse context toe te passen worden op dit moment onder andere onderzocht via de studie naar de rol van kernenergie in de toekomstige energiemix van Nederland en het internationale werkbezoek aan het Verenigd Koninkrijk.

Vraag 9

Hoe apprecieert u het Mankala-model dat in Finland is toegepast? Wat zijn de voor- en nadelen? Bent u bekend met de Finse ervaringen op dit gebied? Hoe apprecieert u die ervaringen?

Het Mankala-model is een coöperatief kostprijsmodel waarbij de investering, en mogelijk de risico’s, door een groot aantal private partijen wordt gedragen die ook de directe afnemers zijn van de geproduceerde elektriciteit. Het model wordt tot nog toe alleen in de Finse context toegepast.
Zoals eerder geschetst is het Mankala-model één van de financieringsconstructies die op dit moment via de eerder genoemde onderzoeken wordt onderzocht. Daarnaast zal dit model extra aandacht krijgen tijdens het werkbezoek aan Finland. Hierna hoop ik dit model beter te kunnen wegen voor de Nederlandse situatie.

Vraag 10

Ziet u ook mogelijkheden voor Nederlandse burgers om (kleinschalig) mee te investeren in de nieuwe kerncentrales? Zijn er voorbeelden in andere landen? Of andere energiebronnen waarbij deze mogelijkheid bestaat?

Er zijn voor zover bekend bij mij geen voorbeelden bekend van burgerparticipaties in kerncentrales. Het klinkt daarom niet aannemelijk, maar op dit moment zijn we alle opties aan het onderzoeken. Burgers kunnen op dit moment al wel individueel of collectief investeren in andere energiebronnen als zon- en windenergie en geothermie.

Vraag 11

Ziet u nog andere financiële modellen die mogelijk gebruikt kunnen worden voor de bouw van nieuwe kerncentrales, zoals enkel een CAPEX-financiering? Wat zijn de voor- en nadelen van deze financiële modellen?

CAPEX-financiering zou inhouden dat de bouw van de nieuw te bouwen kerncentrales volledig gefinancierd zou worden door de overheid. Aangezien alle financieringsmodellen in de onderzoeken die we op dit moment doen worden meegenomen, zal ook deze optie gewogen worden.

Vraag 12

Hoe kijkt u naar een combinatie van bovenstaande financiële modellen, bijvoorbeeld een combinatie van financiering aan de voorkant (via bijvoorbeeld RAB) als ook CfD’s de eerste jaren na opening?

Dit is een mogelijkheid die ik verder zal onderzoeken.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Chinese bedrijven azen op het Europese stroomnet»?1

Ja.

Vraag 2

Andere landen zijn al terughoudend met het toelaten van Chinese investeringen in het elektriciteitsnet, wat is hierop het huidige Nederlandse beleid? Kunt u inzichtelijk maken hoe sterk Chinese bedrijven in onze energievoorziening en vitale infrastructuur zijn verweven?

Nederland en de Europese Unie (EU) hebben bij uitstek een open investeringsklimaat. Dit vormt de hoeksteen voor onze maatschappij en economie en is een belangrijke randvoorwaarde voor ons verdienvermogen en innovatiekracht. Desalniettemin is het kabinet zich zeer bewust van eventuele risico’s voor de nationale veiligheid. De AIVD benoemde in haar jaarverslag van 2020 dat China met forse investeringen in technologie mogelijk afhankelijkheden creëert. MIVD wees daarbij op de mogelijkheid dat China deze investeringen als pressiemiddel kan gebruiken.
De Wet Veiligheidstoets Investeringen, Fusies en Overnames (Vifo) voorziet met een toets op verwervingsactiviteiten in een mogelijkheid om risico’s voor de nationale veiligheid te mitigeren. Dit betekent dat investeringen bij vitale aanbieders en ondernemingen die beschikken over sensitieve technologie in bepaalde bedrijven worden getoetst, waarna eventueel mitigerende maatregelen kunnen worden opgelegd. In het uiterste geval kunnen investeringen worden geblokkeerd. Deze wet is recent in uw Kamer behandeld. Vitale aanbieders die onder een bestaande sectorale toets vallen, vallen buiten de reikwijdte van de Wet Vifo. De sectorale toetsen zien op elektriciteitscentrales van 250 MW of meer, op LNG-installaties en -bedrijven. Gezien de ontwikkelingen in de energiesector (energietransitie, Groningen) zijn er een aantal energie-gerelateerde processen meegenomen in de Vifo. Dat zijn aanbieders van warmtetransport, gasopslag, kernenergie en winbare energie.
Wat betreft eventuele investeringen in het elektriciteitsnet stelt de Elektriciteitswet 1998 dat netbeheerders volledig in publiek eigendom dienen te zijn zodat van beïnvloeding via een aandeelhouderschap geen sprake kan zijn.

Vraag 3

Deelt u de zorgen over de toenemende interesse en activiteiten van Chinese bedrijven in het Nederlandse en Europese elektriciteitsnetwerk? Zo ja, hoe bent u voornemens deze zorgen weg te nemen?

Het kabinet deelt de zorgen ten aanzien van ongewenste inmenging van statelijke actoren in vitale sectoren. Zoals ook gesteld in het Dreigingsbeeld Statelijke Actoren (DBSA) kunnen vitale processen doelwit zijn van voorbereidingshandelingen voor of daadwerkelijke (digitale) verstoring of sabotage. Voor de Nederlandse situatie geldt het volgende. Alle netbeheerders hebben op grond van de Elektriciteitswet 1998 de verplichting de veiligheid en betrouwbaarheid van de netten en het transport van elektriciteit over de netten op de meest doelmatige wijze te waarborgen. Daarnaast geldt de verplichting de netten te beschermen tegen invloeden van buitenaf. Dit is een wettelijke taak van netbeheerders.
Naast de hierboven genoemde instrumenten m.b.t. investeringen kunnen ook risico’s optreden bij de inkoop van producten en diensten. Netbeheerders hebben daar ook de mogelijkheid om risico’s te beheersen. Netbeheerders zijn hierbij gebonden aan de Aanbestedingswet 2012 en Europese regelgeving daaromtrent. In algemene zin biedt dit wettelijk kader de mogelijkheid om bij aanbestedingen specifieke (veiligheids)eisen als voorwaarden te stellen aan de (mogelijke) opdrachtnemer. Hier kan op worden gecontroleerd tijdens het aanbestedingsproces en gedurende de looptijd van het contract. Verder mag een netbeheerder als speciaal sectorbedrijf bijvoorbeeld eisen dat minimaal 50 procent van de waarde van de dienst of product uit de EU komt. Ook mogen partijen uit landen die geen onderdeel zijn van de Government Procurement Act (GPA) worden uitgesloten. Voor zover bovenbedoelde wetgeving geen grondslag biedt om bepaalde leveranciers uit te sluiten dan kan en mag de aanbesteder dat in principe niet doen. In uitzonderlijke specifieke gevallen kan de rijksoverheid, indien risico’s voor de nationale veiligheid hiertoe noodzaken, met de aanbieder samenwerken om op casus niveau de risico’s voor de nationale veiligheid, waaronder de bescherming van vitale infrastructuur valt, zo goed mogelijk te beheersen.
In de nieuwe Energiewet die binnenkort ter advisering aan de Raad van State zal worden aangeboden, worden er extra mogelijkheden gecreëerd zoals het kunnen toepassen van de Aanbestedingswet op Defensie- en Veiligheidsgebied (ADV).
De ADV heeft voorrang op de Aanbestedingswet (Aw) 2012 voor opdrachten die onder het toepassingsbereik van de ADV vallen. De ADV biedt meer mogelijkheden voor het nemen van risico mitigerende maatregelen dan de Aw 2012 in geval van risico’s voor de nationale veiligheid en de bescherming van vitale processen in het bijzonder. Om binnen de reikwijdte van de ADV te vallen moeten opdrachten bij vitale aanbieders op gerubriceerde gegevens betrekking hebben, gerubriceerde gegevens noodzakelijk maken, of zelf gerubriceerde gegevens bevatten of betrekking hebben op als gevoelig aangewezen processen. Uit de Europese definities blijkt dat rubricering en een aanwijzing van gevoelige processen een wettelijke of bestuursrechtelijke grondslag dan wel bindende aanwijzing vanwege het Rijk vereisen. Deze grondslag met onderliggende AMvB wordt gecreëerd in de nieuwe Energiewet.

Vraag 4

In hoeverre voorkomt de sectorspecifieke veiligheidstoets die is ingebed in de Elektriciteitsnet 1998 al op voldoende wijze onwenselijke inmenging in ons energie- en elektriciteitsnetwerk?

De genoemde veiligheidstoets ziet op eigenaren van productie-installaties van elektriciteit en dus niet op netbeheerders. De investeringstoets in artikel 86f in de Elektriciteitswet en artikel 66e Gaswet maakt het mogelijk om een wijziging in zeggenschap bij productie-installaties, van tenminste 250 MW, te toetsen op overwegingen van openbare veiligheid, voorzieningszekerheid of leveringszekerheid voor Nederland en eventueel te blokkeren.
Voor netbeheerders geldt het privatiseringsverbod en zal het eigendom altijd in handen van publieke aandeelhouders liggen. De Elektriciteitswet 1998 verplicht alle netbeheerders de veiligheid en betrouwbaarheid van de netten en het transport van elektriciteit over de netten op de meest doelmatige wijze te waarborgen. Daarnaast geldt de verplichting de netten te beschermen tegen invloeden van buitenaf en het veiligheidsbeleid daarop vorm te geven. Dit is een wettelijke taak van netbeheerders.
Voor vitale aanbieders die buiten bestaande sectorale veiligheidstoetsen vallen is er de wet Vifo. Gezien de ontwikkelingen in de energiesector zijn er een aantal energie-gerelateerde processen meegenomen in de deze wet. Dat zijn aanbieders van warmtetransport, gasopslag, kernenergie en winbare energie.

Vraag 5

Hoe gaat u onze onafhankelijkheid op elk onderdeel van ons energiesysteem bewaken? Hoe wordt hierbij ook onze leveringszekerheid gewaarborgd?

Uitgaande van de wettelijke verplichting van het borgen van de leveringszekerheid dienen netbeheerders veiligheidsmaatregelen te nemen op het elektriciteitsnet. Deze maatregelen zijn, zoals vermeld gericht op het tegenhouden van ongewenste inmenging dan wel beïnvloeding van de infrastructuur.

Vraag 6

Welke mogelijkheden ziet u om onwenselijke verwevenheid van buitenlandse/niet-Europese bedrijven in ons energiesysteem af te weren?

Zoals aangegeven in de beantwoording van vraag 2 en 3, kan met het oog op de bescherming van de nationale veiligheid worden besloten om bepaalde indringende adviezen toe te voegen tijdens een aanbestedingsproces wanneer er sprake is van mogelijke ongewenste invloed op cruciale delen van de infrastructuur. Deze optie dient vooraf te worden opgenomen in het aanbestedingsproces zodat aanbestedende partijen hiervan op de hoogte zijn. Het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat spreekt in dat kader ook regelmatig met netbeheerders over hun aanbestedingsprocessen.

Vraag 7

Welke mogelijkheden ziet u om samen met de sector een selectiever beleid op te stellen voor bedrijven en/of landen die een aanzienlijke en onwenselijke positie verwerven in ons energiesysteem en daarmee een risico voor onze veiligheid kunnen veroorzaken? Bent u van mening dat hiervoor een aangescherpt kader nodig is. En zo ja, bent u bereid dit op te stellen?

We werken met de sector zoveel mogelijk samen om ongewenste inmenging te voorkomen. Daar horen duidelijke afspraken en kaders bij. Het Ministerie van Economische Zaken en klimaat zal onder meer de huidige afspraken en kaders met TenneT tegen het licht houden en zal daar waar nodig aanpassingen doorvoeren. Daarnaast is in 2020 door het kabinet een nationale veiligheidsanalyse uitgevoerd voor TenneT uitgevoerd. Dit heeft geresulteerd in een aantal aanbevelingen tot wijziging van de Elektriciteitswet 1998. Deze wijzigingen maken het mogelijk om nog beter rekening te houden met eisen ter bescherming van de nationale veiligheid. Zo zal het voor bepaalde gevoelige opdrachten mogelijk worden dat netbeheerders gebruik kunnen maken van de Aanbestedingswet Defensie en Veiligheid. Deze wijzigingen worden nu meegenomen in de Energiewet, waarvan het voorstel later dit jaar aan de afdeling Advisering van de Raad van State zal worden aangeboden.

Vraag 8

Bent u bereid om sterker te monitoren welke buitenlandse/niet-Europese bedrijven een grote(re) ongewenste marktpositie verwerven in strategische sectoren?

Het is inderdaad van groot belang dit te monitoren. Er zijn naast de NVS 2019 een aantal reguliere overleggen en structuren binnen de rijksoverheid die zich bezig houden met het voorkomen van ongewenste statelijke actoren die inmengen in de Nederlandse infrastructuur, waarin de situatie wordt gemonitord.

Vraag 9

Ziet u mogelijkheden om dit ook op Europees niveau op te pakken?

Naast de al bestaande EU werkgroepen die zich bezig houden met de energievoorziening en bijbehorende mogelijke dreigingen, zal ik dit onderwerp zeker agenderen in EU overleggen waar dit relevant is. Gegeven de huidige geopolitieke situatie zijn de lidstaten zich nog meer dan voorheen bewust van de noodzaak om vitale infrastructuur te beschermen. Er zijn verschillende initiatieven op Europees niveau om digitale dan wel fysieke veiligheid van vitale processen te waarborgen zoals de richtlijn voor Security of Network and Information Systems (NIS 2 Directive) en de richtlijn voor Critical Entities Resilience. Tevens wordt op dit moment specifiek voor de elektriciteitssector onderhandeld over strengere wetgeving om de veiligheid van kritieke digitale systemen te waarborgen (Netcode on Cybersecurity). Ik zal te zijner tijd de Kamer hierover informeren.

Vraag 1

Welke factoren vindt u van belang bij het aanwijzen van locaties voor de bouw van de twee nieuwe kerncentrales? Op welke manier onderzoekt u momenteel deze factoren?

De volgende factoren zijn van belang bij de locatiekeuze voor de bouw van een kerncentrale:
de aanwezigheid van koelwater,
de bereikbaarheid (voor o.a. hulpdiensten, aan – en afvoer van stoffen),
de ligging ten opzichte van bevolkingscentra c.q. bevolkingsdichtheid en de mogelijkheid te voldoen aan de eisen voor veiligheid van omwonenden,
de geschiktheid van de elektriciteitsinfrastructuur en de toekomstige mogelijkheden voor investering in aanpassingen,
de aanwezigheid van mogelijke gebruikers/afnemers van de geproduceerde energie (en van restproducten),
de mogelijkheden voor ruimtelijke inpassing,
de mogelijkheden om negatieve milieueffecten voor natuurbeschermingsgebieden in de omgeving te voorkomen,
het maatschappelijk draagvlak.
Uiteraard is daarbij ook een samenhang van deze factoren met andere aspecten van belang, zoals het aantal centrales, de omvang van en techniek gebruikt bij de centrales die op een locatie geplaatst zouden (kunnen) worden. Uiteindelijk gaat het er bij de locatiekeuze om, om op basis van een samenhangende weging van bovengenoemde factoren, de beste keuze te maken.
Ik verwacht uw Kamer voor het zomerreces in een aparte Kamerbrief te informeren over de stappen die ik momenteel zet richting de bouw van twee nieuwe kerncentrales.
De scenariostudie die momenteel in uitvoering is, bekijkt de mogelijke rol en omvang van kernenergie in de energiemix richting 2030–2050 en daarna. Deze studie biedt ook input en richting voor de locatiekeuze. Deze studie wordt naar verwachting voor de zomer afgerond. Ik zal uw Kamer na de zomer middels een Kamerbrief over de resultaten en de betekenis daarvan voor het vervolg informeren.
In een volgende fase van het traject worden vanuit de resultaten van de scenariostudio en andere verkennende onderzoeken en lopende gesprekken, vervolgstappen bepaald en gezet. Deze hebben onder andere betrekking op de locatiekeuze.

Vraag 2

Welke locaties zijn het meest geschikt als het gaat om een aansluiting op het hoogspanningsnet? Voor welke locaties heeft TenneT een voorkeur vanuit dat perspectief?

Uit de marktconsultatie van KPMG (Kamerstuk 32 645, nr. 96) kwam naar voren dat TenneT oordeelt dat een locatie nabij het hoofdnet het meest economisch en gemakkelijkst inpasbaar is. Als er sprake is van grote centrales (> 1,2 GW), moet potentiële lokale netcongestie worden meegenomen in de locatiekeuze, bijvoorbeeld bij locaties met nabijgelegen aanlanding van offshore windenergie. Een en ander hangt uiteraard ook samen met mogelijke ontwikkelingen op het gebied van vraag en aanbod, zoals elektrificatie van (in de nabijheid aanwezige) industrie. De actuele netcapaciteit wordt in het lopende onderzoeksproces meegenomen. Het vraagstuk van de elektriciteitsinfrastructuur en mogelijke netcongestie zal nog nader worden uitgewerkt en geactualiseerd. Dit gebeurt onder meer vanuit de resultaten van de scenariostudie.

Vraag 3

Hoe ziet u de plaatsing van kerncentrales dichtbij grote verbruikers van elektriciteit, om zo de benodigde elektriciteitsinfrastructuur zo klein mogelijk te houden?

Dit is zeker een aspect waarmee ik in de verkenningen die worden uitgevoerd en bij de uiteindelijke locatiekeuze rekening zal houden.

Vraag 4

Betekent het feit dat kerncentrales veel technici nodig hebben dat u ook kansen ziet om de lokale werkgelegenheid in de regio te faciliteren?

Ja, ik zie dat zeker als een kans voor een regio. De marktconsultatie van KPMG sprak voor de bouw van een kerncentrale van 1.000 MW over ongeveer 12 duizend directe arbeidsjaren.
Daarnaast levert de operatie van een kerncentrale van 1.000 MW gemiddeld 600 voltijdsbanen op per jaar uitgaande van een levensduur van 50 jaar. Over de gehele levensduur van een kerncentrale van deze grootte levert deze ook 1.000 indirecte banen op.
Uit de marktconsultatie is ook naar voren gekomen dat (hoogwaardige) lokale werkgelegenheid, de effecten op het vestigingsklimaat en het vergaren en behoud van kennis voor provincies als positieve aspecten meespelen in de afweging.

Vraag 5

Gaat u bij de locatiekeuze verder met de conclusies van de marktconsultatie van KPMG?

Ik zal de bevindingen uit de marktconsultatie betrekken bij de afweging en waar nodig actuele ontwikkelingen meenemen.

Vraag 6

Hoe waardeert u het feit dat er groot draagvlak is in Zeeland voor een nieuwe kerncentrale?

Draagvlak is een belangrijke factor in dit proces. De marktconsultatie van KPMG benoemt het brede politieke draagvlak voor het realiseren van een nieuwe kerncentrale in de provincie Zeeland. Ik heb hiervan kennisgenomen en weeg dit mee in de locatiekeuze.

Vraag 7

Welke (praktische) voordelen ziet u om meerdere kerncentrales op dezelfde locatie te bouwen?

Het bouwen van meerdere kerncentrales op eenzelfde locatie kan zeker voordelen hebben, onder andere waar het gaat om een beperking van de kosten.

Vraag 8

Op welke termijn bent u voornemens een besluit te nemen over de locatiekeuze, ook gezien de noodzaak tot versnelling?

Zoals ik heb aangegeven bij het antwoord op vraag 1 zal ik uw Kamer voor het zomerreces per Kamerbrief informeren over de stappen die ik momenteel zet richting de totstandkoming van nieuwe kerncentrales. Na de zomer zal ik vanuit de resultaten van de scenariostudio en andere verkennende onderzoeken en gesprekken die momenteel worden uitgevoerd, vervolgstappen uitzetten, onder andere ten aanzien van de locatiekeuze.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Interesse in kerncentrales groeit, maar: waar zijn de nucleair specialisten»?1

Ja.

Vraag 2

Wat is uw inschatting van het tekort aan mensen bij de overheid, toezichthouder, universiteiten en andere relevante organisaties voor de bouw van twee kerncentrales? Kunt u dat per organisatie uitsplitsen?

Er is op voorhand geen inschatting te maken van een eventueel tekort aan arbeidskrachten voor de bouw van nieuwe kerncentrales. De marktconsultatie van KPMG (Kamerstuk 32 645, nr. 96) laat zien dat de bouw van een kerncentrale van 1.000 MW ongeveer twaalf duizend directe arbeidsjaren oplevert. Ook na ingebruikname levert een kerncentrale een bijdrage aan de (lokale) economie en werkgelegenheid. De operatie van een kerncentrale van 1.000 MW levert gemiddeld zeshonderd voltijdsbanen op per jaar uitgaande van een levensduur van 50 jaar.
Een belangrijk onderdeel van de stappen die ter uitvoering van het coalitieakkoord zijn gezet, is een studie over de inpassing van kernenergie in de Nederlandse energiemix richting 2030–2050 en daarna. De studie modelleert het energiesysteem in Nederland als deel van Noordwest Europa voor verschillende scenario’s en gevoeligheidsanalyses. Hierbij gaat de studie in op factoren als grondstoffen- en energiezekerheid, maatschappelijke en ruimtelijke inpassing, kosten en financieringsinstrumenten en de rol van nieuwe technieken als Small Modular Reactors (SMR’s).

Vraag 3

Gelden de tekorten zoals hiervoor benoemd ook als er meer dan twee kerncentrales gebouwd zouden worden? Om hoeveel extra Full-time equivalent (fte) zou het gaan bij meer dan twee kerncentrales?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 4

Welke stappen neemt u dit jaar om een begin te maken met het inlopen van dit tekort?

Het kabinet heeft in het coalitieakkoord aangegeven dat het hebben van voldoende vakmensen, nu, maar ook op weg naar 2050 een randvoorwaarde is voor een ambitieus klimaatbeleid. Het kabinet gaat met onderwijsinstellingen, overheden, en de sector zelf aan de slag om te bezien hoe meer interesse kan worden gewekt voor werk in het nucleaire domein, om zodoende meer vakmensen op te leiden en, waar nodig, om of bij te scholen. In de Kamerbrief aanpak arbeidsmarktkrapte, die voor de zomer uitgaat, wordt nader ingegaan op de overkoepelende kabinetsaanpak tegen krapte. Hierin zullen maatregelen op verscheidene beleidsterreinen en voor verschillende sectoren aan bod komen.
Om als Nederland op een effectieve en veilige wijze nieuwe kerncentrales te bouwen, moet de daarvoor vereiste kennisinfrastructuur op orde zijn. Ik werk hier samen met mijn collega’s van VWS, IenW, OCW, SZW en de Autoriteit Nucleaire Veiligheid en Stralingsbescherming (ANVS) aan. Eind 2020 is een interdepartementale werkgroep opgericht naar aanleiding van het verschijnen van het rapport «Naar een Agenda en Platform Nucleaire Technologie en Straling» (Bijlage bij Kamerstuk 25 422, nr. 266) van de Commissie Van der Zande. Deze werkgroep is bezig een beter beeld te verkrijgen van de omvang van de dreigende schaarste aan nucleaire experts en de achterliggende oorzaken daarvan, met als doel om effectieve en gerichte maatregelen te kunnen nemen.

Vraag 5

Hoe snel verwacht u dat de benodigde kennis bij alle relevante instellingen op peil is?

In haar rapport heeft de Commissie Van der Zande aanbevolen om voor Nederland een «Human Resources Observatorium voor Nucleaire Technologie en Straling» op te richten, om eventuele kwetsbaarheden beter in kaart te brengen. De werkgroep heeft hierover eerste gesprekken gevoerd met het European Human Resources Observatory for the Nuclear Energy Sector (onderdeel van het Joint Research Center van de Europese Commissie) dat als taak heeft om op Europees niveau de ontwikkelingen in vraag en aanbod van nucleaire kenniswerkers in kaart te brengen. Hieruit blijkt dat het verkrijgen van de gewenste (vergelijkbare) input data de nodige uitdagingen kent. Vooruitlopend op de eventuele oprichting van zo’n observatorium voor Nederland is de werkgroep bezig geweest een indicatief beeld te krijgen van de eventuele huidige en toekomstige schaarste: wat voor type nucleaire experts dreigen schaars te worden, uitgaande van verschillende toekomstscenario’s voor initiatieven op nucleair terrein. Deze scenario’s variëren van geen nieuwe initiatieven tot bepaalde nieuwe initiatieven op het gebied van kernenergie of medische isotopenproductie. Hiervoor zijn interviews gehouden met verschillende partijen die in de nucleaire keten actief zijn, inclusief de relevante onderwijsinstellingen. Ook is dit voorjaar vanuit de werkgroep een ronde tafel bijeenkomst georganiseerd met de sector om een compleet beeld te krijgen van de nucleaire kennisproblematiek. De analyse van deze interviewresultaten en de rondetafelbijeenkomst vormen de basis voor het verder verkennen en beoordelen van verschillende oplossingsrichtingen. Uw Kamer zal middels een Kamerbrief van de Staatssecretaris van IenW nader geïnformeerd worden over de resultaten van deze verkenning.

Vraag 6

Hoe bent u van plan invulling te geven aan het begrotingsamendement van Erkens en Dassen, waarbij vijf miljoen euro wordt uitgetrokken voor het versterken van de kennisinfrastructuur op de korte termijn? Op welke termijn kunt u de Kamer hierover informeren?

De interdepartementale werkgroep kijkt ook hoe invulling kan worden gegeven aan het begrotingsamendement van de leden Erkens en Dassen (TK 35 925 XIII, nr. 14), waarbij vijf miljoen euro wordt uitgetrokken voor het versterken van de kennisinfrastructuur op de korte termijn. Ik zal uw Kamer middels een Kamerbrief dit najaar informeren over de resultaten en de betekenis hiervan. Ik vind het belangrijk dat de eerste resultaten van de interdepartementale werkgroep over de beoordeling van de verschillende oplossingsrichtingen bekend zijn, zodat deze extra impuls op een effectieve wijze bijdraagt aan het versterken van de kennisinfrastructuur.

Vraag 7

Welke structurele uitgaven verwacht u om de kennisinfrastructuur voor de lange termijn te versterken en borgen?

Zoals ik heb aangegeven in mijn antwoord op de vragen 2 en 3 bezie ik op dit moment welke stappen er gezet moeten worden richting de totstandkoming van de twee nieuwe kerncentrales. Daaronder vallen ook de vragen rond het arbeidskrachtentekort en het op peil houden van kennis en de kennisinfrastructuur. Ik zal uw Kamer na de zomer middels een Kamerbrief informeren over de resultaten van onder meer de studie over de inpassing van kernenergie in de Nederlandse energiemix richting 2030–2050 en daarna en de betekenis daarvan voor het vervolg.

Vraag 8

Bent u bereid met kennisinstellingen in gesprek te gaan over de opleiding van voldoende nucleaire specialisten? Zo ja, op welke termijn verwacht u dit te doen?

Zoals blijkt uit mijn voorgaande antwoorden ben ik al in gesprek met de relevante andere departementen (OCW, VWS, IenW en de ANVS), en worden er diverse rondetafelgesprekken georganiseerd en interviews afgenomen met relevante kennisinstellingen. Wat betreft het opleiden van voldoende nucleair specialisten weten we dat het aantrekken van hooggekwalificeerde medewerkers, de ontwikkeling van programma’s, zowel ten behoeve van onderwijs, als onderzoeksdoelen, zorgvuldige afstemming en veel tijd kost. Daarbij moet worden bedacht dat opleidingstrajecten meerdere jaren omvatten.
Voor een versterking van de kennisinfrastructuur is mogelijk versteviging en verbreding van het nucleair onderwijs nodig. Daarbij moet in het oog gehouden worden dat in de huidige kennismaatschappij de nucleaire sector in competitie is voor talent met andere hoog-technische sectoren en dat zij als relatieve nieuwkomer hier extra inzet op zal moeten tonen.

Vraag 9

Gaat u actief kenniswerkers uit het buitenland, specifiek België en Duitsland, werven? Zo nee, waarom niet?

Kennisinstellingen en betrokken bedrijven werven op dit moment al kenniswerkers uit het buitenland. Kennisinfrastructuur vormt de basis voor de borging van nucleaire- en stralingsveiligheid, de ontwikkelingen van nieuwe inzichten en toepassingen van nucleaire technologie en stralingstoepassingen. Om nieuwe ontwikkelingen mogelijk te maken en de gewenste groei in het nucleaire- en stralingslandschap te kunnen accommoderen, moet er in kennis en in kennisinfrastructuur worden geïnvesteerd. Dit is een complex veld, omdat het de gehele levenscyclus van nucleair technologische installaties (van ontwerp, bouw en operatie tot afvalverwerking en ontmanteling), de ontwikkeling van nieuwe technologieën en de toepassing van hun opbrengsten omvat. Dit vindt plaats in een zeer internationale context van regelgeving en samenwerking (en competitie).

Vraag 10

Bent u bereid om kernenergie toegang te geven tot de topsectorregeling energie? Zo nee, waarom niet?

Binnen de Topsector Energie vindt een korte verkenning plaats over de rol die de Topsector kan spelen in de Nederlandse bevordering van innovatie rondom kernenergie. Onderwerpen waar de Topsector een rol zou kunnen spelen:
Systeemfunctie van kernenergie binnen het energiesysteem;
Eventuele bijdrage van kernenergie aan productie van CO2-vrije waterstof;
Stimulering en mogelijke verbreding van innovatie in het ecosysteem rond kernenergie (inclusief bijvoorbeeld toeleveranciers voor de bouw van kerncentrales);
Stimulering van de kennisontwikkeling en opleidingscapaciteit ten behoeve van goed geschoold personeel.
Het streven is om eind dit jaar deze verkenning af te ronden en daarna uw Kamer hierover te informeren.

Vraag 1

Hoe beoordeelt u het feit dat de gaswinning in het Nederlandse deel van de Noordzee al jaren terugloopt en dat naar verwachting blijft doen tot 2030?

De afgelopen tien jaar is de productie uit Nederlandse kleine velden gedaald, onder meer door uitputting van bestaande reserves en een lage gasprijs. De verwachting is dat de productie uit Nederlandse kleine velden op Noordzee richting 2030 verder afneemt en dat deze afname niet kan worden voorkomen. Wel kan de afname worden afgevlakt door opsporing en winning van aardgas te stimuleren. In dat kader is per 1 januari 2020 de investeringsaftrek verruimd van 25 naar 40% en is de aftrek generiek gemaakt. Zoals beschreven in de Kamerbrief van 14 maart 2022 over «gasleveringszekerheid de komende winter en verder» (Kamerstuk 29 023, nr. 283), wil ik voorkomen dat de productie uit Nederlandse kleine velden sneller daalt dan de Nederlandse vraag naar aardgas, want daardoor zou de importafhankelijkheid verder toenemen. Ik werk samen met de sector aan een versnellingsplan om projecten naar voren te halen en extra gaswinning te stimuleren. Dit versnellingsplan zal uiterlijk in juli naar de Tweede Kamer worden gestuurd.

Vraag 2

Deelt u de mening dat gaswinning op de Noordzee de komende jaren onze afhankelijkheid van Russisch gas kan verminderen?

Ja, gaswinning uit Nederlandse kleine velden op de Noordzee maakt Nederland en West-Europa minder afhankelijk van import van aardgas uit landen zoals Rusland. Productie in eigen land draagt daarmee bij aan energieleveringszekerheid. Vanwege de hoge gasprijzen wordt er op dit moment door marktpartijen maximaal geproduceerd vanuit de bestaande producerende kleine velden in Nederland. Voor de komende winter is het daardoor niet mogelijk om de productie uit de bestaande producerende velden nog verder te vergroten. Zoals beschreven in het antwoord op vraag 1 werk ik samen met de sector aan een versnellingsplan om opsporings- en winningsactiviteiten op de Noordzee op (middel)lange termijn te versnellen.

Vraag 3

Hoeveel aardgas zit er nog in het Nederlandse deel van de Noordzee?

In het Jaarverslag 2020 Delfstoffen en Aardwarmte in Nederland1 wordt een beeld gegeven van de Nederlandse aardgasvoorraad per 1 januari 2021. De aardgasvoorraad uit kleine velden op zee is ongeveer 80 miljard m3. De verwachte totale productie uit reserves, voorwaardelijke voorraad en nog te ontdekken voorkomens voor de komende 5 jaar (2022 t/m 2026) voor gaswinning uit Nederlandse kleine velden op de Noordzee komt uit op ongeveer 44 miljard m3. Daarbij is uitgegaan van jaarlijks vier exploratieboringen op zee, gebaseerd op het aantal boringen van afgelopen jaren. De toekomstige winning uit Nederlandse kleine velden is de komende decennia in grote mate afhankelijk van winning uit nog te ontdekken voorkomens. Het aantal exploratieboringen is daarbij van grote invloed. TNO komt op korte termijn met het jaarverslag 2021 waarin een update van de cijfers is opgenomen.

Vraag 4

Hoeveel extra aardgas kan er binnen termijnen van een, twee en vijf jaar gewonnen worden op de Noordzee?

Zoals beschreven in het antwoord op vraag 2 is het voor de komende winter niet mogelijk de productie uit de bestaande producerende velden nog verder te vergroten. De branchevereniging NOGEPA heeft aangegeven dat men binnen 2 tot 5 jaar 6 miljard m3 gas zou kunnen produceren. Dit gaat dan om het extra totale volume en niet om jaarlijkse extra productie. Ik ben in gesprek met NOGEPA, EBN en TNO over de mogelijkheden van extra productie. In het versnellingsplan, dat ik uiterlijk in juli naar de Tweede Kamer zal sturen, zal ik ingaan op de mogelijkheden voor extra gaswinning op de middellange en lange termijn.

Vraag 5

Hoeveel schoner is de winning van dit aardgas in vergelijking met gaswinning in onder andere Noorwegen, het Verenigd Koninkrijk, Algerije, Qatar, de Verenigde Staten en Rusland?

In een recent onderzoek van het Oxford Institute for Energy Studies2 is de uitstoot van broeikasgassen door productie van aardgas uit Nederlandse kleine velden vergeleken met de broeikasgassen van een portfolio van Liquified Natural Gas (LNG) en aardgas per pijpleiding geleverd uit Noorwegen en Rusland. Noors aardgas heeft ongeveer dezelfde broeikasgassenemissie-equivalent (CO2 eq) als Nederland, maar Russisch pijpleidinggas en LNG hebben een veel hogere uitstootwaarde. Wanneer 1 miljard m3 in Nederland geproduceerd gas vervangen wordt voor pijpleidinggas uit Rusland, levert dit een hogere uitstoot op van gemiddeld 296.000 ton CO2 eq. Voor LNG is dit verschil gemiddeld 443.100 ton CO2 eq. Bij mij zijn geen specifieke cijfers bekend over broeikasgassen van gaswinning uit het VK, Algerije, Qatar of de VS. Er zit een grote onzekerheidsmarge op de getallen.

Vraag 6

Kunt u een vergelijking maken tussen het vestigingsklimaat van bedrijven die aardgas winnen op de Noordzee in Nederland en het Verenigd Koninkrijk? Wat zijn de verschillen qua fiscale regels, regeldruk, (doorlooptijden van) vergunningverlening en andere relevante onderdelen van het vestigingsklimaat voor bedrijven die gas winnen?

In het kader van de wijziging van de Mijnbouwwet (het verwijderen of hergebruiken van mijnbouwwerken en investeringsaftrek) (Kamerstuk 35 462, nr. 2) is het belastingregime voor olie- en gaswinning in Nederland vergeleken met dat van het Verenigd Koninkrijk. Uit deze vergelijking is gebleken dat het karakter van de investering en de prijs een belangrijke rol spelen ten aanzien van het rendement, maar dat in het algemeen het Britse systeem aantrekkelijker was. De belangrijkste verschillen met het Verenigd Koninkrijk waren gelegen in het lagere tarief voor de mijnbouwheffingen (in Nederland 50%, in het Verenigd Koninkrijk 40%) en de directe aftrekbaarheid in het Verenigd Koninkrijk van de CAPEX investeringen in het eerste jaar waarin de investeringen zijn gedaan. Destijds is geconcludeerd dat de verhoging en het generiek maken van de investeringsaftrek van 25 naar 40% Nederland niet op gelijke voet met het Verenigd Koninkrijk zou brengen, maar wel het investeringsklimaat aanzienlijk zou kunnen verbeteren en een te snelle afname van de opsporing en winning van de resterende gas- en oliereserves zou kunnen afremmen. Overigens ligt het aantal exploratieboringen in Nederland hoger dan in het gebied Southern North Sea Basin in het Verenigd Koninkrijk, wat qua oppervlakte en ondergrond het meest vergelijkbaar is met het Nederlandse deel van de Noordzee. De afgelopen 6 jaar zijn er gemiddeld in Nederland jaarlijks drie exploratieputten op zee gerealiseerd tegenover gemiddeld één in het Southern North Sea Basin gebied in het Verenigd Koninkrijk.
Een vergelijking van de systematiek van vergunningenverlening tussen het Verenigd Koninkrijk en Nederland is lastig, omdat ze grotendeels op een andere leest zijn geschoeid. Het Verenigd Koninkrijk werkt met een ronde-systeem, wat betekent dat periodiek (een- tweejaarlijks) de mogelijkheid geboden wordt aanvragen in te dienen voor productievergunningen voor specifieke gebieden. In Nederland hanteren we een open systeem, waarbij het mogelijk is om op elk willekeurig moment een vergunning in te dienen. In het versnellingsplan zal ik kijken naar mogelijkheden om doorlooptijden van vergunningsprocedures te verkorten. Daarbij zal ik ook bezien of de systematiek in het Verenigd Koninkrijk voordelen kan bieden. Ook zal ik in het versnellingsplan breder kijken naar mogelijkheden om de doorlooptijden te verkorten.
Daarnaast zorgt met name een meerjarig stabiel en voorspelbaar vestigingsklimaat voor een zekere rechtspositie voor bedrijven, wat hen comfort biedt voor de investeringen die zij doen op de langere termijn.

Vraag 7

Op welke van de in vraag zes benoemde onderdelen denkt u op korte termijn aanpassingen te kunnen doen, zodat de neerwaartse trend van gaswinning op de Noordzee gestopt wordt?

Zoals beschreven in het antwoord op vraag 2 wil ik opsporings- en winningsactiviteiten op de Noordzee op (middel)lange termijn versnellen en zal hiervoor uiterlijk in juli een versnellingsplan naar de Tweede Kamer sturen.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Gekkenhuis op markt voor zonnepanelen en warmtepompen»?1

Ja.

Vraag 2

Welke verdere toename, naast de in het artikel beschreven piek in het aantal aanvragen van zonnepanelen van de afgelopen weken, verwacht u naar aanleiding van de geopolitieke situatie?

De huidige geopolitieke situatie en de stijging van de gas- en elektriciteitsprijzen die mede daaruit voortvloeit, veroorzaken een stijging in de vraag naar onder andere zonnepanelen. Particulieren zien hun energierekening stijgen en proberen daar wat aan te doen. Door de hoge elektriciteitsprijzen, veroorzaakt door de hoge prijzen voor gas, is de businesscase van zonnepanelen verbeterd. Het artikel waar u naar verwijst, signaleert een groei in het aantal aanvragen van zonnepanelen. Ik verwacht dat deze verhoogde vraag zal aanhouden zolang de elektriciteitsprijzen hoger dan gemiddeld zijn. Het verdere verloop van de vraag naar zonnepanelen is lastig te voorspellen, omdat de toekomst van de geopolitieke situatie onzeker is. Naast de stijging van de vraag naar zonnepanelen, stijgt ook de vraag naar (hybride) warmtepompen en isolatiemaatregelen. Deze verduurzamingsopties kunnen ook op relatief korte termijn het energieverbruik verminderen. Mijn beeld is dat op energiegebied de verhoogde vraag naar verduurzamingsopties voorlopig aan zal houden, omdat deze opties op langere termijn gunstig kunnen zijn voor huishoudens.

Vraag 3

Welke concrete acties kan de overheid nemen om de lange levertijden voor zonnepanelen en warmtepompen, als gevolg van een tekort aan grondstoffen en chips, te verminderen?

Het tekort is een gevolg van een wereldwijde verstoring van de markt, veroorzaakt door sterke schommelingen in de vraag en in de transportketen. Deze wereldmarkt is zich nu aan het herstellen, maar het zal nog enige tijd duren voordat grondstoffen en chips weer voldoende beschikbaar zijn. Bij een sterke vraagstijging binnen een korte termijn zijn lange levertijden niet onverwacht. Eventuele oplossingen voor de levertijden van verduurzamingsopties zoals zonnepanelen liggen echter hoofdzakelijk bij de markt. Grondstoffen en benodigde onderdelen, zoals chips, zijn onderhevig aan vraag en aanbod, waarbij op dit moment voor veel producten de vraag hoog is en het aanbod niet altijd toereikend. Daardoor kunnen de levertijden toenemen. Voor de lange termijn onderzoekt de overheid verschillende manieren om meer onafhankelijkheid te creëren op energiegebied. Dit gebeurt tevens in Europese context. Op het gebied van zonnepanelen onderzoekt Nederland in Europees verband de mogelijkheden voor het (opnieuw) opbouwen van Europese productie, teneinde de afhankelijkheid van Azië te verminderen. Verder relevant in dit kader is de aankondiging van Nederlandse zonnepanelenfabrikant Solarge om een nieuwe fabriek op te zetten in Weert, die naar verwachting al in 2023 honderdduizend zonnepanelen kan produceren. Voor hybride warmtepompen heeft de branchevertegenwoordiger van de fabrikanten (De Nederlandse Verwarmingsindustrie) aangekondigd dat er op korte termijn in Nederland nieuwe productiefaciliteiten voor hybride warmtepompen worden gerealiseerd.

Vraag 4

Welke concrete acties kan de overheid nemen om de lange wachttijden voor de daadwerkelijke installatie van deze zonnepanelen en warmtepompen door installateurs te versnellen?

De wachttijden voor installatie zijn onder andere afhankelijk van het aantal beschikbare installateurs en de door hen benodigde materialen. Het vergroten van het arbeidsaanbod van installateurs is een kwestie van lange adem. Werkgevers en werknemers zelf spelen een belangrijke rol om te investeren in om- en bijscholing en het zorgen voor banen waar op de arbeidsmarkt vraag naar is. Het Rijk helpt hierbij waar nodig en mogelijk. Een voorbeeld van een maatregel op dit gebied is het Techniekpact, een afspraak van bestuurders uit het onderwijs, bedrijfsleven, van werkgevers en werknemers, de regio’s en het Rijk. De ambitie van het Techniekpact is om door een structurele aanpak zorg te dragen voor een goed opgeleide beroepsbevolking met voldoende vakbekwame technici voor de banen van nu en morgen. Daarnaast is er ook dit jaar budget vrijgemaakt voor een nieuwe openstelling van de regeling «Omscholing naar kansrijke beroepen in de ICT of techniek». Op verzoek van uw Kamer2 werkt het kabinet samen met regio's, sociale partners en branches aan een aanvalsplan om de inzet op dit onderwerp uit te breiden. Uw Kamer is onlangs geïnformeerd over de inzet van de Minister voor Klimaat en Energie om aanvullend beleid op te nemen in een Actieplan Groene Banen (Kamerstuk 32 813, nr. 974).

Vraag 5

Voor welke type woningen zijn hybride warmtepompen het best geschikt? Voor welke woningen werkt een elektrische warmtepomp het beste? Hoe kan de overheid ervoor zorgen dat de warmtepompen terecht komen bij de huishoudens die er het meeste baat van hebben?

De inzet van een hybride warmtepomp is voor de consument in veel gevallen een goede keuze en de eenmalige investering verdient zich in verreweg de meeste gevallen terug. De terugverdientijd is afhankelijk van de hoogte in het gasverbruik, de mate van isolatie en aanwezigheid van het type afgifte systeem. Dit is anders voor de volledig elektrische warmtepomp. Voor deze techniek is er in elke situatie goede isolatie nodig, een laagtemperatuurafgiftesysteem en een goed functionerend ventilatiesysteem om de woning op een betaalbare en robuuste manier te verwarmen. Dit geldt vooral voor woningen die relatief nieuw zijn (bouwjaar na 2000), of bij woningen die zelfstandig hebben geïnvesteerd in isolerende maatregelen in combinatie met de juiste ventilatie en afgiftesysteem. Het kabinet ondersteunt beide ontwikkelingen via de Investeringssubsidie duurzame energie en energiebesparing (ISDE). Daarnaast is o.a. op de website Verbeterjehuis.nl, ontwikkeld door Milieu Centraal, informatie te vinden over de inzet van zowel de hybride als de volledige elektrische warmtepomp waarbij huishoudens inzicht krijgen in de baten die de warmtepompen voor hen hebben.

Vraag 6

Hoe zorgt de overheid ervoor dat ook woningcoöperaties en particuliere verhuurders hun woningen sneller gaan verduurzamen, de geschikte maatregelen kiezen en dat vóór deze winter nog doen?

De overheid gaat met een programmatische aanpak woningen sneller, slimmer en socialer isoleren. De Minister voor Volkshuisvesting en Ruimtelijke Ordening (VRO) zal de Kamer eind mei informeren over het Programma Versnelling Verduurzaming Gebouwde Omgeving en heeft de Kamer begin april het Nationaal Isolatie Programma gestuurd. Er zijn reeds afspraken gemaakt met Aedes over het beter isoleren van sociale huurwoningen met een slechte energieprestatie, vanwege de verlaging van de verhuurderheffing met 500 miljoen euro3.
Er zullen aanvullende afspraken worden gemaakt over de afschaffing van de verhuurderheffing, zoals die in het Coalitieakkoord is afgesproken. Een woningrenovatie vereist instemming van huurders en vormt meestal onderdeel van een meerjarig onderhoudsplan. Particuliere verhuurders met gereguleerde huurwoningen kunnen vanaf 1 april 2022 een subsidie krijgen voor energiebesparing, onderhoud en ook energieadvies (zodat zij weten welke maatregelen logisch en geschikt zijn).
Met kleinere bespaarmaatregelen en advies, kunnen huishoudens veelal ook al worden geholpen. Via de gemeenten loopt een aanpak energiearmoede (veelal in samenwerking met corporaties) om voor komende winter zoveel mogelijk kwetsbare huishoudens te bereiken.

Vraag 7

Kunt u de vragen één voor één beantwoorden?

Ja.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Baanbrekende technologie kan CO2-uitstoot met 99 procent verminderen» door Wetenschap in Beeld?1

Ja.

Vraag 2

Hoe apprecieert u de nieuwe techniek om door middel van een elektrochemisch systeem op basis van waterstof, CO2 uit de lucht te onttrekken? Welke mogelijkheden ziet u voor Nederland om aan te sluiten bij dit onderzoek? Bent u ook voornemens om dit te gaan doen? Kunt u uw antwoord toelichten?

Het betreft een interessant onderzoek naar een nieuwe technologie om CO2 uit de lucht te filteren door het gebruik van waterstof. De technologie legt de CO2 niet definitief vast zodat het niet direct een oplossing biedt voor het klimaatvraagstuk. Zoals aangeven bij het antwoord op vraag 4 loopt er een verkennend onderzoek naar de mogelijkheden van technieken die negatieve emissies veroorzaken. In de kabinetsreactie op dat onderzoek wordt de kabinetsinzet toegelicht.

Vraag 3

Wat is het huidige kabinetsbeleid ten opzichte van het onttrekken van CO2 uit de lucht door bijvoorbeeld de toepassing van Carbon capture and utilization (CCU) of andere vormen van negatieve emissies? Welke rol en potentie ziet u hiervoor weggelegd in de energietransitie?

Het huidige beleid richt zich met name op het faciliteren van CCUS voor vermijding van fossiele CO2-uitstoot, zoals via de SDE++, maar het kabinet onderkent de mogelijke bijdrage van CCU op basis van biogene CO2 en atmosferische CO2 (Direct Air Capture (DAC). Met die technieken kan gekomen worden tot negatieve emissies, mits de CO2 daarbij permanent wordt vastgelegd. Negatieve emissies kunnen nodig zijn ter compensatie van lastig te mitigeren emissies. Het kabinet zal hier aandacht aan besteden in de update van de langetermijnstrategie die in 2019 bij het Klimaatplan is aangeboden aan uw Kamer en ingediend bij de Europese Commissie. Het kabinet wil deze visie als onderdeel van het nieuwe Klimaatplan op basis van de Klimaatwet (eind 2023/begin 2024) gereed hebben.

Vraag 4

Wat is de huidige stand van zaken in Nederland op het gebied van technieken die bijdragen aan het afvangen en verwijderen van CO2 uit de lucht? Welke technieken zijn er beschikbaar en welk onderzoek loopt er? Wat doet de overheid om dit te stimuleren en wat is hier het afwegingskader?

Naar aanleiding van de motie van 8 juli 2021 van de leden Henri Bontenbal (CDA) en Mustafa Amhaouch (CDA) is een verkennend onderzoek gestart naar de mogelijkheden van technieken die negatieve emissies veroorzaken. De resultaten van dit onderzoek verwacht ik u voor de zomer met een kabinetsreactie toe te sturen.

Vraag 5

Wat is er nodig om technieken voor het afvangen en verwijderen van CO2 uit de lucht verder op te schalen in Nederland? Welke knelpunten ervaren de verschillende technieken en wat kan de overheid hieraan doen?

In de brief waarmee ik het onderzoek, waar in het antwoord op vraag 4 naar verwezen wordt, aan de Tweede Kamer aanbiedt zal ik ook ingaan op het beantwoorden van deze vraag.

Vraag 1

Deelt u de mening dat voor 1 april 2022 geregeld moet zijn wie de Nederlandse gasopslagen vult en onder welke voorwaarden?

In de brief van 14 maart jl. over gasleveringszekerheid komende winter en verder (kamerstuk 29 023, nr. 283) zijn de Staatssecretaris Mijnbouw en ik uitgebreid ingegaan op de maatregelen die er onder meer voor moeten zorgen dat de gasopslagen aan het begin van de winter adequaat zijn gevuld. Momenteel wordt daaraan de laatste hand gelegd waarbij de focus, zoals aangegeven in voornoemde brief, ligt op de gasopslag Bergermeer. Ik verwacht uw Kamer hierover op korte termijn te kunnen informeren.

Vraag 2

Welke partijen voorziet u de gasopslagen te kunnen laten vullen? Wat zijn de voor- en nadelen per partij?

Zoals aangegeven in het antwoord op vraag 1 wordt dit voor de gasopslag Bergermeer momenteel nader uitgewerkt. De gasopslagen Alkmaar, Norg en Grijpskerk worden door NAM en GasTerra gevuld op grond van de daarover in het Norg Akkoord met Shell en Exxon Mobil gemaakte afspraken.

Vraag 3

Bent u bereid om dit voor de komende winter te beleggen in een crisisteam waarbij alle relevante partijen aansluiten en om parallel de beste structurele borging verder te onderzoeken?

De wijze waarop invulling zal worden gegeven aan de structurele borging zal voor een belangrijk deel worden bepaald door het voorstel van de Europese Commissie COM(2022)135 van 23 maart 2022: «Proposal for a Regulation of the European Parliament and of the Council amending Regulation (EU) 2017/1938 of the European Parliament and of the Council concerning measures to safeguard the security of gas supply and Regulation (EC) 715/2009 of the European Parliament and of the Council on conditions for access to natural gas transmission networks». In dit wetgevende voorstel geeft de Commissie aan hoe naar haar mening tijdige en adequate vulling van de opslagen kan en moet worden geborgd. Het kabinet is dit voorstel thans aan het bestuderen en zal uw Kamer daarover op korte termijn informeren via een BNC-fiche.

Vraag 4

Hoe hebben buurlanden de vulling van gasopslagen geregeld? Welke partij is daar verantwoordelijk voor het laten vullen en hoe is het risico afgedekt?

Het vullen van de opslagen is momenteel in elk land anders geregeld. In Duitsland (opslagvolume 230 TWh (ca. 25% van het binnenlands verbruik)) is het tot op heden volledig aan de markt om dit regelen. Per 1 mei treedt er echter naar verwachting wetgeving in werking die voorschrijft dat de opslagen per 1 december voor 90% moeten zijn gevuld.
In België (opslagcapaciteit 9 TWh (ca. 5% van het binnenlands verbruik)) wordt de enige opslag gevuld door gasinfrastructuurbedrijf Fluxys. Frankrijk (opslagcapaciteit 128 TWh (ca. 30% van het binnenlandse verbruik)) kent wetgeving die leveranciers aan beschermde afnemers verplicht voorafgaand aan de winter gas op te slaan.
In Nederland (opslagvolume 144 TWh (ca. 35% van het binnenlandse verbruik)) kennen we verschillende regimes zoals uiteengezet in voornoemde brief over gasleveringszekerheid en in het antwoord op vraag 2.
Overigens zal het in het antwoord op vraag 3 genoemde wetgevende voorstel van de Europese Commissie hier voor vergaande harmonisatie gaan zorgen.

Vraag 5

Wat is de rol van de overheid in het eigenaarschap van de gasopslagen in onze buurlanden? Hoe ziet u dat in Nederland?

In Duitsland zijn alle opslagen in handen van private partijen. De Belgische opslag is in handen van Fluxys, een gasinfrastructuurbedrijf waarin ook de Belgische overheid een belang heeft. In Frankrijk is het merendeel van de opslagen in handen van Storengy, een dochteronderneming van Engie, een bedrijf waarin ook de Franse overheid een belang heeft.
In Nederland zijn de opslagen Bergermeer en Alkmaar eigendom van Taqa en Energie Beheer Nederland (EBN). De opslagen Norg en Grijpskerk zijn eigendom van NAM en EnergyStock is een dochteronderneming van Gasunie.

Vraag 6

Hoe is de vulling van strategische oliereserves geregeld? Hoe is daar de vulling geregeld? Wie betalen mee? Welke partijen dragen het risico?

De Nederlandse voorraadplicht is gebaseerd op de netto import-methode, gehanteerd door het Internationaal Energie Agentschap en de EU, en de consumptiemethode gehanteerd door de EU. De netto import-methode is het verschil tussen olie-import (in Nederland zowel ruwe olie als olieproducten) en olie-export (in Nederland hoofdzakelijk doorgevoerde en geproduceerde olieproducten). De omvang van de nationale strategische olievoorraad wordt jaarlijks vastgesteld door de Minister van Economische Zaken en Klimaat (EZK). Dit gebeurt op basis van in de Wet voorraadvorming aardolieproducten vastgelegde rekenmethoden.
De stichting Centraal Orgaan Voorraadvorming Aardolieproducten (COVA, een EZK-agentschap) is verantwoordelijk voor ongeveer 80% van de nationale voorraadplicht. De COVA-verplichting bestaat uit het verschil tussen de totaal berekende nationale plicht en die van het bedrijfsleven. De voorraadplicht van het bedrijfsleven is ongeveer 20% van de nationale voorraadplicht en wordt berekend aan de hand van hun binnenlandse verkopen.
COVA is een stichting zonder winstoogmerk. De staat is aansprakelijk voor schulden van COVA die overblijven na haar eventuele liquidatie als rechtspersoon. De exploitatiekosten van COVA worden gefinancierd door een voorraadheffing op olieproducten. Deze bedraagt € 8 per 1.000 liter zoals vastgelegd in Artikel 27 Wet voorraadvorming aardolieproducten 2012.
COVA maakt als rechtspersoon met een wettelijke taak (RWT) gebruik van schatkistbankieren bij de rijksoverheid, en heeft geen credit rating. De jaarrekening wordt ter goedkeuring aan de Minister van EZK voorgelegd.

Vraag 7

In hoeverre is de methode van de strategische oliereserves toe te passen op de gasopslagen? Hoe voorkomen we hiermee (grote) financiële risico’s?

Bij het uitwerken van de maatregelen die op korte termijn zullen worden genomen om de gasopslag Bergermeer tijdig en adequaat te vullen, wordt dit aspect ook bezien. Tevens komt dit aan de orde in het voornoemde wetgevende voorstel van de Commissie.
Overigens is het kabinet geen voorstander van het verplicht aanleggen van een strategische gasreserve. Voor de korte termijn kan dit alleen door bestaande opslagcapaciteit aan de markt te onttrekken, hetgeen leidt tot schaarste. Voor de lange(re) termijn zou kunnen worden overwogen om hiervoor een nieuwe opslag aan te leggen, maar dat kan alleen tegen zeer hoge kosten vanwege onder meer het aan te schaffen kussengas (het gas dat de opslag op druk houdt), het aan te schaffen werkgas en de benodigde installaties, kosten die snel in de miljarden lopen. Daarnaast kent de aanleg van een nieuwe opslag een doorlooptijd van zeker vier jaar.

Vraag 8

Welke andere modellen ziet u om financiële risico’s voor de staat verder te beperken?

Ook dit maakt onderdeel uit van het uitwerken van de maatregelen om de gasopslag Bergermeer te vullen en het wetgevende voorstel van de Commissie. Er zijn daarbij verschillende modellen voorhanden zoals ook blijkt uit de praktijk in andere landen. Gedacht kan worden aan een taak voor de netbeheerder(s) waarbij de kosten deels via de transporttarieven worden verhaald. Een ander model is het opleggen van een opslagverplichting aan leveranciers aan beschermde afnemers (voornamelijk de gebouwde omgeving) die hun kosten vervolgens doorberekenen aan hun afnemers.

Vraag 9

Kunt u deze vragen zo snel mogelijk beantwoorden?

De vragen zijn zo snel mogelijk beantwoord.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel van EenVandaag gepubliceerd op 4 februari 2022?1

Ja.

Vraag 2

In Petten wordt gebouwd aan de nieuwe isotopenreactor PALLAS, kunt u een update geven van de status van de bouw? Wanneer wordt verwacht dat deze reactor klaar zal zijn en welke stappen moeten hier nog voor worden gezet?

Uw Kamer is op Prinsjesdag geïnformeerd over het kabinetsbesluit om middelen te reserveren voor een mogelijke investering in de bouw van de nieuwe PALLAS-reactor in Petten. Met dit voornemen zet het kabinet in op het borgen van de toekomstige voorzieningszekerheid voor de patiënt.
Het kabinet zal naar verwachting in het voorjaar van 2023 een definitief besluit nemen over de investering in het PALLAS-project. Daarbij moet worden voldaan aan enkele belangrijke voorwaarden, namelijk:
Het Ministerie van VWS reserveert € 1,29 miljard beschikbaar uit de opbrengst van de vitamine D maatregel2 (€ 129 miljoen euro per jaar tot en met 2032) en € 30 miljoen vanuit de eigen begroting voor een mogelijke investering in PALLAS. Van deze middelen wordt € 129 miljoen in 2023 beschikbaar gesteld op de begroting van het Ministerie van VWS om, zonder onomkeerbare stappen, het investeringstraject te starten zodat de voorbereidingen voor de bouw voortgezet kunnen worden en het project op tijd en binnen budget opgeleverd wordt. Hiermee wordt geborgd dat PALLAS op tijd de rol van de bestaande reactor kan overnemen.
Zoals door de toenmalige Minister voor Medische Zorg en Sport aangekondigd in haar Kamerbrief3, zijn in de tussentijd al een aantal voorbereidingen in gang gezet waarbij geen onomkeerbare stappen mogen worden gezet, zolang er nog geen positief besluit ligt van het kabinet. Stichting voorbereiding PALLAS-reactor (verder PALLAS) heeft in 2021 het basisontwerp van de PALLAS-reactor afgerond. Ook heeft PALLAS in juni 2022 een aanvraag voor het verkrijgen van de Kernenergiewetvergunning voor het oprichten (bouwen) van de reactor ingediend bij de Autoriteit Nucleaire Veiligheid en Stralingsbescherming. Als het kabinet volgend jaar definitief besluit om het PALLAS-project voort te zetten, dan moeten de volgende stappen zijn doorlopen om met de bouw van de PALLAS-reactor te kunnen starten:
Na het afronden van de bouwfase zal een programma van testen doorlopen moet worden in het kader van het in bedrijf nemen van de reactor. Om te kunnen starten met dit programma dient PALLAS de volgende stappen succesvol te nemen:
Na het succesvol afronden van het programma van testen is de reactor gereed voor commercieel gebruik. Indien alle bovengenoemde stappen succesvol zijn doorlopen, is de verwachting dat PALLAS de productie van isotopen rond 2030 kan starten.

Vraag 3

Vindt u ook dat de Nederlandse isotopenreactor een belangrijke bijdrage levert aan de gezondheidszorg in Nederland, maar ook wereldwijd? Deelt u de mening dat het voor Nederland goed is om een leidende positie na te streven op het gebied van innovatieve nucleaire geneeskunde en dat deze reactor daaraan bijdraagt?

Nederland heeft met de aanwezigheid van de huidige Hoge Flux Reactor (HFR) in Petten en partners zoals Curium en Urenco, een leidende positie op de wereldmarkt voor medische isotopen. Dagelijks zijn vele duizenden patiënten binnen en buiten Nederland voor hun diagnose of behandeling afhankelijk van medische isotopen die geproduceerd worden in Petten. Het gaat om patiënten met vaak ernstige aandoeningen, zoals verschillende vormen van kanker, hart- en vaatziekten en andere chronische aandoeningen.
Als gevolg van deze leidende positie, kunnen Nederlandse patiënten profiteren van de excellente nucleair geneeskundige zorg en het onderzoek dat in Nederland wordt gedaan naar nieuwe kankerbehandelingen, ook als het gaat om commercieel minder aantrekkelijke behandelingen.

Vraag 4

Hoe apprecieert u dat verschillende projecten met een positieve business case en die bijdragen aan maatschappelijke transities, (in de beginfase) niet altijd private financiering kunnen aantrekken vanwege risico’s die niet door de markt kunnen worden beïnvloed? Denk bijvoorbeeld aan projecten, als PALLAS, met lange terugverdientijden of risico’s die afhangen van vergunningsverlening of wet- en regelgeving van de overheid. Wat doet u om deze projecten van de grond te laten komen?

Het PALLAS-project is een voorbeeld van een project dat maatschappelijke relevantie heeft maar vanwege de risico’s rondom dit project niet wordt opgepakt door de markt. Deze financiële risico’s bij grote nucleaire productiefaciliteiten voor medische isotopen worden ook geconstateerd in twee omvangrijke Europese studies die in 2021 zijn gepubliceerd en met uw Kamer zijn gedeeld4 , 5. Dit is de reden dat het kabinet substantiële middelen heeft gereserveerd voor een mogelijke investering in het PALLAS-project.

Vraag 5

Wat vindt u van het verstrekken van voorfinanciering vanuit de overheid voor deze projecten? Welke andere mogelijkheden ziet u voor projecten die bijdragen aan maatschappelijke transities, een positieve business case hebben, maar geen private financiering kunnen aantrekken in de beginfase? Kunt u uw antwoord toelichten?

Zoals in bovengenoemde antwoorden beschreven en aangekondigd in de Kamerbrief over PALLAS die op Prinsjesdag naar de Kamer is gestuurd, heeft het kabinet besloten om middelen op de VWS begroting te reserveren voor een mogelijke investering in de bouw van de nieuwe PALLAS-reactor in Petten. In het voorjaar van 2023 zal worden besloten over de resterende dekkingsopgave van € 330 miljoen. Het kabinet kijkt hierbij ook naar de mogelijkheden in het kader van het Nationaal Groeifonds. Onder andere de Ministers van VWS en EZK trekken hierin nauw samen op.

Vraag 6

Deelt u de mening van de indieners dat het voor projecten die zichzelf kunnen terugverdienen, logischer is om te kiezen voor voorfinanciering in plaats van subsidies? Kunt u uw mening toelichten?

Zie antwoord vraag 5.

Vraag 7

Een first loss facility kan als instrument worden gebruikt om vanuit de overheid voorfinanciering te verstrekken voor rendabele, maar risicovolle activiteiten; welke mogelijkheden ziet u om een first loss facility te creëren voor de bovenstaande projecten?

Zie antwoord vraag 5.

Vraag 8

De facility zou als doel hebben om projecten te financieren die bijdragen aan vraagstukken op het gebied van klimaat, duurzaamheid, gezondheidszorg etc; ziet u daarom mogelijkheid om een deel van de hiervoor gereserveerde middelen in te zetten voor het buffervermogen van de facility? Ziet u mogelijkheden voor Invest NL om hier een rol bij te spelen? Wat is er volgens u nodig om Invest NL deze rol te laten vervullen en kan u dit realiseren?

Zie antwoord vraag 5.

Vraag 1

Hoe apprecieert u het feit dat de Title Transfer Facility (TTF)-gasprijzen van nu, komende zomer en het derde kwartaal 2022 nagenoeg gelijk blijven? Wat betekent dat voor de vulling van de gasopslagen voor komende winter, waarvan het vulseizoen rond 1 april begint?

De prijzen voor gas worden bepaald op de interne gasmarkt van de Europese Unie, waarbij de Nederlandse marktplaats (de TTF) een belangrijke rol speelt. Ik kan verder geen oordeel geven over de prijsvorming als zodanig die eerst en vooral is ingegeven door aanbod en vraag naar gas, en verwachtingen daaromtrent.
Wat de huidige gasprijzen betekenen voor het vullen van de gasopslagen is benoemd in de brief over gasleveringszekerheid die de Staatssecretaris voor Economische Zaken en Klimaat en ik op 14 maart jl. aan de Tweede Kamer hebben toegestuurd (Kamerstuk 29 023, nr. 283). In de brief van 22 april jl. (Kamerstuk 29 023, nr. 302) hebben de Staatssecretaris en ik de Tweede Kamer geïnformeerd over de maatregelen die worden genomen om de gasopslagen voor de komende winter te vullen.

Vraag 2

In hoeverre ziet u mogelijkheden om de productie van aardgas op de Noordzee te vergroten? Hoe snel kan dat? Om hoeveel gaswinning zou dat gaan?

De afgelopen tien jaar is de productie uit Nederlandse kleine velden gedaald, onder meer door uitputting van bestaande reserves en een lage gasprijs. De verwachting is dat de productie uit Nederlandse kleine velden op de Noordzee richting 2030 verder afneemt. Om opsporing en winning van aardgas op de Noordzee te stimuleren is per 1 januari 2020 de investeringsaftrek verruimd van 25 naar 40%. Zoals beschreven in voornoemde Kamerbrieven van 14 maart en 22 april jl. wil ik voorkomen dat de productie uit Nederlandse kleine velden sneller daalt dan de Nederlandse vraag naar aardgas, want daardoor zou de importafhankelijkheid verder toenemen. Ik werk samen met de sector aan een versnellingsplan om projecten naar voren te halen en extra gaswinning te stimuleren. Dit versnellingsplan zal uiterlijk in juli 2022 naar de Tweede Kamer worden gestuurd.

Vraag 3

Hoe ver bent u met het invulling geven aan de afspraak in het coalitieakkoord dat er verplichte vulgraden voor onze gasopslagen komen? Welke methoden ziet u om tot de verplichte vulgraden te komen? Bent u bereid om vóór 1 april via een aanwijzing de gasopslagen te gaan laten vullen?

In voornoemde brieven van 14 maart jl. over gasleveringszekerheid komende winter en verder, en van 22 april jl. zijn de Staatssecretaris van Economische Zaken en ik uitgebreid ingegaan op de maatregelen die er onder meer voor moeten zorgen dat de gasopslagen aan het begin van de winter adequaat zijn gevuld. In de brief van 22 april jl. is bovendien concreet beschreven welke maatregelen worden genomen om te verzekeren dat de gasopslag Bergermeer wordt gevuld.

Vraag 4

Welke opties ziet u om langetermijncontracten voor Liquid Natural Gas (LNG) af te sluiten voor komende winter? Deelt u daarbij de mening dat langetermijncontracten het risico op mogelijke schaarste en extreme prijspieken voor de volgende winter verminderen?

Zie wat betreft de acties om LNG-importcapaciteit te vergroten voornoemde brieven van 14 maart en 22 april jl. Daarnaast heeft de Europese Raad op 25 maart jl. geconcludeerd dat er binnen de EU gewerkt moet worden aan samenwerking voor de vrijwillige gemeenschappelijke aankoop van gas, LNG en waterstof. De Europese Commissie werkt in samenwerking met de lidstaten de opties uit. Het zijn uiteindelijk primair de marktpartijen, en niet overheden, die gas inkopen. Inkoopcontracten kunnen daarbij voor meerdere jaren worden afgesloten.

Vraag 5

Hoe staat het met de concrete invulling van het Bescherm- en Herstelplan Gas? Wanneer denkt u de Kamer daarover te kunnen informeren?

De Kamer is hierover geïnformeerd met de brief over gasleveringszekerheid van 14 maart jl.

Vraag 6

Ziet u nog ruimte om een of meerdere grootverbruikers van gas per direct op een duurzame optie over te laten schakelen?

Ik zie geen ruimte om meerdere grootverbruikers van gas per direct over te laten schakelen op duurzame alternatieven. Het volledige overschakelen van gas naar een duurzame optie is veelal een zeer ingrijpend proces dat zorgvuldig moet worden voorbereid en uitgevoerd. Daarbij kan de overheid een dergelijk overschakeling naar duurzame opties bij een of meerdere grootverbruikers niet zomaar juridisch afdwingen. Dat neemt niet weg dat het kabinet zich inzet voor energiebesparing en verduurzaming. Dit is uitgebreid toegelicht in de brief aan de uw Kamer van 22 april jl.

Vraag 7

Hoeveel ruimte is al gebruikt in relatie tot de 35%-limiet die nu tijdelijk ingesteld is voor Nederlandse kolencentrales? Hoeveel ruimte resteert er naar uw inschatting voor de komende winter?

De productiebeperking is erop gericht de CO2-uitstoot van kolencentrales op jaarbasis te beperken. Het staat de eigenaren van de centrales daarbij vrij om zelf te beslissen hoe zij hun eenheden inzetten over het jaar. Het is dus mogelijk dat de exploitanten soms op een hoog vermogen draaien en soms op een laag vermogen, zolang zij op jaarbasis maar onder het maximum blijven. De centrale van Uniper heeft minder vrijheid bij het bepalen van de inzet, doordat zij contractuele verplichtingen heeft om het hele jaar door reststromen te verbranden. De centrales van Onyx en RWE verbranden geen reststromen en zijn daarmee flexibeler in te zetten.
Op basis van openbare bronnen1 is te zien dat de centrale van Onyx dit jaar relatief veel heeft gedraaid, waardoor zij relatief veel ruimte heeft gebruikt in relatie tot het maximum onder de productiebeperking. De centrale van RWE op de Eemshaven en de centrale van Uniper hebben ten opzichte van Onyx minder gedraaid, waardoor zij meer ruimte hebben in relatie tot het maximum onder de productiebeperking. De Amercentrale van RWE draait ook relatief veel, maar deze centrale wordt niet door de productiebeperking geraakt omdat deze centrale relatief veel biomassa verbrandt en relatief weinig kolenstook heeft.

Vraag 8

Hoe snel denkt u te kunnen beginnen met de opschaling van het isoleren van huizen en het installeren van hybride warmtepompen? Bent u bereid daar een concreet doel voor komende winter aan te koppelen, gericht op de huizen waar de maatregelen het meeste effect hebben? Bent u bereid hiertoe een maximale inspanning te leveren, samen met de Minister voor Volkshuisvesting en Ruimtelijke Ordening en dat tot uitdrukking te brengen in het aangescherpte en opgeschaalde Nationaal Isolatieprogramma, dat conform de motie-Grinwis c.s. (Kamerstuk 35 925-VII, nr. 121) binnenkort naar de Kamer komt?

Zie wat dit betreft de brief van 14 maart jl. Wat betreft de vraagreductie in de gebouwde omgeving heeft de Minister voor Volkshuisvesting en Ruimtelijke Ordening uw Kamer op 4 april jl. (Kamerstuk 30 196, nr. 787) geïnformeerd over het nationaal isolatieprogramma.

Vraag 9

Hoe apprecieert u het actieplan van de VVD en ChristenUnie voor thuis- en buurtbatterijen? Wanneer denkt u met de uitvoering daarvan te kunnen beginnen?

Ik waardeer het initiatief van de VVD en de ChristenUnie om opslag door middel van thuis- en buurtbatterijen onder de aandacht te brengen. Het actieplan past bij de ambities van het kabinet voor opslag door batterijen; waar mogelijk grijp ik de aanknopingspunten uit het plan aan om deze ambities verder uit te werken. Over het gebruik van thuis- en buurtbatterijen en hoe de inzet hiervan bij kan dragen aan een efficiënt energiesysteem bestaat echter nog veel onduidelijkheid. Ik ben daarom in het proces van analyseren van de mogelijke toegevoegde waarde van deze batterijen en de eventuele wenselijkheid en mogelijkheden van stimulering hiervan. Ik neem hierbij de voorgestelde actiepunten van VVD en ChristenUnie mee.

Vraag 10

Welke andere manieren ziet u nog om snel het gasverbruik in Nederland naar beneden te brengen, bijvoorbeeld door besparing en handhaving daarvan in de industrie, het bevorderen van het beter inregelen van installaties en duurzame opwek in de elektriciteitssector?

Vraag 11

Kunt u deze vragen uiterlijk vrijdag 11 maart 2022 beantwoorden?

De vragen zijn zo snel als mogelijk beantwoord.

Vraag 1

Voor hoeveel procent is Nederland afhankelijk van gasleveranties uit Rusland de laatste 10 jaar? Welk deel daarvan is afkomstig van Gazprom of Gazproms dochterondernemingen?

De Nederlandse gasmarkt is onderdeel van de Europese gasmarkt met de grootste gashandelsbeurs van Europa, met veel doorvoer van gas naar andere Europese markten. Het aandeel Russisch gas in de inkoopportefeuilles van Europese energiebedrijven is private commercieel gevoelige informatie en niet publiekelijk toegankelijk. Het is dus niet exact aan te geven welk aandeel van de Nederlandse consumptie bestaat uit Russisch gas. Schattingen (met name gebaseerd op monitoring van bepaalde importstromen uit Duitsland) gaan uit van een aandeel van circa 15%. Het percentage is de afgelopen jaren toegenomen, met name doordat de eigen gasproductie in Nederland en Noordwest-Europa drastisch is afgenomen. Gas dat binnenkomt via pijpleidingen is afkomstig van Gazprom (of dochtermaatschappijen van Gazprom), Daarnaast wordt Russisch gas geïmporteerd via LNG. LNG kan ook geleverd worden door andere Russische energiebedrijven zoals Rosneft en Novatek.

Vraag 2

Welke manieren zijn er om de afhankelijkheid van Russisch gas zo snel mogelijk naar 0 te brengen? Welke maatregelen zouden daarvoor genomen moeten worden? Hoe snel kan dat?

In de Kamerbrieven van 14 maart en 22 april (Kamerstuk 29 023, nrs. 283 en 302) is uitgebreid ingegaan op de maatregelen op de korte, middellange en lange termijn om het gasverbruik- en het verbruik van Russisch gas in het bijzonder snel te reduceren, Daarbij staat de drieslag energie-efficiëntie, versnellen duurzame energieproductie en vergroten aanbod van andere fossiele bronnen (via extra LNG-importcapaciteit) centraal.

Vraag 3

Welke Russische energie(gerelateerde) bedrijven zijn actief in Nederland? Kunt u verder duiden in welke subsectoren?

Het energiesysteem bestaat uit veel onderdelen. Voor aardgas is de infrastructuur (aardgasnetwerk, LNG-terminal) in publieke handen (GTS, Gasunie). In een open interne energiemarkt kunnen Russische ondernemingen gebruik maken van deze infrastructuur. Ten aanzien van de gasopslagen heeft Gazprom een gebruiksrecht voor de gasopslag te Bergermeer. Op dit moment lijkt Gazprom geen gebruik te maken van dit gebruiksrecht. U wordt op korte termijn nader geïnformeerd over de gasopslag te Bergermeer. Russische bedrijven verkopen gas aan klanten «over the counter», via lange termijncontracten of kunnen dit via de beurs (TTF) verkopen. Dit betreffen commerciële contracten waar de overheid geen direct inzicht in heeft of mag delen met derden. Aangezien de gasmarkt een Europese markt is, kan het ook gaan over Europese energiebedrijven die in hun inkoopportefeuille Russisch gas hebben, wat over verschillende lidstaten wordt gealloceerd. De relatie met Russische bedrijven is dan indirect.

Vraag 4

Welke activiteiten ontplooit Gazprom in Nederland?

Zie antwoord op vraag 3.

Vraag 5

Kunt u aangeven in hoeverre Gazprom 100 procent of minder aandeelhouder is van noodzakelijke infrastructuur (gasopslagen, pijpleidingen) in Nederland?

Gazprom is geen aandeelhouder van noodzakelijke infrastructuur in Nederland. Wel geldt voor de gasopslag te Bergermeer dat het noodzakelijke kussengas in eigendom is van Gazprom en dat dientengevolge Gazprom een gebruikersrecht heeft ten aanzien van de beschikbare capaciteit, De Kamer is hier onder andere over geïnformeerd in de Kamerbrieven van 14 maart en 22 april (Kamerstuk 29 023, nrs. 283 en 302).

Vraag 6

Kunt u aangeven in hoeverre Gazprom in bovengenoemde infrastructuur een cruciale rol speelt? Welke activiteiten zouden ook per direct overgenomen kunnen worden door andere marktactoren en/of staatsdeelnemingen?

Zie antwoord op vraag 5.

Vraag 7

Hoe kunnen gemeenten snel af van hun energiecontracten met Gazprom? Welke opties ziet u daarvoor?

Gemeenten zullen op grond van het 5e EU-sanctiepakket een andere aanbieder voor gas moeten vinden. In eerste instantie ligt hier de taak bij de gemeenten om via de geëigende inkoopprocedures alternatieve gaslevering te bewerkstellingen. Er wordt nauw contact gehouden met de regionale overheden. Daarvoor is een speciale overlegstructuur opgezet. Er zijn begrijpelijkerwijs veel vragen, die worden allemaal beantwoord. Ook worden de medeoverheden nauw betrokken bij het op te stellen ontheffingskader voor uitzonderlijke gevallen.

Vraag 8

Hoeveel Russische olie importeert Nederland?

Nederland importeerde in 2021 voor 18,4 miljard euro aan goederen uit Rusland, waarvan 87 procent minerale brandstoffen (ruim de helft ruwe aardolie en verder vooral aardgas en aardolieproducten) (bron: CBS).

Vraag 9

Hoe afhankelijk is Nederland van Russische olie? En in welke subsectoren wordt deze olie gebruikt?

Olieproducten zijn overal in de Nederlandse economie verweven en vormen een belangrijke grondstof voor veel maatschappelijke functies. Hierbij kan een opsplitsing worden gemaakt per sector. Wegtransport, zoals benzine en diesel, betreft een deel (~25%) van de in Nederland gebruikte olie(producten). Een groter deel betreft bunkerbrandstoffen voor de internationale zeevaart (~29%) en internationale luchtvaart (~10%). Daarnaast is er ook energetisch verbruik van olie(producten) door de chemie en raffinage sectoren (~11%). Het niet-energetisch gebruik van olie(producten) als grondstof voor o.a. de chemie betreft eveneens een aanzienlijk deel (~16%). Dit wordt gebruikt voor producten zoals plastics, cosmetica, PET-flessen, bouw- en isolatiematerialen, medische hulp- en beschermmiddelen, kleding, etc. Vervolgens is er een heel scala aan speciale olieproducten die op uiteenlopende wijze worden geconsumeerd (~9%), denk bijvoorbeeld aan bitumen voor asfalt, smeermiddelen voor motoren, terpentine voor verf, handgels etc.

Vraag 10

Zijn de mondiale oliemarkten en/of onze oliereserves in staat om deze Russische olie per direct te vervangen? Zo nee, hoe snel zou dit kunnen?

Ja. Nederland beschikt voor de korte termijn over een strategische oliereserve van 90 dagen consumptie. Voorts begrijpen wij van de sector dat olie van elders betrokken kan worden, zij het tegen hogere kosten.

Vraag 11

Hoe afhankelijk zijn andere nabije landen (België, Duitsland en Frankrijk) van Russische olie en gas?

De relevante statistieken over dit onderwerp zijn gepubliceerd door het Internationaal Energieagentschap (www.IEA.com).

Vraag 12

Ziet u mogelijkheden om deze afhankelijkheid van Russisch gas en olie in samenwerking met onze buurlanden af te bouwen?

Nederland houdt in EU-verband zeer nauw contact met alle lidstaten en de buurlanden in het bijzonder. Het Europese REPowerEU-plan van de Europese Commissie van 18 mei jl. is met name gericht op het gezamenlijk afbouwen van de energieafhankelijkheid van Rusland.

Vraag 13

Hoe kunnen we onze buurlanden helpen met het afbouwen van deze afhankelijkheid?

Zie het antwoord op vraag 12.

Vraag 14

Wat betekent het streven naar onafhankelijkheid van Russische fossiele brandstoffen voor ons bredere buitenlandbeleid?

Afbouwen van de afhankelijkheid vereist in eerste instantie nauwe samenwerking met Europese lidstaten, omdat Nederland onderdeel uitmaakt van een Europese energiemarkt. Zoalshiervoor is genoemd bij het antwoord op vraag 12, heeft de Europese Commissie op 18 mei jl. het REPowerEU-voorstel gepresenteerd gericht op het zo spoedig mogelijk afbouwen van de afhankelijkheid van Russische fossiele brandstoffen. De kabinetsbeoordeling van dit voorstel zal uw Kamer spoedig toekomen.

Vraag 15

Zou u deze vragen zo snel mogelijk kunnen beantwoorden?

Deze vragen zijn zo spoedig mogelijk beantwoord.

Vraag 1

Bent u bekend met artikel «Voor windturbines moeten geen geluids- maar afstandsnormen worden ingevoerd»?1

Ja.

Vraag 2

Kunt u binnen de ingediende Wind op Land-projecten in de RES 1.0 onderscheid maken tussen projecten in ontwerpfase, in het vergunningsverleningstraject, projecten waarvan het vergunningsverleningstraject is afgerond en projecten die al gebouwd zijn? Hoeveel TWh aan projecten zit er in elke fase?

Onderstaande tabel geeft een overzicht van het netto opgesteld vermogen (MW) per projectfase per 31-12-’21 op basis van voorlopige RVO-data voor de Monitor Wind op Land. De voorgenomen sanering (bijvoorbeeld bij repowering) is in de cijfers verdisconteerd.
Per fase is de verwachte jaarproductie (TWh) aangegeven. Hierbij is gebruik gemaakt van gegevens uit Windstats en waar voorhanden, de informatie uit de windrapporten (P50). Voor de projecten die nog in procedure zitten (fasen ruimtelijke ordening en vergunningen) is de productie berekend door het opgesteld vermogen (MW) x te vermenigvuldigen met het aantal vollasturen (op basis van windcategorie).
Fase per
Dec ’21
Opgesteld vermogen (MW)
Verwachte
jaarproductie
(TWh)
Toelichting
Gerealiseerd
5.286
15,23
Bouw in opdracht
900
3,27
Vergunningen onherroepelijk, turbines besteld/in aanbouw
Bouw in voorbereiding (onherroepelijk)
450
1,78
SDE-beschikking & Vergunningen onherroepelijk
Bouw in voorbereiding (juridische procedure)
380
1,36
SDE-beschikking & Vastgestelde Vergunningen (bezwaar- en/of beroepsprocedure loopt nog)
Vergunning verleend & SDE aangevraagd
67
0,20
In afwachting van SDE-beschikking
In procedure (vergunning naar verwachting binnen 1,5 jaar verleend)
193
0,65
RO- en/of Vergunningprocedure
In procedure (vergunning naar verwachting niet binnen 1,5 jaar verleend)
46
0,14
Voortraject
300–500
1,0–1,61
Ruime bandbreedte i.v.m. onzekerheid in de planning en op realisatie.
Op basis van 3.350 vollasturen

Vraag 3

Kunt u per project en per fase aangeven hoe hoog de geplande windmolens zijn en op welke afstanden relatief aan bewoning deze projecten staan?

Tabel 2 geeft de verwachte tiphoogtes van de geplande windprojecten die nog in procedure zijn (ruimtelijke- of vergunningprocedure) en die nog geen SDE- subsidie hebben aangevraagd. Het gaat hier om 8 projecten waarvoor naar verwachting binnen 1,5 jaar een vergunning kan worden verleend. Het gaat in totaal om 39 windturbines met een gezamenlijk vermogen van 193 MW. Dit zijn projecten waarvoor de plannen nog in ontwikkeling zijn en soms nog wijzigingen kunnen optreden. Dit overzicht geeft daarom een voorlopig inzicht.
Verwachte tiphoogtes
Aantal MW
<200 meter
14
200–220 meter
140,6
220–240 meter
38,5
Daarnaast is in tabel 3 voor deze windparken aangegeven hoeveel woningen zich binnen een straal van 500 meter bevinden en wat de afstand tot lintbebouwing/woonkernen is. De afstand tot de eerste woning bij deze projecten bevindt zich in een range van 240 tot 820 meter. Hierbij moet worden opgemerkt dat een enkele woning in de nabijheid van een windturbine in eigendom van de eigenaar/exploitant kan zijn.
Windpark
Aantal woningen binnen 500m
Afstand tot woonkern/ lintbebouwing
1
0
1.070 meter
2
5
710 meter
3
0
890 meter
4
0
700 meter
5
3
710 meter
6
3
860 meter
7
9
430 meter
8
1
670 meter
Voor de overige projecten, die zich in het voortraject bevinden of waarvoor alleen nog zoekgebieden bekend zijn, is nog te weinig informatie beschikbaar om de afstand tot nabij gelegen woningen aan te geven.

Vraag 4

Wanneer worden de zoekgebieden in de RES-plannen concreet geborgd in het omgevingsbeleid en/of een projectbesluit? Zijn deze plannen later nog aan te passen als blijkt dat ze buiten de nieuwe geluids- en afstandsnormen voor Wind op Land dreigen te vallen? Hoe concreet zijn de voorgestelde zoekgebieden al in afstand tot bewoond gebied?

In het Klimaatakkoord hebben we afgesproken dat de medeoverheden het voortouw nemen in het inpassen van de opwek van 35 TWh aan grootschalig hernieuwbaar op land (zon en wind) in de leefomgeving in 2030. Dit doen zij in de Regionale Energiestrategieën. Daarbij maken zij, in samenspraak met allerlei stakeholders waaronder het Rijk, een afweging tussen draagvlak, impact op het net, en ruimtelijke inpassing.
Het RES-bod is een optelsom van gerealiseerd, pijplijn en ambitie. Voor het ambitiedeel zijn zoekgebieden aangewezen. Voor de borging van zoekgebieden voor zon en wind moet vaak nog een nadere afweging gemaakt worden. Die afweging gaat over de relatie met andere opgaven (o.a. woningbouw) en belangen (o.a. natuur). In dat proces worden de zoekgebieden nog nader uitgewerkt en geconcretiseerd. Het vastleggen van de keuzes die daarbij worden gemaakt vindt plaats in omgevingsvisies en programma’s. De omgevingsvisie bevat het beleid op hoofdlijnen. Programma’s bevatten de uitwerking daarvan. Het verschilt per regio hoe dit proces wordt ingericht en welk tijdpad daarbij wordt gevolgd. In algemene zin vindt deze borging plaats in het proces richting de RES 2.0 van juli 2023 en de RES 3.0 van juli 2025. Voor 1 juli 2025 moeten vergunningen zijn afgegeven om de doelen voor 2030 te kunnen realiseren.
De verwachting is dat de nieuwe windturbinenormen medio 2023 worden vastgesteld en in werking zullen gaan. Hierbij kan een (specifieke) overgangsregeling worden vastgesteld voor bestaande windparken. Deze overgangsregeling kan er bijvoorbeeld toe leiden dat ook bestaande windparken op termijn aan de nieuwe geluidsnorm moeten voldoen. Wat een nieuwe afstandsnorm op termijn al dan niet kan betekenen daarbij valt op dit moment nog niet vast te stellen. Dit is onderdeel van de voorbereiding van de nieuwe normen en het effect van die normen op de bestaande situatie. Dit maakt onderdeel uit van het traject van plan-mer en het opstellen van de bijbehorende nieuwe algemene milieunormen.

Vraag 5

Hoeveel van de Wind op Land-projecten bevinden zich op plekken waar nu al schaarste is op het elektriciteitsnet? En hoeveel Wind op Land-projecten bevinden zich op plekken met nog veel ruimte op het elektriciteitsnet waarvan het vrij zeker is dat het elektriciteitsnet geen beperkende factor zal zijn?

Zowel het aantal windprojecten als de capaciteit van het elektriciteitsnetwerk zijn continu in ontwikkeling. In algemene zin kan worden opgemerkt dat doorlooptijden van windprojecten, van het eerste idee tot daadwerkelijke bouw, vele jaren beslaan. In deze tijd kan het elektriciteitsnet worden aangepast omdat de doorlooptijden van netuitbreidingen vergelijkbaar zijn. Hierdoor kunnen netbeheerders over het algemeen windprojecten van capaciteit voorzien.

Vraag 6

Hoeveel gemeenten, provincies en/of RES-regio’s werken intussen aan eigen normen voor wind op land? Vindt u het wenselijk dat er per regio verschillende normen komen? Zo ja, waarom wel? Zo nee, waarom niet?

Op dit moment weet ik dat 15 decentrale overheden bezig zijn met het opstellen van locatie-specifieke normen. Ik vind het niet per definitie wenselijk of onwenselijk dat er per regio verschillende normen komen. Ook onder de oude landelijke normen was het voor gemeenten mogelijk om in specifieke gevallen maatwerkvoorschriften vast te stellen die afweken van de landelijke norm. In de huidige situatie is de kans op variatie tussen gemeenten wel groter, omdat er niet meer gebruik kan worden gemaakt van een landelijke norm. Mijn beeld is, mede op basis van signalen vanuit deze gemeenten en provincies, dat men zeer zorgvuldig werkt aan eigen, locatie-specifieke milieunormen. Vanuit de website www.helpdeskwindopland.nl wordt ook actief kennis uitgewisseld tussen decentrale overheden.

Vraag 7

Wanneer denkt u de nieuwe nationale normen gereed te hebben? Is daar een versnelling op mogelijk

Op 23 december 2021 is de participatie voor de plan-milieueffectrapportage (plan-mer) gestart voor het vaststellen van nieuwe algemene milieuregels voor windturbines met de publicatie van de Notitie Reikwijdte en Detailniveau (NRD) door de Staatssecretaris van IenW. Gedurende acht weken kon een ieder hierop een zienswijze indienen. Deze zienswijzen worden vervolgens zorgvuldig verwerkt en hierna kan de plan-mer worden uitgevoerd. Volgens planning is het milieueffectrapport medio 2022 gereed op basis waarvan een zorgvuldige afweging kan worden gemaakt over het beschermingsniveau voor de relevante milieuaspecten. Verder worden nieuwe algemene milieuregels voor windturbineparken opgesteld met toepassing van de reguliere AMvB-procedure, waarbij inspraak voor een ieder op zowel het milieueffectrapport als de concept-AMvB mogelijk zal zijn via de internetconsultatie. Voorhang zal naar verwachting in het laatste kwartaal van 2022 kunnen plaatsvinden. Uitgaande van deze procedure met brede participatie, (internet)consultatie, toetsen, advies van de Commissie m.e.r., voorhang en advies van de Raad van State, een procedure waarin veel stappen ook wettelijk zijn voorgeschreven, wordt verwacht dat de nieuwe regels vanaf medio 2023 in werking kunnen treden. Aangezien het kabinet niet tekort wil doen aan de verschillende stappen, zoals de participatie en consultatie, om te komen tot nieuwe normen, ligt een versnelling hierin niet voor de hand. Het is de inzet van de Staatssecretaris van IenW en mijzelf om voortvarend aan de slag te gaan met de verschillende stappen om zo spoedig mogelijk nieuwe algemene normen voor het milieubeschermingsniveau vast te stellen en daarmee duidelijkheid voor de uitvoeringspraktijk te realiseren.
Daarnaast zal ik zoals ik heb aangegeven in het debat op 17 februari jl. met uw Kamercommissie, in overleg treden met de medeoverheden om te spreken over gezamenlijke uitgangspunten voor de plaatsing van nieuwe windparken in de periode waarin er nog geen nieuwe landelijke windturbinenormen zijn.

Vraag 8

Kunt u deze vragen beantwoorden uiterlijk 21 februari?

Ja.

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht «Sabic overweegt sluiting naftakraker op Chemelot»?1

Ja.

Vraag 2

Klopt het dat Sabic overweegt om de naftakrakers te sluiten? Wat zou dit betekenen voor de werknemers en voor de andere bedrijven op het chemiecomplex?

SABIC heeft haar medewerkers medegedeeld dat SABIC bezig is met een strategische heroriëntatie waarbij het sluiten van een kraker een eventuele optie is. In dit proces is – voor zover mij bekend – echter nog geen besluit genomen.
Chemelot is een geïntegreerd chemiecomplex waardoor het sluiten van een grote fabriek invloed heeft op de rest van de site. Om die reden hebben de directie van stichting Chemelot, de provincie Limburg en het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat (EZK) onlangs een gesprek gevoerd met SABIC. Daarin is door SABIC aangegeven dat er nog geen definitief besluit is genomen. Verder heeft SABIC aangegeven vergaande plannen te hebben voor de verduurzaming en koolstofneutraal maken van de SABIC-site in Geleen.
Over de plannen en de gevolgen moeten de bedrijven onderling met elkaar in gesprek. Het Ministerie van EZK en de provincie Limburg volgen de uitkomsten van deze gesprekken om de gevolgen voor de gehele site te monitoren. Aangezien er nog geen definitief besluit door SABIC is genomen, kunnen over de gevolgen voor de werknemers geen uitspraken worden gedaan.

Vraag 3

Wat doet u om de mogelijke sluiting te voorkomen? Hoe kunt u eraan bijdragen dat Sabic juist Chemelot kiest als locatie om investeringen te doen om te verduurzamen?

Het is primair aan SABIC om te bepalen welke besluiten in het kader van de strategische heroriëntatie worden genomen. Op korte termijn wordt het gesprek aangegaan met SABIC hoofdkantoor om te bevestigen hoe belangrijk SABIC voor Nederland en het chemiecomplex Chemelot is, en hoe belangrijk de reeds eerder gepresenteerde verduurzamingsplannen zijn.

Vraag 4

Wat betekent een mogelijke sluiting voor de verduurzamingsplannen van het complex Chemelot? Wat betekent dit voor de voorstellen in de Meerjarenprogramma Infrastructuur Energie en Klimaat (MIEK)?

Zoals aangegeven wordt door SABIC niet gesproken over sluiting van het gehele complex en zijn de verduurzamingsplannen nog steeds relevant. Juist voor de verduurzaming van het complex is infrastructuur noodzakelijk. Mochten de verduurzamingsplannen wijzigen dan zullen de eventuele effecten een plaats krijgen in de Cluster-energie strategie van Chemelot. Van daaruit zal dan worden gekeken naar de effecten op de planning van betrokken projecten in het Meerjarenprogramma Infrastructuur Energie en Klimaat (MIEK). Er zijn geen aanwijzingen dat de verduurzamingsplannen wijzigen.

Vraag 5

Kunt u snel beginnen met het maken van de maatwerkafspraken voor verduurzaming van de industrie, specifiek bij Chemelot? Welke acties gaat u op korte termijn ondernemen?

Ik ben nu bezig met een aanpak voor maatwerkafspraken met de grote (industriële) uitstoters. Chemelot en de bedrijven SABIC en OCI horen zeker bij de groep uitstoters waarmee ik mogelijk maatwerkafspraken wil maken. Ik verwacht op korte termijn in gesprek te treden met deze bedrijven.

Vraag 6

Wat is er nog meer nodig voor de verduurzaming van het cluster? Waar zitten de knelpunten en hoe kunnen deze worden opgelost?

In de plannen beschreven in het Chemelot Strategie 2050 van de CES (Cluster energie strategie Chemelot 2030–2050) is aangegeven dat vooral goede en tijdige infrastructuur voor elektriciteit en voor buisleidingen van belang zijn voor de verduurzaming van het cluster. Deze infrastructuur wordt opgepakt in het MIEK.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel gepubliceerd door Energeia?1

Ja.

Vraag 2

Bent u ervan op de hoogte dat afgelopen zomer vijfentwintig waterstof projecten door de overheid zijn geselecteerd en dat deze zijn ingediend voor de Important Project of Common European Interest (IPCEI) waterstof? Klopt het dat er sindsdien geen nieuwe ontwikkelingen zijn geweest en dat er geen geld beschikbaar is gesteld voor de projecten? Kunt u uw antwoord toelichten?

De Rijksdienst voor Ondernemend Nederland (RVO) heeft in opdracht van het Ministerie van Economische Zaken Klimaat in september 2020 een interessepeiling georganiseerd in het kader van IPCEI-waterstof waarbij 83 projectvoorstellen zijn ingediend. Hieruit zijn 25 Nederlandse projecten gekozen die als kansrijk werden beschouwd om deel nemen aan het Europese matchmakingproces voor de eerste golven. Deze stap is gezet op verzoek van de Europese Commissie en de Duitse overheid die het IPCEI-waterstof proces coördineert voor de deelnemende lidstaten aan de IPCEI.
Vervolgens zijn de gekozen projecten op basis van het Europese matchmaking proces per thema geclusterd en is door de Duitse Coördinatie en de deelnemende lidstaten – in samenwerking met de Europese Commissie – besloten om met twee zogenaamde IPCEI-golven te beginnen, te weten de golven technologie en de decarbonisatie van de industrie, waarbij de laatste zich richt op de productie van hernieuwbare waterstof (elektrolyse capaciteit). Voor deze twee golven heeft de Nederlandse overheid op 31 augustus 2020 13 projecten geselecteerd – vier projecten in de golf technologie en negen in de golf decarbonisatie van de industrie – om mee te doen aan de zogenaamde pre-notificatie fase van het Europese IPCEI-staatssteunproces. De Nederlandse bedrijven zijn vanaf het begin van het proces op de hoogte gebracht van de onzekerheden ten aanzien van het beschikbaar komen van nationaal budget.
Op 21 september 2021 is door het kabinet in de Miljoenennota 2022 bekend gemaakt dat er 35 miljoen beschikbaar zal komen ten behoeve van cofinanciering van een aantal Nederlandse waterstof projecten. Het is mijn inzet om deze 35 miljoen vooralsnog beschikbaar te stellen aan projecten in de IPCEI technologie golf en die door Nederland gepre-notificeerd zijn bij de Europese Commissie.
Momenteel wordt gewerkt aan de aanpassing van de IPCEI-subsidieregeling waarvan de intentie is dat die zo snel mogelijk zal worden opengesteld. Op grond van de selectie van de aanvragen die zijn ingediend, kan dan een definitieve selectie van Nederlandse project(en) voor deze eerste IPCEI technologie golf worden gemaakt die mee kunnen doen in het verdere Europese IPCEI staatssteuntraject.
Het pre-notificatie proces voor de tweede golf is op dit moment gaande. De Europese Commissie en de lidstaten bespreken in dit proces op informele en vertrouwelijke basis de gepre-notificeerde projectvoorstellen. Daarbij wordt gekeken of de projecten voldoen aan de criteria van het IPCEI-steunkader, dat voor projecten die activiteiten omvatten op het terrein van bijzonder innovatief onderzoek, ontwikkeling of innovatie en/of eerste industriële toepassing onder meer bepaalt dat alleen de «eerste industriële toepassing» subsidiabel kan zijn waarbij het dient te gaan om de opschaling van proeffaciliteiten, demonstratie-installaties of de allereerste uitrusting en faciliteiten die de fasen ná de proeflijn – met inbegrip van de testfase en het opschalen van de serieproductie – omvatten, maar niet de massaproductie of de commerciële activiteiten. Er is veel behoefte vanuit het bedrijfsleven dat er snel een besluit genomen wordt over het wel of niet toekennen van financiële middelen voor deelname aan de tweede golf decarbonisatie van de industrie. Tot nu toe is het besluit over het beschikbaar maken van middelen uitgesteld tot de komst van een nieuw coalitieakkoord en het daarin opgenomen belang van waterstof in de energietransitie. Het besluit om nu ook daadwerkelijk middelen voor de tweede golf beschikbaar te stellen hangt af van welke fases van de productie projecten subsidiabel zijn en onder welke voorwaarden. Hierover zal de Europese Commissie de komende tijd meer duidelijkheid moeten verschaffen. Ik zal mij inzetten voor een spoedige en zorgvuldige definitieve selectie van projecten.

Vraag 3

De aanmelding voor ronde twee van het IPCEI-proces is binnenkort. Klopt het dat als er vóór deze datum geen geld beschikbaar wordt gesteld voor de aangemelde projecten, deze projecten zich niet kunnen aanmelden voor ronde twee van het IPCEI-proces? Hoe apprecieert u dit?

De negen projecten uit de tweede golf kunnen niet genotificeerd worden als er geen nationale middelen beschikbaar zijn. De datum van notificatie is nog onbekend. Naar verwachting is dit binnen enkele maanden. Het notificatiemoment wordt niet alleen door Nederland zelf bepaald, maar is een gezamenlijk besluit van alle deelnemende lidstaten en is afhankelijk van de snelheid waarmee de Europese Commissie de pre-notificatiefase afrond.
De subsidiebehoefte voor de tweede golf is veel groter dan voor de eerste golf. Het definitieve subsidiebedrag hangt sterk af van de definitieve projectvoorstellen. In de position paper aangeboden door de gelegenheidscoalitie van bedrijven en provincies aan het Ministerie van EZK, waar in het Energeia artikel naar wordt verwezen, wordt gevraagd om een tijdig besluit te nemen over het beschikbaar stellen van middelen voor Nederlandse waterstofprojecten in het kader van IPCEI. Dat is ook mijn inzet.
Zodra van de kant van de Europese Commissie duidelijkheid ontstaat over welke fases van de projecten van de tweede golf subsidiabel zijn en onder welke voorwaarden zal het kabinet besluiten over het wel of niet beschikbaar stellen van financiële middelen en het aanpassen van de IPCEI-subsidieregeling zoals dat ook voor de eerste golf technologie wordt gedaan. Overigens zal naast het besluit over het beschikbaar komen van middelen deelname aan de notificatie fase ook afhangen van de verdere onderbouwing van de projectvoorstellen door de bedrijven en de mate waaraan de initiatieven aan de eisen van het IPCEI-steunkader voldoen.

Vraag 4

Kunt u toezeggen dat u gaat proberen te voorkomen dat deze projecten niet door kunnen gaan naar ronde twee van het IPCEI-proces? Kunt u uw antwoord toelichten?

Ja. Het kabinet zal zich de komende tijd blijven inzetten om Nederlandse projecten mee te laten lopen in het EU-IPCEI-proces. Deelname aan de notificatie fase zal afhangen van de verdere onderbouwing van de projectvoorstellen door de bedrijven, de mate waaraan de initiatieven aan de eisen van het IPCEI-steunkader voldoen en het nog te nemen besluiten van het kabinet over de besteding van de in het regeerakkoord gereserveerde middelen voor de vroege fase-opschaling van hernieuwbare energiedragers.

Vraag 5

Deelt u de mening dat de IPCEI-classificatie van deze bedrijven de opschaling van de Nederlandse waterstofambities vergemakkelijkt en daarom wenselijk is? Kunt u toelichten welke voordelen u ziet?

Ja. De IPCEI-classificatie zou de realisatie van bovengenoemde waterstofprojecten en daarmee de Nederlandse waterstofambities kunnen vergemakkelijken, aangezien het IPCEI-staatssteunkader de Nederlandse overheid in staat stelt de subsidiabele activiteiten van deze projecten te ondersteunen. Dit kader biedt de overheid meer ruimte voor ondersteuning dan normaal gesproken is toegestaan, al is de precieze ruimte voor ondersteuning van projecten in de tweede golf nog onbekend. Verder zou een IPCEI-classificatie relatief snel zekerheid voor bedrijven kunnen geven. Indien de negen projecten uit de tweede golf niet zouden worden genotificeerd, dan kan bezien worden of deze projecten alsnog in een latere golf mee kunnen doen. Overigens is een IPCEI niet de enige route voor ondersteuning, de overheid werkt momenteel aan meerdere instrumenten om waterstofprojecten te ondersteunen, waaronder het opschalingsinstrument waterstof.

Vraag 6

Kunt u deze vragen uiterlijk vrijdag 21 januari aanstaande beantwoorden?

Ik heb er alles aan gedaan deze vragen zo spoedig mogelijk te beantwoorden. De interne afstemming vereiste echter enige tijd, waardoor de ambitieuze deadline niet gehaald is. Ik vraag uw begrip hiervoor.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Warmtewet laat nog minstens een jaar op zich wachten»?1

Ja.

Vraag 2

Bent u ervan op de hoogte dat in de Warmtewet is vastgelegd dat de Autoriteit Consument en Markt (ACM) jaarlijks het maximale leveringstarief voor warmte moet vaststellen op de basis van de gasprijs en dat doordat de gasprijzen nu zo hoog zijn de warmtetarieven ook hard stijgen? Hoe apprecieert u dit?

Ja, in artikel 5, tweede lid van de Warmtewet is bepaald dat de door de ACM jaarlijks vast te stellen maximumprijs voor warmte gebaseerd moet zijn op de integrale kosten die een verbruiker zou moeten maken voor het verkrijgen van dezelfde hoeveelheid warmte bij het gebruik van gas als energiebron. Deze koppeling heeft er inderdaad toe geleid dat de gestegen gasprijzen hebben doorgewerkt in een aanmerkelijk hogere door de ACM voor 2022 vastgestelde maximum warmteprijs. Om de effecten van de stijging van de energierekening te compenseren zijn eind vorig jaar maatregelen getroffen die ook voor warmte-afnemers gelden. Het kabinet houdt ook de komende tijd vinger aan de pols, met name voor financieel kwetsbare huishoudens.
Het is evident dat de warmtetarieven moeten worden losgekoppeld van de gasprijs. De tarieven moeten gebaseerd worden op de onderliggende kosten van warmte. Dat biedt consumenten de zekerheid dat ze niet meer betalen dan de kosten die redelijkerwijs gemaakt moeten worden voor de warmte die ze afnemen. Anderzijds krijgen warmtebedrijven daarmee de zekerheid dat efficiënte kosten die zij moeten maken voor de uitvoering van hun taak kunnen worden terugverdiend, inclusief een redelijk rendement. Dit laatste is ook van belang voor de borging van de leveringszekerheid van het systeem. De nieuwe Wet collectieve warmtevoorziening die ik op dit moment in voorbereiding heb bevat bepalingen die de overstap naar op kosten gebaseerde tarieven regelt. Ik heb versnelling aangebracht in de voorbereiding van deze nieuwe wet. Het wetsvoorstel gaat voor de zomer naar de Raad van State en ik verwacht het voorstel eind 2022 aan te kunnen bieden aan de Tweede Kamer. Vooruitlopend daarop heeft de ACM onlangs de bevoegdheid gekregen om onderzoek te doen naar de rendementen van een individuele leverancier, en het tarief voor de betreffende leverancier te corrigeren indien blijkt dat het door deze leverancier behaalde rendement hoger is dan een door de ACM vast te stellen redelijk rendement. ACM is op dit moment hard bezig met de implementatie van deze nieuwe bevoegdheden. Onderdeel daarvan is het transparant maken van gedetailleerde kosteninformatie van warmtebedrijven. Met deze nieuwe bevoegdheden is dan ook een belangrijke stap gezet naar de nieuwe tariefsystematiek op basis van de onderliggende kosten. Immers, zonder de beschikking over deze gedetailleerde kosteninformatie kan ACM geen op kosten gebaseerde tarieven vaststellen.

Vraag 3

Kunt u de daadwerkelijke stijging van de warmtetarieven inzichtelijk maken? Kunt u daarbij ook een indicatie geven van wat de stijging zou zijn geweest als de koppeling met de gasprijzen er niet was?

De grote warmteleveranciers2 hebben hun warmtetarieven voor 2022 bekend gemaakt. Daaruit blijkt dat kosten bij een gemiddeld jaarverbruik van 35 GJ bij deze leveranciers tussen de 18 en 25% lager liggen dan wanneer zou worden uitgegaan van het door de ACM vastgestelde maximum tarief. Ten opzichte van de tarieven die deze leveranciers in 2021 in rekening brachten is er wel sprake van een flinke stijging. Bij het genoemde gemiddelde jaarverbruik van 35 GJ gaat om stijgingen tussen 30 en 54%. Dit ligt eveneens lager dan de stijging wanneer zou worden uitgegaan van het door de ACM vastgestelde maximum tarief. Laatstgenoemde stijging is 67%. De warmteleveranciers hebben aangegeven dat zij genoodzaakt zijn om hun daadwerkelijke warmtetarieven te verhogen omdat de kosten van warmtelevering direct en indirect gekoppeld zijn aan de gasprijzen. In haar brief van 1 november 20223 heeft mijn ambtsvoorganger hierover al aangegeven dat de stijgende gasprijzen invloed hebben op de onderliggende kosten voor warmtebedrijven, omdat aardgas direct (gas als warmtebron of back-up warmtebron) en indirect (bijv. via subsidiebedrag in de SDE++ en koppeling van warmtecontracten aan de prijs van aardgas) een rol speelt als warmtebron voor warmtenetten.
Bij het loslaten van de koppeling tussen het maximum tarief en de gasprijzen zullen de maximum tarieven geleidelijk steeds meer worden gebaseerd op de werkelijke kosten van warmte. Ik kan nu niet aangeven wat het effect daarvan zou zijn geweest op de hoogte van het maximum tarief, maar gelet op het voorgaande kan niet zondermeer worden verondersteld dat dit zou hebben geleid tot lagere tarieven.

Vraag 4

Wat betekent de stijging van de warmtetarieven concreet voor de consument? Om hoeveel geld gaat het per huishouden? Op welke manier wordt hierop toezicht gehouden door de overheid?

Bij de in het antwoord op vraag 3 genoemde grote warmteleveranciers leidt de stijging van hun warmtetarieven bij een gemiddeld verbruik van 35 GJ tot een stijging van de jaarkosten tussen € 430 en € 728. Hierbij is geen rekening gehouden met de effecten van de bij vraag 2 genoemde compenserende maatregelen. Zoals ik in mijn antwoorden op vraag 2 en 3 heb aangegeven liggen de daadwerkelijke tarieven van de grote warmteleveranciers onder het door de ACM vastgestelde maximum tarief.
Op grond van de huidige Warmtewet wordt er op drie manieren toezicht gehouden op de warmtetarieven. Allereerst door te toetsen of de daadwerkelijke tarieven zich onder het toegestane maximum tarief bevinden. Ten tweede, voert ACM tweejaarlijks een rendementsmonitor uit waarbij zij de ontwikkeling van de rendementen in de warmteleveringsmarkt monitort. En tot slot, heeft ACM, zoals ik in mijn antwoord op vraag 2 heb aangegeven, recent nieuwe bevoegdheden verkregen waarmee zij onderzoek kan doen naar de rendementen van een individuele leverancier, en het tarief voor de betreffende leverancier kan corrigeren indien blijkt dat deze leverancier een rendement behaalde dat hoger is dan een door de ACM vast te stellen redelijk rendement.

Vraag 5

Consumenten die gebruik maken van een warmtenet kunnen niet veranderen van leverancier; wat doet u om te voorkomen dat warmteleveranciers onredelijke tarieven in rekening brengen dan wel misbruik maken van hun marktmacht nu de warmtetarieven hard stijgen?

Zie het antwoord op vraag 2. Uit de meest recente rendementsmonitor4 blijkt overigens dat de gemiddelde rendementen van de warmteleveranciers zijn gedaald. Dat wijst er niet op dat warmteleveranciers gemiddeld gesproken onredelijke tarieven in rekening brengen.

Vraag 6

In de voorgestelde nieuwe warmtewet worden de warmtetarieven losgekoppeld van de gasprijzen, maar vanwege het uitstel laat dit langer op zich wachten; ziet u mogelijkheid om de warmtetarieven al eerder (tijdelijk) los te koppelen van de gastarieven? Indien ja, vanaf wanneer en hoe zou dat kunnen? Indien nee, bent u bereid om alvast te beginnen met het voorbereiden van de overgang naar een nieuw systeem voor het bepalen van de warmtetarieven, zodat er nadat de wet in werking treed snel kan worden gestart met het loskoppelen van de warmtetarieven? Kunt u uw antwoord toelichten?

Het in de huidige Warmtewet vastgelegde uitgangspunt van de gasreferentie biedt mij geen mogelijkheid om zonder wetswijziging de koppeling van het maximum tarief aan de gemiddelde kosten van een verbruiker van aardgas los te laten. Zoals aangegeven in het antwoord op vraag 2 heb ik het wetsvoorstel dat een op kosten gebaseerde tariefregulering mogelijk maakt reeds in voorbereiding en verwacht ik dit voorstel eind 2022 aan te kunnen bieden aan de Kamer. De overgang naar een nieuw op kosten gebaseerd systeem is reeds in gang gezet doordat de in het antwoord op vraag 2 genoemde recente aanvullende bevoegdheden de ACM de mogelijkheid geeft om gedetailleerde kosteninformatie bij warmtebedrijven op te vragen. Daarnaast heb ik op dit moment een extern onderzoek in voorbereiding naar de nadere uitwerking van de op kosten gebaseerde tariefregulering onder de nieuwe Wet collectieve warmtevoorziening.
Ik verwacht dat dit onderzoek kort na de zomer wordt afgerond zodat ik daarna duidelijkheid kan scheppen en concreter in gesprek kan gaan met betrokkenen over de transitie naar de op kosten gebaseerde tariefregulering.
R.A.A. Jetten
Minister voor Klimaat en Energie

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Afstemming tussen landen nodig om leveringszekerheid in Europa te behouden»?1

Ja.

Vraag 2

Deelt u de hoofdconclusie van Entso-E in de Eraa dat het Europese elektriciteitssysteem de energietransitie kan doorstaan zonder in te boeten op leveringszekerheid, maar dat daar wel «planning, coördinatie en, waar nodig, gericht ingrijpen» voor nodig is? Hoe geeft u die planning, coördinatie en gericht ingrijpen vorm?

De European Resource Adequacy Assessment (ERAA) 2021 is aan de orde geweest tijdens bijeenkomsten van het Pentalateraal energieforum (samenwerkingsverband tussen België, Nederland, Luxemburg, Frankrijk, Duitsland, Zwitserland en Oostenrijk) en in Europees verband in de Electricity Coordination Group besproken tussen lidstaten, toezichthouders en TSO’s. Ik verwacht dat dat ook zal gebeuren met de ERAA 2022. In Pentalateraal verband (Nederland, Duitsland, België, Luxemburg, Frankrijk, Oostenrijk en Zwitserland) is in april 2020 ook de derde monitoring van de leveringszekerheid uitgebracht (Third Pentalateral Generation Adequacy Assessment). Ik verwacht dat deze coördinatie, mede als gevolg van de snelle veranderingen van de Europese elektriciteitsmarkt, in Pentalateraal en Europees verband alleen maar zal toenemen.
Op 2 juli 2021 informeerde de Staatssecretaris Klimaat en Energie uw Kamer over de leveringszekerheid van elektriciteit (Kamerstuk 29 023, nr. 269) en de aanpassingen die TenneT doorvoert in jaarlijkse nationale monitoring om in deze veranderende elektriciteitsmarkt, de leveringszekerheid goed te kunnen blijven monitoren. Door jaarlijks ook nationaal tot tien jaar vooruit te monitoren, houden we de situatie in de landen om ons heen en de effecten die dat heeft op de importmogelijkheden in de gaten.
Het is niettemin aan de lidstaten zelf om beleid te voeren op bijvoorbeeld kern- en kolencentrales, maar even zo goed op (de toename van) wind, zon en (ombouw van of nieuwe) gascentrales. Dat geldt voor Nederland, maar ook voor de ons omringende landen. In reactie op de vraag naar gericht ingrijpen heeft de Staatssecretaris Klimaat en Energie in dezelfde brief van 2 juli 2021 het kader leveringszekerheid beschreven dat volgt uit de Elektriciteitsverordening. Introductie van een strategische reserve is de voorkeursoptie. Een strategische reserve voor de elektriciteitsvoorziening is een vorm van productievermogen of vraagrespons die buiten de markt staat en op momenten van schaarste kan worden ingezet. De inzet van de strategische reserve wordt aan regels gebonden. De voorstellen voor de Energiewet bevatten een grondslag om TenneT op te kunnen dragen een strategische reserve in te richten. Daarnaast voert de ACM momenteel een onderzoek uit naar de Value of lost load (VoLL) voor Nederland. De VoLL is een centraal begrip bij het analyseren van de leveringszekerheid. Een dergelijke studie volgens een Europees geharmoniseerde methodiek is nodig, mocht ooit de stappen uit het kader leveringszekerheid afgelopen moeten worden.

Vraag 3

Klopt het dat in het rapport Monitor Leveringszekerheid van Tennet van begin 2021 wordt verwacht dat vanaf 2025 Nederland afhankelijk kan worden van stroomimport uit het buitenland? Klopt het dat Tennet verwacht dat de ons omringende landen kunnen voorzien in de benodigde elektriciteitsproductie, maar dat Tennet tegelijkertijd ook zegt dat Nederland geen invloed heeft op het beleid in de ons omringende landen? In hoeverre kunnen we dan zeggen dat er sprake is van voldoende leveringszekerheid?

Ja. Op basis van de gegevens die gebruikt zijn voor die monitor is in het buitenland voldoende elektriciteitsproductievermogen beschikbaar voor export naar Nederland. TenneT kijkt daarbij dus jaarlijks naar de mogelijkheden die het buitenland heeft om naar Nederland te exporteren.
Uit de recente Monitoring Leveringszekerheid 2021 blijkt hetzelfde beeld. Hierin staat dat het operationele thermische productievermogen in Nederland is gestegen tot een niveau van 23,7 GW in 2021. Daarna is er tot aan 2030 sprake van een afname tot een totaal operationeel thermisch vermogen van 16,3 GW in 2030. Het advies luidt dat deze verdere afname van het conventionele vermogen op de middellange tot lange termijn (2025–2030) resulteert in een grotere wederzijdse afhankelijkheid van Noordwest-Europese landen om aan hun leveringszekerheid te voldoen. Ook voor Nederland ontstaan daarmee grotere risico's voor de leveringszekerheid. In dit kader is het volgens TenneT belangrijk de voorgenomen vergroting van de interconnectie te realiseren, de ontwikkelingen in het buitenland nauwlettend te blijven volgen en dat versnelling van elektrificatie hand-in-hand gaat met voldoende flexibiliteit aan zowel aanbod- als vraagzijde.
Zoals ook in het antwoord op vraag 2 beschreven, verwacht ik dat de internationale afstemming in pentalateraal en Europees verband alleen maar zal toenemen rondom de jaarlijkse ERAA en zomer- en winter «outlook» van ENTSO-E. Die kennis wordt ook meegenomen in de jaarlijkse nationale monitoring door TenneT, die rekening houdt met de verwachte interconnectiecapaciteit, ontwikkelingen in het buitenland en elektrificatie en ontwikkeling van flexibiliteit aan de aanbod- en vraagkant in Nederland en daarbuiten. Als de vooruitzichten sterk verslechteren, kan dat TenneT aanleiding geven om te adviseren een strategische reserve in te richten, zoals ook beschreven in het antwoord op vraag 2.

Vraag 4

Bent u bekend met de studie van het Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln (EWI) «Auswirkungen des Koalitionsvertrags auf den Stromsektor 2030»?2

Ja.

Vraag 5

Kunt u schetsen welke gevolgen het nieuwe Duitse regeerakkoord heeft voor de elektriciteitsvoorziening en leveringszekerheid voor in West-Europa? Neemt Tennet deze ontwikkelingen mee in haar Monitor Leveringszekerheid die begin 2022 gepubliceerd wordt?

Het nieuwe Duitse regeerakkoord zal eerst moeten worden uitgewerkt in concrete maatregelen. Pas daarna wordt duidelijk wat dit betekent voor de toekomstige leveringszekerheid in West-Europa. Dit wordt niet alleen bepaald door het vermogen dat sluit, maar ook door verandering in de mogelijkheid van import en export, opslag, vraagrespons, een deel (regelbaar) vermogen dat ervoor in de plaats komt en van de ontwikkeling van de elektriciteitsvraag. Voor wat betreft de export vanuit Nederland naar Duitsland is het van belang dat de dag vooruitmarkt in Europa zo is ingericht dat de export zodanig wordt begrensd, dat er geen fysiek tekort kan optreden in betreffende exporterende landen. Een eventueel tekort in Duitsland, als import uit omliggende landen niet volstaat of mogelijk is, zal uiteindelijk dan in Duitsland moeten worden opgelost. Als de importmogelijkheden afnemen door minder dan verwachte toename van de interconnectiecapaciteit of door ontwikkelingen in het buitenland, zal dat TenneT lijkse monitoring eerder aanleiding geven om te adviseren een strategische reserve in te richten.
In de recente Monitoring Leveringszekerheid 2021 van TenneT zijn de vraag- en aanbodontwikkelingen in de rest van Europa gebaseerd op het «Ten-Year Network Development Plan» (TYNDP) 2020 en ERAA 2021. Daarmee zijn de gevolgen van het nieuwe Duitse regeerakkoord nog geen onderdeel van deze monitoring. Voor de monitoring 2022 zal opnieuw worden gekeken naar de meest actueel beschikbare scenario’s om de monitoring op te baseren, mogelijk die van het TYNDP 2022 en/of de ERAA 2022. Overigens geldt dit ook voor het coalitieakkoord 2021–2025 in Nederland, waarin afspraken zijn gemaakt over het open houden van Borssele, ombouw van gascentrales en het zetten van de benodigde stappen voor de bouw van twee nieuwe kerncentrales, wat invloed kan hebben op het beschikbare thermische vermogen in Nederland.

Vraag 6

Bent u bekend met het rapport «Adequacy and Flexibility Study for Belgium» van de Belgische TSO Elia?3

Ja.

Vraag 7

Herkent u het beeld dat België al de komende jaren afhankelijk zal zijn van de import van elektriciteit gedurende een flink aantal uren per jaar? Wat betekent de conclusie van het rapport dat België dringend nieuwe productiecapaciteit nodig heeft om de leveringszekerheid op orde te houden na de geplande nucleaire exit voor het Nederlandse beleid t.a.v. elektriciteitsproductie?

Ja. In de Monitoring Leveringszekerheid 2020 en ook in die van 2021 is rekening gehouden met de geplande nucleaire exit in België eind 2024. Tegelijk is ook rekening gehouden met een toename van het gasvermogen in België in 2025. Als het beeld verandert over de mate waarin België nieuwe productiecapaciteit kan realiseren, zal dat in het jaarlijkse «Rapport Monitoring Leveringszekerheid» van TenneT worden meegenomen. Het Nederlandse beleid ten aanzien van elektriciteitsproductie verandert op dit moment niet als gevolg van de conclusie van het rapport.

Vraag 8

Klopt het dat eind dit jaar nog 4 GW kerncentrales in Duitsland uit bedrijf wordt genomen en volgend jaar opnieuw 4 GW? Wat betekent dit voor de leveringszekerheid van de elektriciteitsvoorziening in West-Europa? Betekent dit niet dat Duitsland sterk afhankelijk wordt van elektriciteitsproductie uit kolen en gas, ook uit omringende landen?

Ja. In de recente Monitoring Leveringszekerheid 2021 is rekening gehouden met de geplande nucleaire exit in Duitsland eind 2022. De betekenis voor de leveringszekerheid van de elektriciteitsvoorziening in West-Europa wordt niet alleen bepaald door het vermogen dat sluit, maar ook door verandering in de mogelijkheid van import en export, opslag, vraagrespons, een deel (regelbaar) vermogen dat ervoor in de plaats komt en van de ontwikkeling van de elektriciteitsvraag. Niettemin betekent het sluiten van kerncentrales dat extra elektriciteitsproductie uit wind, zon, gas- en kolencentrales nodig is in Duitsland zelf of in andere landen om in dezelfde vraag te voorzien. Het in de brief van 2 juli 2021 (Kamerstuk 29 023, nr. 269) aangekondigde onderzoek naar de ontwikkeling van CO2-vrije flexibiliteit in inmiddels ook openbaar gemaakt4, onder andere voor verdere bespreking met partijen uit het klimaatakkoord en extra inzichten voor marktpartijen.

Vraag 9

Als de ons omringende lidstaten de komende jaren grote veranderingen doorvoeren in hun elektriciteitsproductiepark en ook steeds afhankelijker worden van import en export van elektriciteit, hoe voorkomen we dan dat landen op elkaar rekenen qua import van elektriciteit die er straks niet tegelijkertijd voor elk land zal kunnen zijn?

De jaarlijkse Europese (EERA, zomer- en winteroutlook) en nationale monitoring zullen dit inzichtelijk moeten maken. De conclusie uit zowel de EERA als de recente Monitoring Leveringszekerheid 2021 luidt dat in de komende jaren de leveringszekerheid van elektriciteit in Nederland toereikend is. De afname van het conventionele vermogen op de middellange tot lange termijn (2025–2030) resulteert in een grotere wederzijdse afhankelijkheid van Noordwest-Europese landen om aan hun leveringszekerheid te voldoen. Ook voor Nederland ontstaan daarmee grotere risico's voor de leveringszekerheid.
In dit kader is het volgens TenneT belangrijk de voorgenomen vergroting van de interconnectie te realiseren, de ontwikkelingen in het buitenland nauwlettend te blijven volgen en dat versnelling van elektrificatie handinhand gaat met voldoende flexibiliteit aan zowel aanbod- als vraagzijde. In deze monitor zijn de maatregelen uit het Coalitieakkoord 2021–2025 met betrekking tot de ombouw van de gascentrales, het openhouden van de kerncentrale Borssele en de stappen voor de bouw van twee nieuwe kerncentrales nog niet meegenomen. Voor wat betreft de actuele situatie in de gasmarkt en voorbereidingen ten aanzien van het uitvoeren van het Bescherm- en Herstelplan Gas verwijs ik u naar de gelijktijdig met deze antwoorden verzonden brief hierover.

Vraag 10

Wat betekenen al deze ontwikkelingen voor de elektriciteitsproductie uit kolen en gas in Nederland en de mate van import naar het buitenland? Wat betekent dit voor de uitstoot binnen de Nederlandse grenzen? Wordt het niet hoogt tijd een correctiemechanisme voor import en export van elektriciteit te introduceren in de berekeningen van de CO2-uitstoot in Nederland (zoals verzocht in de motie Erkens/Bontenbal, Kamerstuk 32 813, nr. 762)?

In de Klimaat- en Energieverkenning 2021 (KEV 2021, Kamerstuk 32 813, nr. 901) heeft PBL de puntwaarde voor de Nederlandse elektriciteitssector losgelaten en vervangen door een bereik voor de «buitenlandonzekerheid». Het is volgens PBL niet mogelijk een goede puntwaarde voor de elektriciteitssector te ramen. De activiteiten in de Nederlandse elektriciteitssector zijn afhankelijk van ontwikkelingen buiten Nederland, zoals de brandstof- en CO2-prijzen en de vraag naar en het aanbod van elektriciteit in de andere Europese landen. Door de goede verbindingen van het Nederlandse elektriciteitsnetwerk met omringende landen zijn grote en snelle variaties in de import en export van elektriciteit mogelijk. De emissieraming voor 2030 in de Nederlandse elektriciteitssector viel in de KEV 2021 wat lager uit. PBL verwacht dat er minder elektriciteitsexport zal plaatsvinden doordat de groeiverwachtingen voor hernieuwbare elektriciteit buiten Nederland naar boven zijn bijgesteld. PBL verwacht ook dat de capaciteit van gascentrales toeneemt, maar in welke mate is onzeker. Dit kan aanzienlijke consequenties hebben voor de import en export van elektriciteit in Duitsland en België, en daarmee voor de productie van Nederlandse centrales. Een correctiemechanisme voor import en export wordt, zoals de motie verzoekt, bekeken bij de aanpassing van de Klimaatwet.

Vraag 11

Bent u bekend met het artikel «Kans op «brown-out» groter met nieuw CO2-plafond kolencentrales»?4

Ja.

Vraag 12

Klopt het dat Tennet zich zorgen maakt over de leveringszekerheid nu Nederland het plafond van 35% aan de CO2-uitstoot van kolencentrales invoert? Klopt het dat deze ontwikkeling niet in de nieuwe Monitor Leveringszekerheid van Tennet een plek heeft gekregen? Bent u bereid met Tennet in overleg te treden om na uitkomst van het rapport begin 2022 binnen twee maanden een actualisatie van dat rapport te maken, waarin de nieuwe ontwikkelingen in Nederland, Duitsland en België wel een plek hebben gekregen?

Er zijn in de rapportage van TenneT van 20 april 2020 drie varianten onderzocht: definitieve sluiting van de drie nieuwe centrales in 2021, tijdelijke sluiting van de drie nieuwe centrales in 2021, 2022, 2023 en alle drie de nieuwe centrales draaien op het technisch minimum in 2021, 2022, 2023 en kunnen niet opregelen. Bij de vormgeving van het plafond van 35% aan de CO2-uitstoot van kolencentrales is nadrukkelijk rekening gehouden met het belang van leveringszekerheid van elektriciteit. Zowel door het percentage niet lager te stellen dan 35% als door de keuze om de beperking vorm te geven als een plafond op jaarbasis. Het plafond op jaarbasis biedt kolencentrales ruimte om gedurende periodes met schaarste (hoge prijzen/winterperiodes) maximaal beschikbaar te zijn en daarmee bij te dragen aan de leveringszekerheid. Dit is op basis van de huidige inzichten en geldende marktomstandigheden. Ik houd de toekomstige ontwikkelingen op de elektriciteitsmarkt nauwlettend in de gaten, evenals het effect van de productiebeperking hierop. Als ik tot de conclusie kom dat deze maatregel tot onaanvaardbare risico’s leidt voor de leveringszekerheid van elektriciteit of de voorzieningszekerheid van gas, zal ik maatregelen nemen om dit te voorkomen.
In de monitor leveringszekerheid van TenneT is rekening gehouden met 4 GW kolenvermogen in 2022. De productiebeperking ziet op het beperken van kolenstook voor elektriciteitsproductie, waardoor de Amercentrale (0,6 GW), die vooral biomassa verbrandt, niet wordt beperkt door de maatregel. De MPP3 centrale van Uniper (1,1 GW) verbrandt naast kolen ook reststromen. Deze reststromen worden redelijk gelijkmatig over het jaar aangeleverd bij de centrale en hebben een beperkte opslagcapaciteit, waardoor naar verwachting de verbranding van deze reststromen ook gelijkmatig over het jaar zal plaatsvinden. Hierdoor zal naar verwachting de MPP3-centrale meer dan andere centrales die geraakt worden door deze maatregel, gelijkmatig over het jaar elektriciteit leveren, waarbij Uniper binnen de technische mogelijkheden en het gestelde CO2-plafond vrij is meer of minder te produceren afhankelijk van de marktprijzen. De Staatssecretaris Klimaat en Energie heeft besloten steun te verlenen zodat de kolencentrale van Onyx Power in Rotterdam (0,7 GW) vrijwillig en volledig kan sluiten. Hierdoor blijft alleen de Eemshaven-centrale (1,6 GW) over waarbij het denkbaar is dat aan het begin van het jaar zoveel wordt gedraaid dat aan het einde van het jaar het plafond is bereikt. Daarbij moet worden bedacht dat de bijstook van biomassa niet ten kosten gaat van het plafond van 35% waardoor de centrales gemiddeld over het jaar een groter aandeel van hun capaciteit kunnen inzetten. Het plafond van 35% heeft in de monitoring 2021 geen plek gekregen. TenneT heeft inmiddels aangegeven voor het jaar 2022 binnen twee maanden een aanvullende analyse te zullen maken op de Monitoring Leveringszekerheid 2021 met betrekking tot de maatregelen voor de kolencentrales. In de Monitoring Leveringszekerheid 2022 zal opnieuw aandacht zijn voor de situatie in de landen om ons heen.

Vraag 13

Bent u ook bezorgd over de leveringszekerheid van elektriciteit in Nederland in de komende jaren, nu de landen om ons heen grote veranderingen doorvoeren, terwijl coördinatie, afstemming en planning lijken te ontbreken? Loopt Nederland hiermee niet een groot risico? Wordt het niet hoog tijd voor een veel strakkere coördinatie tussen landen?

Zoals ook in het antwoord op vraag 3 aangegeven is in 2021 het operationele thermische productievermogen in Nederland gestegen tot een niveau van 23,7 GW. Volgens de monitor 2021 van TenneT leidt dit in 2022 tot een vermogensoverschot. De afname van het conventionele vermogen resulteert op de middellange tot lange termijn (2025–2030) in een grotere wederzijdse afhankelijkheid van Noordwest-Europese landen om aan hun leveringszekerheid te voldoen. Ook voor Nederland ontstaan daarmee grotere risico's voor de leveringszekerheid.
In de hoofdvariant van het scenario dat is gebaseerd op de Klimaat- en energieverkenning 2021 (KEV 2021) blijft de leveringszekerheid in 2030 binnen de norm. Ook in de basisvariant van het alternatieve scenario is dit het geval. Twee gevoeligheidsvarianten van het alternatieve scenario (vertraagde ontwikkeling van wind en zon, minder batterijen) laten een lichte overschrijding van de norm in 2030 zien. De maatregelen uit het Coalitieakkoord 2021–2025 met betrekking tot de gas- en kerncentrales zijn hierbij nog niet meegenomen. Voor de coördinatie verwijs ik naar het antwoord op vraag 2.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel van de Financial Times «European gas prices shoot to new high as energy crunch worsens»? Hoe apprecieert u de aanblijvende hoge energieprijzen en -krapte?1

Ja. De redenen voor de hoge gasprijs zijn onder meer aangegeven in de antwoorden op Kamervragen en in Kamerbrieven van 23 september 2021 (Aanhangsel Handelingen, vergaderjaar 2021–2022, nr. 19), 1 november 2021 (Kamerstuk 29 023, nr. 276) en 24 december 2021 (Aanhangsel handelingen, vergaderjaar 2021–2022, nr. 1213). In de afgelopen periode was er door verschillende oorzaken sprake van krapte op de gasmarkt, niet alleen in de Nederland c.q. de EU maar wereldwijd (hoge vraag in Azië; grootschalige onderhoud en productie-onderbrekingen in Noorwegen en Rusland, etc.). Deze krapte werd versterkt doordat Gazprom in de afgelopen periode, in tegenstelling tot eerdere jaren, alleen zijn aangegane leveringsverplichtingen na kwam en niet of nauwelijks leverde op de spotmarkten. De markt reageerde hierop met sterke prijssignalen waarop met name industriële afnemers hun vraag terugbrachten. Daarnaast leidden de hoge prijzen in de afgelopen periode tot een sterke toename van de aanvoer van LNG, ook in Nederland (de GATE LNG-terminal kende in december een bezettingsgraad van 90% die opliep tot praktisch 100% in januari en ook voor februari wordt een hoge bezettingsgraad verwacht).
Door de brute inval van Rusland in Oekraïne zijn de gasprijzen inmiddels nog verder tot gestegen tot boven de 110 euro/ MWh, hetgeen de huidige onzekerheid in de markt reflecteert.

Vraag 2

Deelt u de mening dat er de komende maanden serieuze risico’s bestaan voor een betaalbare en betrouwbare energievoorziening? Zo nee, waarom niet? Zo ja, wat zijn volgens u de grootste risico’s en wat gaat u hier aan doen?

In de afgelopen periode heeft de situatie op de gasmarkt reden tot zorg gegeven, In eerste instantie was er de zorg dat de Europese H-gasopslagen door een lage vulgraad aan het einde van de winter onvoldoende flexibiliteit zouden kunnen bieden in geval van een langdurige koude periode of onderbreking van het aanbod. Mede door de milde winter en forse toename van LNG-import heeft dit risico zich niet voorgedaan. Wel heeft de mondiale aanbodkrapte geleid tot fors hogere prijzen, hetgeen reden is geweest voor het kabinet om maatregelen te nemen om deze hoge prijzen te compenseren. In aanvulling daarop houdt het kabinet de betaalbaarheid van energie in den breedte nauwlettend in de gaten.
Om goed voorbereid te zijn op elke situatie heeft het kabinet de voorbereidingen getroffen voor het eventueel uitvoeren van het Bescherm- en Herstelplan Gas (Kamerstuk 29 023, nr. 252) onder de huidige wetgeving. Zie wat dit betreft de antwoorden op de vragen 3 en 4 en ook de Kamerbrief van 14 maart over gasleveringszekerheid. Een tweede zorg is het grote aandeel Russisch gas in de Europese gasimport. Via de geïntegreerde Europese gasmarkt raakt dit ook Nederland. In de Kamerbrief van 14 maart ben ik ingegaan op de acties op korte, middellange en lange termijn om deze afhankelijkheid te verminderen en tegelijkertijd de robuustheid van ons energiesysteem te versterken.

Vraag 3

Wat heeft u gedaan om voorbereid te zijn op mogelijke tekorten de komende maanden? Welke instrumenten heeft u beschikbaar om tekorten af te wenden of om er zo goed mogelijk mee om te gaan? Welke instrumenten ontbreken er nog volgens u?

Zoals aangegeven in het antwoord op vraag 2 is het kabinet naar aanleiding van de situatie in de gasmarkt voorbereiding gestart voor het eventueel uitvoeren van het Bescherm- en Herstelplan Gas onder de huidige wetgeving. Dit betreft onder andere het afschakelen van niet-beschermde grote gasverbruikers. Omdat niet op voorhand is te bepalen wat de aard van een crisis is, welke reactie dat precies vraagt en wat het actuele verbruik van bedrijven is, is er niet op voorhand een prioriteitskader of afschakelvolgorde te bepalen. Bij de 49 grootste industriële verbruikers van gas met 60 locaties wordt informatie verzameld over de mogelijkheden en effecten van afschakelen. Mocht er zich een crisis voordoen dan zal aan de hand van de situatie, het actuele gasverbruik en die verzamelde informatie bekeken worden hoe het gasverbruik veilig en met zo min mogelijk maatschappelijke gevolgen is terug te brengen, iets dat uiteraard in overleg met de dan betrokken bedrijven zal gebeuren

Vraag 4

Heeft u naar aanleiding van de motie-Erkens (Kamerstuk 21 501-33, nr. 895) een prioriteringskader ontwikkelt dat ingezet kan worden bij een mogelijk gastekort? Specifiek voor de mogelijke afschaling van de productie van grote energieverbruikers? Hoe weegt u hierbij de rol van bestaande exportcontracten ten overstaande van de nationale behoefte?

Zoals in antwoorden op de vragen 2 en 3 aangegeven is het kabinet een voorbereiding gestart voor het eventueel uitvoeren van het Bescherm- en Herstelplan Gas onder de huidige wetgeving. Daarbij wordt dus expliciet aandacht besteedt aan de mogelijke afschaling van de productie van grote industriële gasverbruikers.
Het ingrijpen in de export van gas staat haaks op de gedachte van onderlinge solidariteit tussen lidstaten zoals vastgelegd in Verordening (EU) 2017/1938 betreffende maatregelen tot veiligstelling van de gasleveringszekerheid. Wel is in het Bescherm- en Herstelplan Gas aangegeven dat we in het geval van een noodsituatie als één van de eerste maatregelen met buurlanden in overleg zullen treden over het vrijwillig verminderen van de gasafname.
Wat betreft de omvang van de export geldt dat deze eerst en vooral wordt bepaald door de fysieke behoefte aan laagcalorisch gas bij eindgebruikers in België, Duitsland en Frankrijk en niet door exportcontracten. Het is ook die behoefte die, tezamen met de Nederlandse behoefte, leidend is bij de bepaling van het jaarlijks te winnen volume. Dit op basis van de raming die jaarlijks wordt opgesteld door GTS op grond van informatie van de netbeheerders uit de voornoemde landen. De bestaande leveringscontracten spelen daarbij geen rol, de netbeheerders hebben ook geen zicht op deze contracten.
Hierbij geldt verder dat België, Duitsland en Frankrijk grootschalige ombouwprogramma’s in gang hebben gezet waarbij miljoenen afnemers van laagcalorisch gas worden omgezet op andere energiebronnen. Zo zijn er in 2021 zijn er 925.000 afnemers in het buitenland omgeschakeld van laagcalorisch naar hoogcalorisch gas. Mijn Belgische ambtgenoot heeft inmiddels laten weten dat er een definitief besluit is genomen over de versnelling van de Belgische ombouw. Zoals eerder aangegeven door mijn voorganger in de Kamerbrief van 16 april 2021 (Kamerstuk 33 529, nr. 868) heeft dit de potentie om de export naar België al vanaf het gasjaar 2024–2025 te beëindigen. Ook Duitsland ziet versnellingsmogelijkheden vanaf 2026, waardoor de export in 2029 in plaats van 2030 beëindigd kan worden. De komende jaren blijft het ombouwtempo hoog en de verwachting is dat de export van laagcalorisch gas in 2029 volledig kan zijn afgebouwd.

Vraag 5

Hoe staat het met de vullingsgraden van de Nederlandse gasvoorraden? Kunt u specifiek onderscheid maken tussen hoog- en laagcalorisch gas?

De opslagen voor laagcalorisch gas waren aan het begin van het koudeseizoen voor meer dan 80% naar behoren gevuld. Momenteel (begin maart) bedraagt deze vulgraad ca. 37%.
De Nederlandse opslagen voor hoogcalorisch gas waren aan het begin van het koudeseizoen voor 45% gevuld. Momenteel (medio maart) bedraagt deze vulgraad ca. 6%. Als wordt rekening gehouden met de opslagen voor hoogcalorisch gas in Duitsland die direct vanuit Nederland toegankelijk zijn dan bedraagt deze laatste vulgraad ca. 15%.

Vraag 6

Hoe staat het met de gasvoorraden van andere EU-lidstaten?

Op dit moment (medio maart) zijn de Europese gasopslagen voor 26% gevuld (België: 16%, Duitsland: 25%, Frankrijk: 19%, Italië: 34% en Oostenrijk: 14%).

Vraag 7

Deelt u de mening dat een te grote afhankelijkheid van import ons kwetsbaar maakt in deze energiecrisis? Buurlanden zetten immers ook in op import. Hoe garandeert u dat Nederland niet achteraan in de rij komt te staan? Deelt u de mening dat niet elk Europees land kan inzetten op import en dat het ergens gaat knellen?

Ik deel de mening dat een te grote afhankelijkheid van import, zeker als het één exporteur betreft, onverstandig is met het oog op leveringszekerheid en flexibiliteit in tijden van crisis. Met de eigen gaswinning uit de kleine velden en ook nog uit het Groningenveld is Nederland minder van import afhankelijk dan andere EU-lidstaten. Om deze afhankelijkheid verder te verminderen steunt het kabinet de gaswinning in de Noordzee en komen er verplichte vullingspercentages voor de gasvoorraden.
Daarnaast wordt ingezet op energie-efficiëntie en het stimuleren van het aanbod van hernieuwbare energiebronnen, door extra wind op zee, zon-op-dak, aardwarmte, groen gas en aquathermie. Tegelijkertijd worden de productie en import van waterstof opgeschaald. Hierbij gaan verduurzaming en afbouw van afhankelijkheid hand in hand.

Vraag 8

Wat verwacht u dat het effect is van de verdere afbouw van kernenergie in Duitsland en België op de al broze situatie op de Europese energiemarkt? De samenstelling van de energiemix is een nationale keuze. Tegelijkertijd hebben de keuzes van onze buurlanden consequenties voor onze eigen leveringszekerheid. Bent u in gesprek met de regeringen van deze lidstaten hierover? Zo nee, bent u bereid dit te doen?

TenneT brengt elk jaar een monitor leveringszekerheid uit. De leveringszekerheid van elektriciteit is momenteel op orde. De monitorrapportages die TenneT de afgelopen jaren heeft gepubliceerd, lieten hetzelfde beeld zien. In de recente Monitoring Leveringszekerheid 2021 is rekening gehouden met de geplande nucleaire exit in Duitsland eind 2022 en België in 2025. Tegelijk is ook rekening gehouden met een toename van het gasvermogen in België in 2025. Als het beeld verandert, bijvoorbeeld over de mate waarin België nieuwe productiecapaciteit kan realiseren, zal dat in het jaarlijkse «Rapport Monitoring Leveringszekerheid» van TenneT worden meegenomen. De European Resource Adequacy Assessment (ERAA) 2021 is aan de orde geweest tijdens bijeenkomsten van het Pentalateraal energieforum (samenwerkingsverband tussen België, Nederland, Luxemburg, Frankrijk, Duitsland, Zwitserland en Oostenrijk) en in Europees verband in de Electricity Coordination Group besproken tussen lidstaten, toezichthouders en transmissie systeem beheerders (TSO’s). Ik verwacht dat dat ook zal gebeuren met de ERAA 2022.
Onder leiding van het Pentalateraal energieforum is in april 2020 ook de derde monitoring van de leveringszekerheid uitgebracht (Third Pentalateral Generation Adequacy Assessment). Onder andere op deze wijze ben ik hierover in gesprek met de andere lidstaten en ik verwacht dat deze gesprekken, mede als gevolg van de snelle veranderingen van de Europese elektriciteitsmarkt, in Pentalateraal en Europees verband alleen maar zullen toenemen.

Vraag 9

Vanaf begin januari zal in Nederland een productiebeperking gelden voor kolencentrales, gezien de hoge energieprijzen zullen de centrales waarschijnlijk veel van hun capaciteit in de eerste maanden van 2022 gebruiken; ontstaat er hierdoor het risico dat er eind 2022 onvoldoende capaciteit beschikbaar is mocht er zich weer krapte voordoen op de energiemarkt? Is er een clausule ingebouwd voor noodgevallen (bijvoorbeeld wanneer de leveringszekerheid in het geding zou komen)?

Uit de recente Monitoring Leveringszekerheid 2021 blijkt dat het operationele thermische productievermogen in Nederland is gestegen tot een niveau van 23,7 GW in 2021. Bij de vormgeving van deze beperking is nadrukkelijk rekening gehouden met het belang van leveringszekerheid van elektriciteit. Zowel door het percentage niet lager te stellen dan 35% als door de keuze om de beperking vorm te geven als een plafond op jaarbasis. Wanneer het plafond niet op jaarbasis geldt maar als minimum op elk moment, kunnen de kolencentrales in periodes met schaarste niet opregelen boven het wettelijk minimum. Het plafond op jaarbasis biedt kolencentrales ruimte om gedurende periodes met schaarste (hoge prijzen/winterperiodes) maximaal beschikbaar te zijn en daarmee bij te dragen aan de leveringszekerheid.
In de monitor leveringszekerheid van TenneT is rekening gehouden met 4 GW kolenvermogen in 2022. De productiebeperking ziet op het beperken van kolenstook voor elektriciteitsproductie, waardoor de Amercentrale (0,6 GW), die vooral biomassa verbrandt, niet wordt beperkt door de maatregel. De MPP3 centrale van Uniper (1,1 GW) verbrandt naast kolen ook reststromen. Deze reststromen worden redelijk gelijkmatig over het jaar aangeleverd bij de centrale en hebben een beperkte opslagcapaciteit, waardoor naar verwachting de verbranding van deze reststromen ook gelijkmatig over het jaar zal plaatsvinden. Hierdoor zal naar verwachting de MPP3-centrale meer dan andere centrales die geraakt worden door deze maatregel, gelijkmatig over het jaar elektriciteit leveren, waarbij Uniper binnen de technische mogelijkheden en het gestelde CO2-plafond vrij is meer of minder te produceren afhankelijk van de marktprijzen. De Staatssecretaris Klimaat en Energie heeft besloten steun te verlenen, zodat de kolencentrale van Onyx Power in Rotterdam (0,7 GW) vrijwillig en volledig kan sluiten. Hierdoor blijft alleen de Eemshavencentrale (1,6 GW) over, waarbij het denkbaar is dat aan het begin van het jaar zoveel wordt gedraaid dat aan het einde van het jaar het plafond is bereikt. Daarbij moet worden bedacht dat de bijstook van biomassa niet ten koste gaat van het plafond van 35%, waardoor de centrales gemiddeld over het jaar een groter aandeel van hun capaciteit kunnen inzetten. Ik verwacht daarom niet dat er aan het einde van het jaar onvoldoende capaciteit beschikbaar is. Er is in de wettelijke beperking geen clausule ingebouwd voor noodgevallen, maar ik houd de toekomstige ontwikkelingen op de elektriciteitsmarkt nauwlettend in de gaten, evenals het effect van de productiebeperking hierop. Als ik tot de conclusie kom dat deze maatregel tot onaanvaardbare risico’s leidt voor de leveringszekerheid van elektriciteit of de voorzieningszekerheid van gas, zal ik maatregelen nemen om dit te voorkomen.

Vraag 10

Hoe staat het met de uitvoering van de motie-Erkens (Kamerstuk 32 813, nr. 949) voor een onafhankelijk onderzoek naar de leveringszekerheid voor de komende 10–15 jaar?

Zoals aangegeven in het antwoord op de vragen 2 en 3 is het kabinet naar aanleiding van de situatie in de gasmarkt voorbereiding gestart voor het uitvoeren van het Bescherm- en Herstelplan Gas onder de huidige wetgeving. Daarnaast wordt bezien hoe de uitvoering van de motie-Erkens (Kamerstuk 32 813, nr. 949) het beste ter hand kan worden genomen. Gezien de mogelijke omvang van het onderzoek zal daarbij een aanbestedingsprocedure moeten worden gevolgd. Het kabinet zal zo spoedig mogelijk komen met de nadere invulling van het coalitieakkoord op het punt van de opslagverplichting. Zie wat dit alles betreft ook de Kamerbrief van 14 maart over gasleveringszekerheid.

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht «Zorgen en boosheid na plotseling afblazen contractondertekening voor verbreden A2, Rijkswaterstaat meldt miljoenentekort»?1

Ja.

Vraag 2

Wat is er precies aan de hand?

Kort voor de geplande vaststelling van enkele uitvoeringsovereenkomsten voor het project A2 Het Vonderen Kerensheide is besloten de ondertekening niet plaats te laten vinden. Dat heeft bij de regio – begrijpelijk – tot onvrede geleid. In het antwoord op vraag 3 ga ik daar nader op in. De overeenkomsten konden helaas niet worden getekend, omdat de (geactualiseerde) raming van het project hoger ligt dan het taakstellend budget. De voorbereidingen van het project lopen ondertussen conform planning door waardoor op dit moment geen effect is op het geplande moment van aanbesteding (voorjaar 2022).

Vraag 3

Wat is de reden dat het ondertekenen van de overeenkomst zo laat is afgezegd?

De annulering had ten eerste ruim eerder moeten plaatsvinden, omdat het genoemde tekort al eerder bekend was. De communicatie met de betrokken partijen over het annuleren van de ondertekening is voorts te laat opgestart en niet goed verlopen. Inmiddels heb ik hierover met de gedeputeerde van Limburg contact gehad en mijn verontschuldigingen hiervoor aangeboden.

Vraag 4

Het zou gaan om een tekort van «enkele miljoenen» op een totaal budget van 287 miljoen euro. Hoe groot is precies het tekort?

Het proces van validatie van de precieze omvang van het tekort voor de A2 Het Vonderen Kerensheide is op dit moment gaande, waardoor ik nog niet in kan gaan op de exacte hoogte van het tekort. Over de uitkomst van de validatie en het vervolg wordt u via de reguliere kanalen volgens het MIRT geïnformeerd, in vervolg op de MIRT-brief van 15 december jongstleden.

Vraag 5

Sinds wanneer is bekend dat er een tekort is? Was de provincie hiervan op de hoogte?

Bij vaststellen van het Tracébesluit (TB) in oktober 2019 is binnen het ministerie vastgesteld dat de raming hoger lag dan het met de provincie Limburg bestuurlijk vastgesteld taakstellend budget. Om deze spanning te beheersen is na ondertekening van het TB, conform de bestuursovereenkomst over dit project in opdracht van het Ministerie van I&W een onderzoek naar versoberingen uitgevoerd. Dit onderzoek is inmiddels afgerond en wordt door het ministerie in samenhang met de validatie van de raming beoordeeld. Over de uitkomst van deze beoordeling wordt u, na afstemming met de regio, via de reguliere kanalen geïnformeerd. De provincie is over het tekort recent, bij het annuleren van ondertekening van de overeenkomsten op bestuurlijk niveau geïnformeerd.

Vraag 6

Klopt het dat het niet ondertekenen van de overeenkomst geen effect heeft op de uitvoering van het project? Zo ja, waarom is de ondertekening geannuleerd als dit alleen een formaliteit is? Zo nee, waarom heeft Rijkswaterstaat dit dan aan de provincie laten weten? Wat is de actuele planning van het project?

Het niet ondertekenen van de overeenkomsten op 2 december heeft vooralsnog geen effect op de realisatie en/of planning van het project. Met ondertekening van de overeenkomsten ontstaat een verplichting. Het is daarom niet slechts een formaliteit. Het is noodzakelijk voor de start van de aanbesteding. We zetten er op in om een effect op de planning te voorkomen. Dit is afhankelijk van een besluit over het budget. De huidige planning gaat uit van de start van de aanbesteding in (voorjaar) 2022, gunning in 2023 en uitvoering van 2025 tot 2027.

Vraag 7

Welke oplossingen zijn er mogelijk om de overeenkomst alsnog te kunnen ondertekenen?

Op basis van de gevalideerde raming en het onderzoek naar versoberingen dient een besluit te worden genomen over het project.

Vraag 8

In hoeverre wordt de verdere uitvoering van dit project gehinderd door de stikstofproblematiek?

Verdere uitvoering van het project wordt niet gehinderd door stikstofproblematiek, omdat het Tracébesluit is vastgesteld en onherroepelijk is.

Vraag 9

Kunt u deze vragen één voor één beantwoorden?

Ja

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Waar blijft de toegezegde ruimhartige compensatie?»? Hoe apprecieert u dit artikel?1

Ja, ik ben bekend met dit artikel. Ik onderschrijf hierbij graag opnieuw het belang zoals onderkend door mijn voorganger om tot een ruimhartige en snelle schadeafhandeling te komen voor gedupeerden van de ramp. Op 17 december jl. heeft mijn voorganger mede namens de toenmalige ministers van IenW, LNV en EZK uw Kamer dan ook nader geïnformeerd over een aantal aspecten van de afhandeling van de waterschade.2 Daarin is onder andere aangegeven dat het kabinet begin 2022 een eenmalige omzetdervingsregeling zal publiceren voor getroffen ondernemers in Limburg en eenmalig zal komen met een tegemoetkoming voor agrariërs met teeltplanschade in de uiterwaarden van de bedijkte Maas. Tevens wordt er in nauwe afstemming met RVO hard gewerkt om uitbetaling van de tegemoetkoming van de schade binnen het kader van de Wet tegemoetkoming schade bij rampen (Wts) zo spoedig mogelijk te laten verlopen. Op deze manieren wordt werk gemaakt van een ruimhartige en snelle schadeafhandeling voor gedupeerden.

Vraag 2

Hoe staat het met de uitbetaling van de schadevergoedingen door de overheid?

De Regeling tegemoetkoming waterschade in Limburg en het onbedijkte gebied langs de Maas in de Noord-Brabant in juli 2021 is op 10 september 2021 in werking getreden. De Rijksdienst voor Ondernemend Nederland (RVO) draagt zorg voor de uitvoering van de Regeling.
Op peildatum 11 januari 2022 zijn er bij RVO 2.775 meldingen gedaan en zijn er 2.496 schade expertises gepland (of deels) uitgevoerd voor de inventarisatie van schade bij gedupeerden. Op genoemde peildatum is € 7.262.857,– aan 296 gedupeerden uitbetaald. Naar verwachting loopt dit bedrag de komende tijd verder op.

Vraag 3

Welke mogelijkheden ziet u om de uitbetaling te versnellen? Deelt u de mening dat een snelle uitbetaling van de schadevergoedingen cruciaal is voor een goed herstel van gedupeerde ondernemers in de regio?

Een snelle uitbetaling van de tegemoetkomingen van de onverzekerbare materiële schade is de inzet en daar wordt door de taxateurs en RVO hard aan gewerkt. Zoals aangegeven in de beantwoording van mijn voorganger op vragen van de leden Amahouch, Boswijk en Van Dijk3 wordt daarbij alles in het werk gezet om de doorlooptijden zo kort mogelijk te houden.

Vraag 4

Tijdens uw bezoek aan de regio heeft u toegezegd dat alle gedupeerden ruimhartig gecompenseerd zullen worden, hoe definieert u die ruimhartigheid? Hoe geeft u daar invulling aan?

Het kabinet staat de door de overstromingen getroffen inwoners en organisaties in Limburg bij door de Wet tegemoetkoming schade bij rampen (Wts) en een aantal gerichte regelingen in te zetten.
De ministeriële regeling in het kader van de Wts is heel snel van kracht gegaan en een tegemoetkoming in de geleden schade – op het vlak van onverzekerbare materiële schade – kon tot en met 16 december 2021 aangevraagd worden.
Naast het van toepassing verklaren van de Wts zijn er generieke regelingen met betrekking tot omzetderving van kracht, te weten de Tegemoetkoming Vaste Lasten (TVL) en de Noodmaatregel Overbrugging Werkgelegenheid (NOW). Ook zullen ondernemers met aanmerkelijke materiële schade door de ramp en met ten minste 50% omzetderving in het derde en vierde kwartaal van 2021 een tegemoetkoming krijgen voor het vierde kwartaal. De tegemoetkoming bedraagt 10% van de omzetderving. Deze tegemoetkoming is eenmalig, naast de openstelling van de NOW voor november en december en de TVL regeling voor het vierde kwartaal van 2021.
Het toenmalige kabinet heeft daarnaast besloten om, gezien de zeer uitzonderlijke omstandigheden, eenmalig te komen met een tegemoetkoming voor agrariërs met teeltplanschade in de uiterwaarden van de bedijkte Maas (van Boxmeer tot Geertruidenberg). Deze regeling wordt als aangegeven in de Kamerbrief van 17 december jl.4 momenteel voorbereid. Eind januari 2022 kunnen bedrijven zich gaan melden voor deze tegemoetkoming. Meer informatie komt binnenkort beschikbaar op de website van RVO.
Een aantal gemeenten – zoals Valkenburg aan de Geul – is zwaar getroffen door de wateroverlast. Gezien de relatief beperkte jaarlijkse baten en lasten van de gemeenten en de omvang van de (bestemmings-)reserves kan redelijkerwijs van deze gemeenten niet verwacht worden dat ze de schade binnen hun lopende begrotingen op kunnen vangen. Daarom worden deze gemeenten middels een specifieke uitkering gecompenseerd.
Kortom, naast het van toepassing verklaren van de Wts en financiële compensatie van een aantal gemeenten met een specifieke uitkering heeft het toenmalige kabinet, gelet op de zeer uitzonderlijke omstandigheden, besloten eenmalig te komen met een tegemoetkoming voor agrariërs met teeltplanschade in de uiterwaarden van de bedijkte Maas en een aparte, eenmalige omzetdervingsregeling voor Limburg.

Vraag 5

Hoe apprecieert u de zorgen van ondernemers in Limburg over het uitblijven van de uitbetaling van de schadevergoeding en de gevolgen hiervan ook rondom voortdurende omzetderving?

Ik begrijp deze zorgen heel goed. De bestaande zorgen zijn al groot vanwege de impact van de COVID-19 pandemie. Voor deze ondernemers is de extreme wateroverlast (tijdens de belangrijke zomerperiode) en impact daarvan daar nog eens bovenop gekomen. Ik onderschrijf de lastige situatie waar ondernemers in Limburg zich in bevinden, en dat is dan ook juist de reden dat RVO hard werkt om de tegemoetkomingen voor onverzekerbare materiële schade zo spoedig mogelijk uit te keren. Bovendien heeft het kabinet gesprekken gevoerd met de provincie Limburg over de situatie van de ondernemers. Het toenmalige kabinet heeft, zoals ook in het antwoord op vraag 4 is aangegeven, besloten 10% omzetderving te compenseren in het vierde kwartaal van 2021 voor ondernemers die in aanmerking komen voor de nieuwe regeling die begin 2022 zal worden gepubliceerd.

Vraag 6

Wat is nu het gebied in Brabant dat voor vergoeding van de schade in aanmerking komt? Klopt het dat het op dit moment in bepaalde delen van Brabant (stroomafwaarts na Sambeek) voor agrarisch ondernemers niet meer mogelijk is om schade te melden?

Voor het antwoord op deze vraag verwijs ik u naar de bijlage als bedoeld in artikel 2, tweede lid, van de Regeling met de contouren van het schadegebied. De Brabantse oever van de Maas stroomafwaarts tot aan Boxmeer wordt gerekend tot het schadegebied door overstroming. Tot Boxmeer is de Maas onbedijkt (evenals de rechteroever tot Mook). Vanaf Boxmeer ligt van oudsher al een primaire kering. Vanuit RVO en de taxateurs vindt maatwerk plaats om na te gaan en te bepalen of specifieke gevallen op de grenzen van deze contouren wel of niet in aanmerking komen.
Het was voor iedereen mogelijk schade te melden tot en met 16 december 2021. Het was daarbij niet nodig om al een compleet beeld te hebben van de schade. Na de genoemde datum kan de melding namelijk nog worden aangevuld.
Als aangegeven in het antwoord op vraag 4 komt er een aparte regeling voor teeltplanschade in de uiterwaarden van de bedijkte Maas van Boxmeer tot aan Geertruidenberg, wat stroomafwaarts is vanaf Sambeek. Deze regeling wordt voorbereid en op korte termijn zullen hiervoor aanvragen gedaan kunnen worden bij RVO.

Vraag 7

Klopt het dat u in gesprek zou gaan met de regio en ondernemersvertegenwoordigers over omzetderving? Hoe staat het daarmee en wat doet u daarop?

Het klopt dat het toenmalige kabinet met de regio en ondernemersvertegenwoordigers vanuit de provincie Limburg in gesprek is gegaan over omzetderving als gevolg van de waterramp halverwege juli. De afgelopen maanden hebben er veelvuldig gesprekken plaatsgevonden om de scope van de omzetderving te bepalen en om beelden te wisselen over de ontstane situatie. Inmiddels wordt er een regeling voor een tegemoetkoming in omzetderving voor het vierde kwartaal uitgewerkt. Die regeling zal begin 2022 in werking treden en door RVO worden uitgevoerd. Met de komst van de omzetdervingsregeling voor getroffen ondernemers wordt ook invulling gegeven aan de motie van de leden Graus en Van Kent over een ruimhartige omzetdervingsregeling voor Limburgse ondernemers die getroffen zijn door de watersnoodramp.5