De komst van het energiebedrijf Gunvor naar Nederland met mogelijke betrokkenheid van Vladimir Poetin |
|
Jasper van Dijk (SP), Renske Leijten (SP) |
|
Rob Jetten (minister zonder portefeuille economische zaken) (D66), Wopke Hoekstra (viceminister-president , minister buitenlandse zaken) (CDA) |
|
Wat is uw oordeel over de uitzending van BNR over mogelijke betrokkenheid van Poetin bij het energieconcern Gunvor?1
Bij de uitzending wordt een hypothese gepresenteerd dat Poetin financieel betrokken zou zijn bij Gunvor, een bedrijf dat een waterstofterminal in Rotterdam wil bouwen. Ik deel de uitspraak van het lid Van Dijk tijdens de uitzending dat het onaanvaardbaar is als er sprake zou zijn van enige betrokkenheid van Poetin bij een investering in deze waterstofterminal. Daarom is er onderzoek verricht naar de mogelijke betrokkenheid van president Poetin bij Gunvor. Op basis van de thans beschikbare informatie zijn er geen aanwijzingen dat hiervan sprake is (zie ook het antwoord op vraag 5).
Klopt het dat Gunvor een groene waterstofterminal in Rotterdam wil bouwen? Vindt u het aanvaardbaar dat een buitenlands bedrijf het beheer krijgt over onze energievoorziening?
Het klopt dat Gunvor voornemens is een groene waterstofterminal in Rotterdam te bouwen. Gunvor Petroleum Rotterdam, dochteronderneming van Gunvor Group, heeft een ontwikkelingsovereenkomst met Air Products ondertekend voor de ontwikkeling van een importterminal in Europort Rotterdam. Er is voor zover bekend nog geen investeringsbeslissing genomen door deze bedrijven.
De energievoorziening in Nederland is een complex geheel van activiteiten die door publieke en commerciële partijen wordt uitgevoerd en is onderdeel van een geliberaliseerde Europese energiemarkt. Met de marktordening wordt bepaald welke partijen zich onder welke voorwaarden met de verschillende activiteiten bezig mogen houden: productie, transport, opslag-, en importfaciliteiten. Ik heb uw Kamer over de toekomstige waterstofmarktordening in juni jl. geïnformeerd met de Kamerbrief «Voortgang ordening en ontwikkeling waterstofmarkt» (Kamerstuk 32 813, nr. 1060). Daar ga ik ook in op de ruimte voor private investeringen in importterminals.
Het uitgangspunt voor de gewenste marktordening verschilt per activiteit. De publieke belangen zijn richtinggevend voor de ordening. Daarbij wordt onder meer gekeken welke mate van verwachte concurrentie en marktwerking mogelijk en wenselijk is en in welke mate sprake is van vitale belangen. Zo heb ik gekozen om de ontwikkeling van elektrolyse in vrije concurrentie te laten plaatsvinden en de aanleg van een integraal landelijk transportnet (zie Kamerstuk 32 813, nr. 958) in publieke handen te houden, vanwege het vitale belang van deze infrastructuur en het monopoloïde karakter. Het huidige tijdsbeeld, mede gevormd door geopolitieke spanningen en de complexiteit en urgentie van de energietransitie, vraagt om meer betrokkenheid vanuit de overheid en meer wendbaarheid om de publieke belangen te kunnen borgen.
Voor importterminals acht ik het van belang dat er voldoende ruimte is voor private commerciële partijen om actief te zijn op deze markt. Ik verwacht dat er op termijn voldoende concurrentie kan ontstaan bij de ontwikkeling van importterminals, zoals ook gedeeld door de meerderheid van de respondenten op de consultatie (zie bijlage bij Kamerstuk 32 813, nr. 1060). Dat kunnen dus ook buitenlandse partijen zijn, zoals nu ook al het geval is bij de gas- en elektriciteitssector en past bij het internationale karakter van de Europese energiemarkt.
Daarnaast heb ik besloten voorlopig ook publieke bedrijven, zoals netwerkbedrijven, de ruimte te geven om deel te nemen aan projecten voor de ontwikkeling van importterminals voor waterstof. Met de marktordening worden ook de regels vastgelegd voor toekomstige toegang tot importterminals. Zo wordt geborgd dat er sprake is van non-discriminatoire toegang voor derden tot de terminals. Deze regels zijn op Europees niveau al in ontwikkeling als onderdeel van het EU-Decarbonisatiepakket.
Komt de waterstofterminal in aanmerking voor subsidie? Zo ja, welke?
Het consortium waar Gunvor deel van uitmaakt heeft in 2020 aangegeven interesse te hebben in ondersteuning via het IPCEI-staatssteunkader van de Europese Unie (IPCEI: Important Projects of Common European Interest). De vierde golf van IPCEI-waterstof, waar dit project beoogt aan deel te nemen, wordt binnenkort opgestart. Naar verwachting vangt de pre-notificatie van projecten bij de Europese Commissie eind september aan. Projecten die zich in 2020 voor de interessepeiling hebben aangemeld kunnen hieraan deelnemen. Op dit moment is nog niet duidelijk welke projecten in aanmerking komen voor subsidie in de vierde golf van IPCEI-waterstof. De selectie van projecten vindt plaats op basis van een nationale subsidieregeling die nog niet is opengesteld. De openstelling van de subsidieregeling volgt naar verwachting in 2023 en zal worden uitgevoerd door de Rijksdienst voor Ondernemend Nederland (RVO). RVO screent proactief de sanctielijsten en bij vermeende betrokkenheid van gesanctioneerde personen wordt met de beleidsverantwoordelijke- en juridische directies besproken of het wenselijk is om subsidie te verstrekken en wordt onderzocht wat de juridische mogelijkheden zijn om de subsidie eventueel niet te verstrekken.
Kunt u bevestigen dat het hoofdkantoor van Gunvor is gevestigd in Genève en dat het bedrijf jarenlang Russische olie heeft geëxporteerd?
Gunvor Group Ltd is geregistreerd op Cyprus en heeft kantoren wereldwijd, waaronder een hoofdkantoor gevestigd in Genève. Volgens de eigen website handelt Gunvor in olie afkomstig uit 35 verschillende landen. Op hun website is ook informatie te vinden over de handel met Rusland.2
Klopt het dat de Russische president Poetin een aandeel heeft in het bedrijf Gunvor? Zo nee, waarop baseert u dat? Kunt u gedetailleerd uiteenzetten hoe de eigendomsstructuur van Gunvor eruit ziet?
Op mijn verzoek is dit uitgezocht en op basis van de thans beschikbare informatie zijn er geen aanwijzingen dat president Poetin een aandeel heeft in het bedrijf Gunvor. Gunvor zelf weerlegt ook de berichten dat president Poetin een aandeel bezit in het bedrijf en bracht eerder in 2015 informatie naar buiten over de aandeelhoudersstructuur3. In maart 2014, vlak voordat er sancties werden opgelegd aan medeoprichter Gennady Timchenko door de VS, verkreeg andere medeoprichter Torbjorn Törnqvist ook zijn aandelen. Deze laatste kreeg hiermee 87,18% van de aandelen en 100% van de stemrechten in bezit.
Informatie uit recente commerciële databronnen4 suggereert een vergelijkbare aandeelhoudersstructuur, met enkele kleine verschillen in percentages: 86,94% van de aandelen in Gunvor zou (in)direct in handen zijn van Torbjorn Törnqvist en 13,06% van een «Gunvor Employee Share Plan». Informatie over de achterliggende eigenaars van dit aandelenplan voor medewerkers is niet beschikbaar, maar de bekende feiten spreken de communicatie door Gunvor niet tegen. Het is onbekend waar de (kleine) percentageverschillen t.o.v. de communicatie van Gunvor in 2015 vandaan komen. Gunvor heeft op 4 maart 2022 opnieuw informatie naar buiten gebracht over haar eigendomsstructuur. Ze hebben gecommuniceerd dat Torbjon Törnqvist 88,4% van de aandelen bezit en dat de rest in handen is van Gunvor-werknemers.5
Energieconcern Gunvor heeft ook een Nederlandse dochteronderneming, namelijk Gunvor Petroleum Rotterdam. Bij de Kamer van Koophandel is Torbjorn Törnqvist ingeschreven als uiteindelijk belanghebbende eigenaar van dit bedrijf met 75% tot 100% van de aandelen. Aangezien Gennady Timchenko op 28 februari 2022 ook op de EU-sanctielijst is geplaatst, is mijn ministerie in het kader van toezicht op naleving van EU-sancties nagegaan of hij aandelen bezit in Gunvor Petroleum Rotterdam, maar uit deze check is gebleken dat dit niet het geval is.
Deelt u de mening dat het onaanvaardbaar zou zijn wanneer in Nederland een waterstofterminal wordt gevestigd met betrokkenheid van Poetin? Op welke manier gaat u controleren of de komst van Gunvor in lijn is met de sancties tegen het Kremlin?
Het kabinet deelt deze mening. In aanvulling op mijn eerdere antwoorden is het goed te noemen dat wettelijke, sectorspecifieke investeringstoetsen bestaan in de elektriciteits-, gas- en telecommunicatiesector. Er zijn meerdere toezichthouders betrokken die zicht houden op de naleving van EU-sancties binnen hun sector. Zo ziet het Bureau Toetsing Investeringen (BTI) toe op naleving van sancties op het gebied van eigendom en zeggenschap in niet-beursgenoteerde ondernemingen, kijken de financiële toezichthouders DNB en AFM naar de financiële sector en kijkt de Douane naar in- en uitvoer van goederen. Bij verdenking van overtreding zullen de daarvoor bevoegde instanties (FIOD, OM) op handhaving toezien.
O.g.v. artikel 1 van Verordening (EU) 269/2014 moeten alle tegoeden en economische middelen die toebehoren aan, eigendom zijn, in het bezit zijn of onder zeggenschap staan van gesanctioneerde personen of entiteiten, of met hen verbonden natuurlijke personen of rechtspersonen, entiteiten of lichamen, worden bevroren. De lijst met gesanctioneerde personen en entiteiten is in de bijlage bij die verordening bijgevoegd en wordt regelmatig geactualiseerd. Daarnaast geldt dat o.g.v. artikel 5 bis bis van Verordening (EU) 833/2014, het verboden is om direct of indirect transacties aan te gaan met bepaalde Russische staatsbedrijven die in de bijlage bij de verordening staan genoemd.
Deze verordeningen werken rechtstreeks door en moeten door de relevante autoriteiten en instellingen van de lidstaten die tegoeden of economische middelen verstrekken, worden toegepast. In de praktijk betekent dat dat alle banken/instellingen, maar ook overheidsinstanties die subsidies verstrekken (zoals RVO) zelf de EU-sanctielijsten grondig moeten onderzoeken. RVO heeft hiervoor een sanctieteam, ondersteund door een datateam, dat hen hiermee helpt. RVO heeft naar aanleiding van de sancties eind maart een structuur opgezet rond de interne sanctienaleving bestaand uit data-analyse, een intern meldpunt en communicatieactiviteiten. RVO is verder betrokken bij het Datateam (gecoördineerd door het Ministerie van Buitenlandse Zaken) dat gericht is op het sneller en efficiënter uitwisselen van gegevens over gesanctioneerde partijen tussen de verschillende overheidsorganisaties.
Bent u het ermee eens dat onze energievoorziening een publieke taak dient te zijn en dus niet in buitenlandse handen moet vallen? Zo ja, wat onderneemt u tegen het plan van Gunvor om in Rotterdam een waterstofterminal te plaatsen?
Ten aanzien van de vraag over publiek en privaat eigendom van activiteiten in de energievoorziening verwijs ik graag naar het antwoord op vraag 2. Ik zie op dit moment geen reden om maatregelen te nemen tegen het plan van Gunvor en Air Products om een waterstofterminal in Rotterdam te bouwen.
Aangescherpte vereisten voor regelvermogen (aFRR) en effecten op de energierekening van huishoudens. |
|
Pieter Grinwis (CU) |
|
Rob Jetten (minister zonder portefeuille economische zaken) (D66) |
|
Klopt het dat vanaf 1 juli 2022 de vereisten voor vrij afroepbaar regelvermogen (aFRR) zijn aangescherpt en het aangeboden regelvermogen nu binnen vijf minuten bereikt dient te worden, terwijl dit voorheen 15 minuten was? Klopt het dat het gevolg van deze aanscherping is dat gas en/of kolencentrales veel minder aFRR-capaciteit kunnen leveren dan voorheen?
De vereisten voor vrij afroepbaar regelvermogen zijn inderdaad per 1 juli 2022 aangescherpt. Die aanscherping van de vereisten volgt uit Europese regelgeving. De reden voor deze aanscherping van de vereisten is de noodzaak om de balanshandhaving goed te kunnen laten verlopen in het huidige elektriciteitssysteem met veel snelle fluctuaties als gevolg van het steeds grotere aandeel hernieuwbare elektriciteit. Door deze aanscherping is Nederland beter in staat om onbalansen die ontstaan door bijvoorbeeld zon- en windopwek op te vangen. Het gaat hier om harmonisatie van regels op EU-niveau om verdere integratie van markten te bevorderen.
Ik heb geen inzicht in het type partijen dat regelvermogen aanbiedt, noch onder welke specifieke condities dit aantrekkelijk (genoeg) is voor verschillende typen opwektechnieken. TenneT heeft deze informatie ook niet. De markt voor het aanbieden van dergelijk vermogen is namelijk technologieneutraal ingericht en aanbieders hoeven deze informatie ook niet aan te leveren. TenneT acht het aannemelijk dat conventionele elektriciteitsproductie-eenheden in algemene zin minder afroepbaar regelvermogen kunnen leveren naarmate de activeringstijd korter is. In de praktijk blijkt het gemiddelde aanbod van afroepbaar regelvermogen momenteel echter niet significant lager dan voor 1 juli.
Hoeveel zijn de vergoedingen die TenneT moet betalen aan energiebedrijven en eventueel andere relevante spelers omhoog gegaan doordat er minder aanbod is van aFRR-capaciteit (gemiddeld per aanbieder en in totaal)?
Zoals hierboven reeds aangegeven is geen sprake van een substantiële terugval in aanbod.
Hieronder zijn de totale gemiddelde kosten voor regelvermogen (aFRR) per dag weergegeven, onderverdeeld in op- en afregelcapaciteit.
€ 402.934
€ 1.599.168
€ 380.292
€ 1.778.426
De gemiddelde prijzen voor regelvermogen in de eerste zeven maanden van 2022 waren als volgt:
(€ / MW / uur)
2022
omhoog
omlaag
Januari
€ 46,70
€ 31,58
Februari
€ 44,28
€ 40,22
Maart
€ 55,77
€ 40,17
April
€ 54,08
€ 53,92
Mei
€ 46,82
€ 59,88
Juni
€ 55,01
€ 42,16
Juli
€ 204,74
€ 213,78
Hieruit blijkt een substantiële stijging van de gemiddelde prijs. Het is op dit moment niet duidelijk of deze prijsstijging zich zal voortzetten. TenneT geeft aan dat de stijging waarschijnlijk voornamelijk te maken heeft met de sterk gestegen energieprijzen en de bijzondere situatie op de mondiale energiemarkt.
Wilt u een overzicht aan de Kamer sturen van de afgelopen vijf jaar, waarin vergeleken worden: ten eerste de vereisten voor regelvermogen (aFRR), ten tweede de vergoedingen die TenneT op basis hiervan moest betalen aan energiebedrijven en andere relevante spelers (gemiddeld per aanbieder en in totaal) c.q. aan hen die dus betaald kregen voor het aanbieden van regelvermogen en ten derde hoeveel voor elke partij in de keten de energierekening daardoor omhoog is gegaan?
De vereisten voor regelvermogen zijn uitgebreid en hebben een zeer technisch karakter. Deze zijn neergelegd in Europese Verordeningen en in de zogenaamde nationale «technische codes» die op voorstel van netbeheerders door toezichthouders worden vastgesteld.
De meest relevante wijzigingen inzake de regels rond regelvermogen gedurende de afgelopen 5 jaar zijn wijzigingen geweest a) in de totaal gecontracteerde volumes, b) de contractduur voor het contracteren van regelvermogen en c) een afstap van het gecombineerd aanbieden van opregelbaar en afregelbaar vermogen.
Hieronder vindt uw Kamer ten eerste een overzicht van de wijzigingen van het totale, minimaal te contracteren regelvermogen in de afgelopen vijf jaar. Hierbij is een onderscheid gemaakt tussen opwaarts en neerwaarts regelvermogen.
340
340
350
350
320
320
425
425
385
385
310
310
310
310
300
290
290
290
310
310
323
324
Ten tweede vindt uw Kamer een overzicht van de wijzigingen van de contractduren voor het gecontracteerde regelvermogen. De percentages vertegenwoordigen het deel van het te contracteren vermogen dat op jaar, respectievelijk kwartaal, maand, week of dagbasis gecontracteerd moet worden.
Jaar
Kwartaal
Maand
Week
Dag
2017
50%
25%
25%
2018
83%
17%
2019
77%
23%
2020
35%
30%
35%
2022
100%
2023
100%
De derde, meest relevante wijziging inzake de regels rond regelvermogen is dat met ingang van 1 januari 2021 het voor aanbieders van regelvermogen niet meer toegestaan is om biedingen uit te brengen voor een combinatie van op- en afregelcapaciteit. Zij moeten deze biedingen apart uitbrengen.
Hieronder vindt uw Kamer ten slotte een overzicht van de totale kosten voor regelvermogen die TenneT heeft gemaakt gedurende de afgelopen vijf jaar. De vergoedingen die TenneT gemiddeld en per aanbieder betaalt zijn concurrentiegevoelig. Deze informatie is dan ook niet openbaar en staat niet tot mijn beschikking.
€ 30.085.989
€ –
€ –
€ 62.001.462
€ 4.122.623
€ –
€ 46.752.518
€ –
€ –
€ 35.702.186
€ 30.607
€ 282.662
€ 84.949.531
€ 69.044.882
€ 124.104.500
€ 125.742.444
Uit deze cijfers blijkt in 2021 en 2022 een substantiële stijging van de totale kosten van TenneT voor het contracteren van regelvermogen. Hierbij merk ik op dat de totale kosten voor het regelvermogen worden bepaald door meerdere factoren. De voorwaarden en regels inzake het regelvermogen hebben vanzelfsprekend een impact op de kosten, maar dat geldt des te meer voor de ontwikkelingen die plaatsvinden in de energiemarkt. Stijgende brandstofprijzen doen ook de kosten van het regelvermogen stijgen en dit heeft eveneens een impact op de rekening van huishoudens en bedrijven.
De exacte manier waarop dit doorwerkt in de energierekening en op welke termijn kan niet eenduidig worden weergegeven, omdat deze kosten niet direct doorwerken in nettarieven of de energierekening. De wijze waarop zij (uiteindelijk) doorwerken is onder andere afhankelijk van besluitvorming van de Autoriteit Consument en Markt (ACM) over de mate waarin deze kosten verrekend mogen worden in de tarieven en de timing daarvan. De effecten zijn bovendien voor elk type aangeslotene verschillend.
Wilt u hierbij tevens een zo goed mogelijke inschatting geven van wat er op bovenstaande punten de komende vijf jaar dreigt te gebeuren?
Het is niet goed mogelijk om een dergelijke inschatting te maken. De kosten van het regelvermogen zijn afhankelijk van de elektriciteitsprijzen, welke afhankelijk zijn van momenteel zeer onzekere mondiale en daarvan afgeleide Europese en nationale marktontwikkelingen. Daarnaast kunnen ontwikkelingen op de markt van regelvermogen impact hebben door bijvoorbeeld het toetreden van nieuwe marktpartijen, zoals batterijen of andere assets die snel kunnen reageren om het elektriciteitssysteem in balans te houden.
Wat kunt en wilt u doen om ongewenste effecten, zoals een hogere energierekening voor huishoudens, te voorkomen?
De hoge energierekening heeft de volledige aandacht van het kabinet. Daarom wordt momenteel onderzocht welke maatregelen mogelijk zijn om de gevolgen van de hoge energieprijzen zo gericht mogelijk voor kwetsbare huishoudens zoveel mogelijk te mitigeren. Het kabinet kijkt daarbij integraal naar de koopkrachtontwikkeling maar heeft daarbij specifieke aandacht voor de ontwikkeling van de energieprijzen vanwege de grote rol hiervan in de inflatie. Het kabinet zal de begroting en de maatregelen op Prinsjesdag toelichten.
Moeten er nu, enkel vanuit regelvermogen bekeken, extra conventionele centrales (gas c.q. kolen) aan blijven staan om het benodigde regelvermogen te leveren en, zo ja, hoeveel? Deelt u de mening dat deze nieuwe eisen dan ook indruisen tegen de opdracht van het kabinet om zo min mogelijk gas te verbruiken op dit moment?
De aangescherpte eisen voor het aanbieden van regelvermogen staan los van het totale vermogen dat gecontracteerd moet worden. De wijziging die op 1 juli 2022 in werking is getreden, ziet slechts op de snelheid waarmee afgeroepen regelvermogen ingezet moet kunnen worden. Er is geen reden om aan te nemen dat deze nieuwe eisen op enige manier interfereren met de wens van het kabinet om zo min mogelijk gas te verbruiken.
Deelt u de mening dat geen slechter moment denkbaar is voor de invoering van aangescherpte eisen voor regelvermogen, gezien de situatie op de gas- en electriciteitsmarkt en de effecten daarvan op huishoudens? Bent u bereid, vanwege de huidige gascrisis en stijgende electriciteitsprijzen, de implementatie van de Europese Guideline Energy Balancing uit te stellen? Wat ligt hierbij binnen uw «regelbaar vermogen»?
Het technische karakter van het groeiende aandeel hernieuwbare elektriciteitsopwekking maakt extra aandacht voor de stabiliteit van het elektriciteitssysteem en daarmee ook de balanshandhaving noodzakelijk. De aangescherpte eisen richten zich op het verbeteren van de balanceringsskwaliteit van het Nederlandse elektriciteitssysteem. TenneT geeft aan dat de afgelopen jaren een verslechtering van de balanceringskwaliteit zichtbaar is geworden omdat de regels inzake het regelvermogen onvoldoende waren om de grilligheid van de opwek van hernieuwbare elektriciteitsopwekking bij te benen. Deze aanscherping draagt bij aan de betrouwbaarheid van het elektriciteitssysteem en maakt deze meer toekomstbestendig. Verder wijs ik er op dat vooralsnog sprake is van een relatief kortstondige stijging van de gemiddelde prijzen van regelvermogen sinds het in werking treden van deze aanscherping. In de maand augustus zijn de prijzen al in enige mate gedaald. Pas over een aantal maanden zal duidelijk zijn wat het structurele effect is geweest van deze aanscherping op de gemiddelde prijs van het regelvermogen. Ik zal daarover in contact blijven met TenneT.
De implementatie van de regels kan ik niet uitstellen. De Europese «Energy Balancing Guideline» is een zogenaamde gedelegeerde verordening met een grondslag in Verordening 2019/943 (Elektriciteitsverordening). De regels uit deze gedelegeerde Verordening werken direct door in Nederland en worden niet door de nationale wetgever geïmplementeerd in wetgeving. Ik kan de werking daarvan dus niet beïnvloeden of uitstellen. Voor zover de Europese regels ruimte laten voor nadere invulling, dient die invulling plaats te vinden via uitwerking in zogenaamde «methoden en voorwaarden» van TenneT (nu ook wel bekend als de «technische codes»). De verantwoordelijkheid voor de uitwerking daarvan heeft de Europese wetgever echter exclusief neergelegd bij TenneT en ACM.
Tot slot is van belang om te vermelden dat TenneT werkt aan het beter toegankelijk maken van de markt voor het aanbieden van regelvermogen, bijvoorbeeld door aanbod toe te staan via aggregatie van een verzameling kleinere eenheden, het verlagen van de biedingsgrootte, het verkorten van de capaciteitsproductenduur en het verlagen van de communicatie-eisen. Hiermee wordt het aanbod op deze markt groter, kunnen prijsstijgingen worden beperkt en wordt de afhankelijkheid van conventionele centrales kleiner.
Het artikel 'EBN deed bod om gasopslag Bergermeer te nationaliseren' |
|
Henri Bontenbal (CDA), Silvio Erkens (VVD) |
|
Rob Jetten (minister zonder portefeuille economische zaken) (D66) |
|
Bent u bekend met het nieuwsartikel «EBN deed bod om gasopslag Bergermeer te nationaliseren»?1
Ja.
Waarom heeft u ervoor gekozen om de overname van de gasopslag Bergermeer te blokkeren, waarbij u expliciet het advies van Energie Beheer Nederland (EBN) naast u heeft neergelegd? Welke analyses lagen onder de besluitvorming aan uw kant?
Gasopslag Bergermeer is voor 60% in eigendom van TAQA en voor 40% in eigendom van EBN. Begin 2022 stonden de belangen van TAQA in gasopslag Bergermeer te koop. EBN heeft in maart 2022, vóór het aflopen van de biedingstermijn, een bod uitgebracht op de belangen van TAQA in gasopslag Bergermeer. Dit heeft EBN gedaan in afstemming met EZK. Het bod van EBN is uitgebracht onder de voorwaarde dat EZK voor het bod nog formele aandeelhoudersgoedkeuring en instemming op grond van artikel 82, derde lid, van de Mijnbouwwet zou moeten verlenen. Het kabinet heeft indertijd serieus overwogen om EBN de belangen van TAQA te laten aankopen. Daarbij is onder meer gekeken of Bergermeer vitale infrastructuur is en in welke mate de aankoop zou bijdragen aan het vullen van de gasopslag. Uiteindelijk is géén aandeelhoudersgoedkeuring en instemming verleend, omdat een groter aandeel in het eigendom van de gasopslag Bergermeer onvoldoende bijdraagt aan het realiseren van een voldoende vulling van de opslag. Opslagbeheerders zijn op grond van de gasrichtlijn, wanneer toegang tot de desbetreffende gasopslaginstallatie technisch en/of economisch noodzakelijk is voor een efficiënte toegang tot het systeem voor levering aan afnemers, verplicht om toegang te bieden tot een gasopslag. De keuze om al dan niet gebruik te maken van de aangeboden opslagcapaciteit en gas op te slaan is een keuze die wordt gemaakt door marktpartijen, niet door de eigenaar of beheerder van een gasopslag. Het (volledig) eigendom van een gasopslag dwingt of stimuleert marktpartijen niet tot het contracteren van de aangeboden capaciteit of het daadwerkelijk benutten van gecontracteerde capaciteit. Als de overheid het gebruik van aangeboden opslagcapaciteit wil stimuleren of afdwingen vergt dit een ander type maatregel. Daarom heeft het kabinet voor het opslagjaar 2022 besloten om een subsidiemaatregel in te stellen om marktpartijen te stimuleren opslagcapaciteit te contracteren en benutten en EBN aan te wijzen om de gasopslag Bergermeer te vullen. Voor volgende opslagjaren beraadt het kabinet zich op maatregelen om het vullen van de gasopslagen te borgen. Omdat de keuze om al dan niet gebruik te maken van aangeboden opslagcapaciteit een keuze is van marktpartijen die wordt ingegeven door de omstandigheden op de gasmarkt is het kabinet van oordeel dat een groter aandeel in de gasopslag Bergermeer zowel voor dit opslagjaar als voor komende opslagjaren niet bijdraagt het realiseren van en voldoende vulgraad. Om deze reden ziet het kabinet geen aanleiding om alsnog een groter aandeel in het eigendom van gasopslag Bergermeer te verwerven. U vraagt naar de analyses die ten grondslag lagen aan de besluitvorming. Omdat deze stukken onder meer vertrouwelijk verkregen bedrijfsgevoelige informatie en informatie die de financiële en economische belangen van de staat kan schaden bevat, kunnen wij de informatie alleen vertrouwelijk met uw Kamer delen. Wij lichten de overwegingen van EBN en het kabinet graag toe in een vertrouwelijke briefing.
Welke voordelen zouden er hebben gezeten aan de nationalisatie van gasopslag Bergermeer door EBN? Zouden de risico’s voor de leveringszekerheid zijn beperkt als de gasopslag in overheidshanden zou zijn?
Nee, zoals beschreven in het antwoord op vraag 2 draagt een groter aandeel in het eigendom van de gasopslag Bergermeer onvoldoende bij aan het realiseren van een voldoende vulling van de opslag en daarmee ook niet aan leveringszekerheid. Daarom zag het kabinet geen toegevoegde waarde in het aankopen van de belangen van TAQA door EBN en heeft het kabinet voor het opslagjaar 2022 besloten om een subsidiemaatregel in te stellen om marktpartijen te stimuleren opslagcapaciteit te contracteren en benutten en EBN aan te wijzen om de gasopslag Bergermeer te vullen.
Zou een genationaliseerde gasopslag het makkelijker maken om in tijden van een gastekort vanuit de overheid te besluiten waar het schaarse gas aan gealloceerd zou worden? Kiest u er nu niet simpelweg voor om die allocatie bij schaarste aan de markt over te laten? Vindt u daarmee dat u voldoende beleidsvrijheid hebt om kritieke sectoren alsnog te voorzien met hoogcalorisch gas, mocht dat nodig zijn?
Een genationaliseerde gasopslag draagt volgens het kabinet niet bij aan het kunnen alloceren van gas bij een tekort. Het is in de huidige Europese opslagmarkt niet de eigenaar van de gasopslag die gas opslaat, maar marktpartijen. Opslagbeheerders zijn op grond van de gasrichtlijn, wanneer toegang tot de desbetreffende gasopslaginstallatie technisch en/of economisch noodzakelijk is voor een efficiënte toegang tot het systeem voor levering aan afnemers, slechts verplicht om toegang te bieden tot een gasopslag. Gas dat door marktpartijen wordt opgeslagen in de gasopslag is ook geen eigendom van de eigenaar of de beheerder van de gasopslag. Eigendom van de gasopslag Bergermeer draagt daarmee dus ook niet bij aan oplossingen voor allocatie in tijden van schaarste. Indien de overheid in tijden van schaarste over wil gaan tot allocatie van gas zijn andersoortige maatregelen nodig.
Indien er zich een tekort aan gas voordoet (schaarste) is het, in lijn met de verordening gasleveringszekerheid, in de eerste plaats aan de markt om dit tekort met behulp van marktgebaseerde maatregelen op te lossen. Pas wanneer de markt hier niet langer toe in staat is, is er sprake van een noodsituatie en is de overheid volgens de verordening gasleveringszekerheid bevoegd om met behulp van niet-marktgebaseerde maatregelen in te grijpen. Wat deze niet-marktgebaseerde maatregelen zijn is in Nederland vastgelegd in de maatregelenladder in het Bescherm- en Herstelplan Gas (BH-G). In het BH-G is op dit punt voorzien in maatregelen die ingrijpen op de vraagzijde van de gasmarkt. Hiermee wordt de vraag naar gas weer in overeenstemming gebracht met het beschikbare aanbod. Dit betreft bijvoorbeeld het uitschrijven van een vrijwillige besparingstender en het afschakelen van niet-beschermde afnemers. De overheid heeft daarbij ruimte om bedrijven uit bepaalde kritieke sectoren aan te merken als (door solidariteit) beschermde afnemers. Ook als een bedrijf uit een bepaalde sector niet kan worden aangemerkt als een (door solidariteit) beschermde afnemer, beschikt de overheid in de vormgeving van de maatregel van het afschakelen van niet-beschermde afnemers over ruimte om bedrijven uit dergelijke sectoren niet direct te laten afschakelen. Op dit moment wordt er gewerkt aan het operationaliseren van het BH-G waar ook dit punt aan de orde komt. Uw Kamer wordt hier zo spoedig mogelijk nader over geïnformeerd.
Wat zou de overname van gasopslag Bergermeer hebben gekost ten opzichte van de huidige maatregelen die genomen worden?
Het kabinet heeft aan EBN de opdracht gegeven om Bergermeer tot minimaal 68% gevuld te krijgen. Daarnaast is ook een subsidie voor marktpartijen opengesteld zodat ook zij een bijdrage kunnen leveren aan het verder vullen van Bergermeer. Voor beide maatregelen is gezamenlijk maximaal € 623 miljoen begroot, waarvan € 366 miljoen voor de subsidieregeling en € 257 miljoen voor EBN. U bent bij Kamerbrief van 19 augustus 2022 (Kamerstuk 29 023, nr. 339) geïnformeerd over het besluit om EBN te vragen om, aanvullend op de eerdere opdracht, de opslag verder te vullen. Hiertoe wordt een subsidie verstrekt, ter grootte van maximaal 210 miljoen euro ter compensatie van kosten, en een subsidie in de vorm van een lening, ter grootte van 2,3 miljard euro. Hiermee kan ook de gasopslag Bergermeer zo maximaal mogelijk verder worden gevuld. U vraagt ook naar hoeveel het overnemen van de belangen van TAQA in gasopslag Bergermeer zou hebben gekost. Dit is bedrijfsgevoelige informatie, die alleen vertrouwelijk met uw Kamer kan worden gedeeld. Wij gaan hier graag in een vertrouwelijke briefing nader op in. Zoals beschreven in het antwoord op vraag 2, dwingt of stimuleert het (volledig) eigendom van een gasopslag marktpartijen niet tot het contracteren van de aangeboden capaciteit of het daadwerkelijk benutten van gecontracteerde capaciteit. Het verwerven van de belangen van TAQA in de gasopslag vormt daardoor geen alternatief voor de subsidie voor marktpartijen en de opdracht aan EBN om gasopslag Bergermeer te vullen.
Hoe apprecieert u de effectiviteit van de huidige maatregelen voor de vulling van Bergermeer, gezien de nog steeds zorgwekkend lage vulgraad van Bergermeer?
Het vullen van de gasopslagen loopt voorspoedig. De beoogde gemiddelde vulgraad van 80% voor Nederlandse gasopslagen is inmiddels gehaald en volgens de update gasleveringszekerheid van 9 september 2022 is gasopslag Bergermeer voor 72,0% gevuld. Dit niveau dient Nederland op grond van Verordening (EU) 2022/1032 uiterlijk 1 november 2022 te bereiken.2 De vulgraad van 80% is één van de randvoorwaarden voor leveringszekerheid in de komende winter in het GTS-scenario «Een jaar zonder Russisch gas». Zoals beschreven in het antwoord op vraag 5 heeft het kabinet besloten om EBN de opdracht te geven om de gasopslag Bergermeer zo maximaal mogelijk te vullen.
Hoe gaat u uitvoering geven aan de Kamermotie van de leden Erkens en Kröger over een minimale vulgraad van 90% voor Bergermeer?2 Wanneer doet u de Kamer de nieuwe plannen hiertoe toekomen?
In lijn met de motie van de leden Erkens en Kröger heeft het kabinet besloten EBN de opdracht te geven om gasopslag Bergermeer zo maximaal mogelijk te vullen. Het streven is om te zorgen dat de gasopslag rond de 90% gevuld kan worden. Uw Kamer is hierover geïnformeerd per brief van 19 augustus jl.4
Bent u bereid om opnieuw te overwegen of het voordelen biedt om de gasopslag te nationaliseren gezien de toenemende risico’s op een gastekort en slecht gevulde bergingen? Zo ja, op wat voor termijn?
Omdat de keuze om al dan niet gebruik te maken van aangeboden opslagcapaciteit een keuze is van marktpartijen die wordt ingegeven door de omstandigheden op de gasmarkt is het kabinet van oordeel dat een groter aandeel in de gasopslag Bergermeer zowel voor dit opslagjaar als voor komende opslagjaren niet bijdraagt het realiseren van en voldoende vulgraad. Om deze reden ziet het kabinet geen aanleiding om alsnog een groter aandeel in het eigendom van gasopslag Bergermeer te verwerven.
Is TAQA nog steeds bereid haar aandeel in gasopslag Bergermeer te verkopen en, zo ja, welke bezwaren heeft u op dit moment om dat niet te doen?
TAQA heeft haar belangen in de gasopslag Bergermeer niet meer te koop staan. TAQA heeft besloten om de belangen op dit moment aan te houden.
Waarom staat het feit dat EBN een bod heeft gedaan op gasopslag Bergermeer wel in de MR-beslisnota die de Kamer heeft opgevraagd, maar niet in de brief die daarover op 5 juli 2022 naar de Kamer is gestuurd?3
In de Kamerbrief van 22 april 2022 (Kamerstuk 29 023, nr. 302) hebben wij uw Kamer geïnformeerd dat als alternatieve maatregel is overwogen om het aandeel van EBN in het eigendom van gasopslag Bergermeer te vergroten, maar dat hier uiteindelijk niet voor gekozen is omdat dit onvoldoende toegevoegde waarde zou hebben. EBN heeft met instemming van het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat een bod gedaan op de belangen van TAQA in de gasopslag Bergermeer, onder de opschortende voorwaarde dat het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat hier nog aandeelhoudersgoedkeuring en instemming op grond van artikel 82, derde lid, van de Mijnbouwwet moest afgeven. Het ging daarbij dus nadrukkelijk om een voorwaardelijk bod. Het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat heeft uiteindelijk besloten om geen aandeelhoudersgoedkeuring en instemming te verlenen, omdat het verkrijgen van meer belangen in de gasopslag niet voldoende bijdraagt aan het realiseren van een hogere vulgraad.
In de MR-beslisnota staat dat er geen garantie is dat TAQA medewerking aan maatregelen ter vulling van de gasopslagen blijft verlenen als EBN niet de mogelijke nieuwe eigenaar is, maar waarom heeft de Minister de aankoop van deze gasopslagen dan niet door laten gaan?
Er was geen garantie dat TAQA nog medewerking aan de maatregelen voor het vullen van gasopslag zou verlenen als EBN de belangen van TAQA uiteindelijk niet zou overkopen. Dit risico werd echter als gering ingeschat, waardoor de aankoop van de belangen van TAQA onvoldoende toegevoegde waarde zou hebben voor het realiseren van een voldoende vulgraad van gasopslag Bergermeer. Het risico heeft zich in de praktijk niet gematerialiseerd. TAQA heeft tot dusver alle benodigde medewerking verleend aan de maatregelen voor het vullen van gasopslag Bergermeer.
Kunt u deze vragen gezien de spoed uiterlijk vrijdag 15 juli beantwoorden?
De vragen zijn op zo kort mogelijke termijn beantwoord.
Het artikel 'Voor Chinese apparatuur is geen plaats in het stroomnet' |
|
Silvio Erkens (VVD) |
|
Rob Jetten (minister zonder portefeuille economische zaken) (D66) |
|
Bent u bekend met het artikel «Bedrijfsleven waarschuwt tegen sleutelrol China in energietransitie»?1
Ja.
Welke invloed heeft de Chinese overheid op Chinese staatsenergiebedrijven? Hoe werkt deze invloed door op projecten die de staatsbedrijven in Nederland ondernemen?
Het in het artikel genoemde Chinese bedrijf, Ningbo Orient Cable, is geen Chinees staatsbedrijf, maar een private onderneming. Zoals benoemd in de beleidsnotitie «Nederland-China: een nieuwe balans» kan de Chinese overheid echter nauw betrokken zijn bij bedrijfsactiviteiten van zowel staatsbedrijven als private bedrijven. Dit geldt zeker voor Chinese bedrijven in de energiesector, aangezien deze sector wordt gezien als cruciaal voor de ontwikkeling en stabiliteit van het land. De invloed van de Chinese overheid op deze bedrijven kent veel vormen en wegen, onder andere via financiering en eigendomsstructuren, maar ook door het belang van goede relaties met de overheid om succesvol te kunnen zijn als bedrijf.
Het kabinet is zich bewust van de risico’s die in het artikel genoemd worden. Het gelijke speelveld kan door inmenging van de staat worden verstoord. Daar waar de EU strikte eisen stelt aan staatssteun, hebben Chinese bedrijven vaak gemakkelijker toegang tot goedkope financiering en subsidies. Conform motie Brekelmans en Mulder, vindt er momenteel meer onderzoek plaats naar de invloed van Chinese (staats)bedrijven in Nederlandse bedrijven.2
In de beantwoording op schriftelijke vragen van de leden Erkens en Van Striengeeft u aan dat de afspraken en kaders voor ongewenste inmenging met onder andere Tennet zullen worden gewijzigd, welke aanpassingen zullen hiervoor worden gemaakt in bijvoorbeeld de nieuwe Energiewet maar ook daarbuiten?2
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 is het een wettelijke taak van netbeheerders de netten te beschermen tegen invloeden van buitenaf. Deze verplichting wordt overgenomen in de nieuwe Energiewet. Met de recente wijziging van het Ontwikkelkader windenergie op zee is TenneT ook verplicht om bij de aanbesteding van het net op zee erop toe te zien dat toeleverende partijen voor het net op zee, al dan niet onderdeel van een consortium, passen binnen de voorwaarden en doelen die zijn gesteld in de Nationale Veiligheidsstrategie 2019.
Indien EZK het vermoeden heeft dat er mogelijk sprake is van een potentiële inbreuk op de nationale veiligheid bij TenneT dan treedt zij in overleg met TenneT. En wanneer EZK dit nodig acht, wordt daarbij de hulp van andere veiligheidsinstanties ingeschakeld. Andersom wordt van TenneT verwacht dat, wanneer er investeringen gedaan worden waarbij er impact zou kunnen zijn op de nationale veiligheid, dit vooraf afgestemd wordt met EZK.
Tevens wordt er in de nieuwe Energiewet een mogelijkheid gecreëerd voor het breder kunnen toepassen van de Aanbestedingswet op Defensie- en Veiligheidsgebied (ADV). 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 vanuit het Rijk vereisen. Deze grondslag met onderliggende algemene maatregel van bestuur (AMvB) wordt gecreëerd in de nieuwe Energiewet. Om tot een AMvB te komen wordt er samen met de netbeheerders gewerkt aan een afwegingskader conform de Nationale Veiligheidsstrategie.
U geeft ook aan dat in 2020 door het kabinet een nationale veiligheidsanalyse voor Tennet is uitgevoerd, kunt u met de Kamer delen welke aanbevelingen hieruit naar voren zijn gekomen? Hoe worden deze aanbevelingen verder opgepakt?
De uitkomsten van de genoemde Nationale Veiligheidsanalyse zijn met de Kamer gedeeld per brief van 19 mei 2020 over de kapitaalbehoefte van TenneT (Kamerstuk 28 165, nr. 325). In de bijlage bij deze brief staan de aanbevelingen voor wet- en regelgeving genoemd die een plek zullen krijgen in de nieuwe Energiewet.
Op welke manier houdt u toezicht op de aanbestedingen en projecten van netbeheerders, in het specifiek van regionale netbeheerders? Hoe wordt voorkomen dat er allerlei verschillende uitzonderingen worden gemaakt op bijvoorbeeld regionaal niveau, of op zee of op het hoogspanningsnetwerk, waardoor er vanwege een opeenstapeling toch een grote invloed en betrokkenheid van China ontstaat in ons elektriciteitsnet?
Netbeheerders houden aanbestedingen binnen de eigen verantwoordelijkheid, hebben zich aan wetgeving te houden en werken samen om te voldoen aan nationale wetgeving. Netbeheerders zijn bijvoorbeeld gebonden aan de Aanbestedingswet 2012 en Europese regelgeving daaromtrent. Bij de tenders die TenneT uitzet, zijn veiligheidseisen een belangrijk onderdeel waarop potentiële aanbieders en hun uiteindelijke aanbiedingen worden beoordeeld. Ook mag TenneT als speciaal sectorbedrijf binnen de huidige aanbestedingswetgeving eisen stellen aan aanbieders, zoals dat 50 procent van de waarde of dienst uit de EU komt.
Daarnaast wordt er door middel van de nieuwe Energiewet samen met de netbeheerders gewerkt aan een afwegingskader conform de Nationale Veiligheid strategie. Dit dient voor de AMvB voor het toepassen van de Aanbestedingswet op Defensie- en Veiligheidsgebied (ADV) maar helpt tegelijkertijd de sector beter keuzes te maken en de relatie tussen de landelijke en de regionale netbeheerders, EZK en veiligheidsdiensten te versterken.
Tevens heeft de Minister van Financiën bevoegdheden als aandeelhouder van TenneT. Zoals aangegeven in de antwoorden op de Kamervragen van de leden Eppink en Eerdmans van 21 juni jl.5 zien de bevoegdheden als aandeelhouder niet op het geven van instructies aan deelnemingen en gaat de Minister van Financiën niet over individuele aanbestedingen en de gunning van specifieke contracten. Wel heeft de Minister van Financiën als aandeelhouder een goedkeuringsrecht bij investeringsvoorstellen die een bepaald drempelbedrag overschrijden. Zoals in de beantwoording toegezegd, zal de Minister van Financiën bij dergelijke investeringen toetsen of TenneT (a) contact heeft gehad met de bevoegde ministeries en veiligheidsinstanties in Nederland en Duitsland over het onderwerp nationale veiligheid en (b) of deze partijen geen bezwaren zien bij deze investeringen. Voor de regionale netbeheerders geldt dit nu niet. De aandelen van de regionale netbeheerders zijn in handen van diverse provincies en gemeenten.
De Elektriciteitswet 1998 verplicht netbeheerders de veiligheid en betrouwbaarheid van de netten en het transport van elektriciteit over de netten op de meest doelmatige wijze te waarborgen, in hoeverre wordt er ook op andere punten ingezet behalve doelmatigheid? Hoe wordt voorkomen dat er voor de goedkoopste optie en dus Chinese uitvoerders wordt gekozen?
In een aanbestedingsproces is het verstandig om onderscheid te maken tussen kritieke en niet-kritieke producten of diensten. Deze inschatting heeft impact op de risico’s voor het net en voor de nationale veiligheid. Uitgangspunt is dat maatregelen voor het beperken van die risico’s proportioneel zijn. Het is immers niet zo dat per definitie alle producten of diensten van Chinese makelij een bedreiging voor de nationale veiligheid vormen of leiden tot ongewenste strategische afhankelijkheden die risico’s vormen voor het borgen van onze publiek belangen. Bij aanbestedingen voor kritieke producten of diensten kijkt de aanbestedende netbeheerder niet alleen naar prijs en kwaliteit, maar ook naar criteria om de nationale veiligheid te borgen.
In hoeverre is er sprake van een ongelijk speelveld doordat Chinese bedrijven staatssteun krijgen en hierdoor hun producten en diensten goedkoper kunnen aanbieden dan andere bedrijven op de markt? Gezien het belang van strategische autonomie, hoe kan er toch een gelijk speelveld worden gecreëerd?
Oneerlijke concurrentie uit derde landen heeft de bijzondere aandacht van het kabinet. Het is van belang dat er een gelijk speelveld is op de markt voor overheidsopdrachten tussen Europese bedrijven en bedrijven uit derde landen. Aanbestedende diensten en speciale sector bedrijven (nutsbedrijven) hoeven geen inschrijvingen toe te laten van bedrijven uit derde landen (tenzij het een Europese dochteronderneming is). Derde landen zijn landen die niet zijn aangesloten bij de Government Procurement Agreement (GPA) onder de WTO, en/of waarmee de EU geen handelsakkoord heeft gesloten waarin afspraken over toegang tot de markt voor overheidsopdrachten zijn gemaakt, zoals China. Daarnaast mogen speciale sector bedrijven, zoals TenneT, inschrijvingen afwijzen als meer dan 50% van de goederen afkomstig zijn uit derde landen.
In sommige gevallen kunnen ondernemingen uit derde landen producten en diensten aanbieden voor een lagere prijs dan Europese ondernemers. Wanneer dit mogelijk wordt gemaakt door staatssteun kan dit de concurrentie op de aanbestedingsmarkt verstoren. Op basis van de huidige aanbestedingsregelgeving moeten aanbestedende diensten in geval van abnormaal lage inschrijvingen om een toelichting verzoeken (op basis van artikel 2.116 Aanbestedingswet). Als die toelichting tekort schiet, kan een inschrijving terzijde worden gelegd. In sommige gevallen is dat zelfs verplicht, namelijk wanneer de lage inschrijving gevolg is van niet-naleving van verplichtingen op het gebied van milieu, sociaal en arbeidsrecht.
Bij het aanpakken van staatssteun biedt het instrument van abnormaal lage inschrijving echter geen garanties. Daarom is het kabinet ook blij met de initiatieven op Europees niveau die op deze problematiek zien. Het kabinet heeft de laatste jaren in EU-verband ingezet op de (verdere) ontwikkeling van instrumenten die bij moeten dragen aan een gelijker speelveld. Zo heeft de EU in 2017 haar handelsdefensieve instrumentarium gemoderniseerd, waarmee onder andere anti-dumping en anti-subsidie maatregelen kunnen worden getroffen tegen producten uit derde landen die oneerlijke concurrentie op de Europese markt veroorzaken. Het voorstel voor de Verordening buitenlandse subsidies6 ziet op concurrentieverstoring door overheidssteun uit derde landen op de interne markt. Deze Verordening draagt bij aan een gelijker speelveld op de interne markt en daarmee worden bedrijven beter ondersteund als zij oneerlijke concurrentie ervaren als gevolg van overheidssteun uit derde landen. Een onderdeel van het instrument richt zich op het aanpakken van verstorende subsidies van derde landen aan ondernemingen die deelnemen aan aanbestedingsprocedures. Het voorstel zit in de afrondende fase. Afgelopen juni zijn de triloogonderhandelingen afgerond en is er een politiek akkoord bereikt7. Naar verwachting zal het Europees Parlement in november stemmen over het akkoord, waarna het instrument na aanname door de Raad en publicatie in het Publicatieblad van de Europese Unie van kracht zal worden.
In deze context is het ook goed om te noemen dat de Verordening voor het Internationaal Aanbestedingsinstrument (IPI)8 op 29 augustus in werking is getreden. Deze verordening heeft als doel om wederkerigheid op de markt voor overheidsaanbestedingen af te dwingen, zodat EU-bedrijven betere toegang krijgen tot aanbestedingen in derde landen. Wanneer de Europese Commissie een IPI-maatregel treft tegen een bepaald derde land, moeten aanbestedende diensten een fictieve scoreopslag toepassen op inschrijvingen uit dat land of in uitzonderlijke gevallen overgaan tot uitsluiting. Hoewel deze verordening zich niet op staatssteun richt, kan het wel bijdragen aan een gelijker speelveld tussen Europese bedrijven en bedrijven in derde landen.
Welke Europese wetgeving is er om bedrijven te ondersteunen in de oneerlijke concurrentie met staatsbedrijven uit China die fors gesubsidieerd worden door de overheid?
Zie antwoord vraag 7.
Hoe wordt er in de toekomst voor gezorgd dat de wetgeving zo wordt ingericht dat nieuwe technologische ontwikkelingen goed geborgd zijn en dat de wetgeving ook hierop van toepassing zal zijn?
Waar nodig wordt wetgeving geïntroduceerd of geactualiseerd om technologische ontwikkelingen goed te blijven borgen. Voor bijvoorbeeld de Wet veiligheidstoets investeringen, fusies en overnames (Vifo), die recent is aangenomen en onder andere toeziet op bedrijven op het gebied van sensitieve technologie, kan bij algemene maatregel van bestuur (AMvB) het toepassingsbereik van de wet voor sensitieve technologieën worden uitgebreid of versmald ten opzichte van de lijst van goederen voor tweeërlei gebruik en de lijst strategische goederen die het uitgangspunt vormen voor deze wet. Daarmee kan met lagere regelgeving flexibel worden ingespeeld op technologische ontwikkelingen. Deze AMvB wordt regelmatig herzien, zodat technologieën die relevant zijn voor de nationale veiligheid aan de reikwijdte van de wet kunnen worden toegevoegd of er vanaf kunnen worden gehaald.
Daarnaast komen er binnenkort meer mogelijkheden bij het aanbesteden om rekening te houden met risico’s op de nationale veiligheid. In de antwoorden op de Kamervragen van de leden Erkens en Van Strien van 21 juni jl.9 en de antwoorden op de Kamervragen van de leden Eppink en Eerdmans van 21 juni jl.10 heb ik aangegeven dat in de nieuwe Energiewet, die voor advisering bij de Raad van State ligt, er extra mogelijkheden worden gecreëerd zoals het kunnen toepassen van de Aanbestedingswet op Defensie- en Veiligheidsgebied. Hiermee worden meer mogelijkheden geboden om risico mitigerende maatregelen te nemen dan mogelijk is op basis van de Aanbestedingswet 2012 voor risico’s van de nationale veiligheid en bescherming van vitale processen in het stroomnet.
Om de leveringszekerheid te waarborgen is het wettelijk verplicht voor netbeheerders om veiligheidsmaatregelen te treffen, hoe ziet u hier de rolverdeling tussen de overheid en de netbeheerders? Hoe wordt voorkomen dat de gehele verantwoordelijkheid voor een veilig elektriciteitsnetwerk komt te liggen bij de netbeheerders?
Als beheerders en eigenaars van het elektriciteit- en gasnet zijn netbeheerders verantwoordelijk voor het nemen van veiligheidsmaatregelen. De rol van de overheid en EZK is het maken van de juiste regelgeving die eraan bijdraagt dat netbeheerders het veiligheidsniveau op orde brengen en houden. Vervolgens is het aan de ACM als toezichthouder om dit te controleren. Daarnaast houdt Agentschap Telecom op basis van de Wet beveiliging netwerk- en informatiesystemen (Wbni) toezicht op de cybersecurity van de netbeheerders. Op deze manier is er een gedeelde verantwoordelijkheid voor een veilig elektriciteit- en gasnet.
Wat betreft het elektriciteitsnet op zee heeft u aangegeven bepaalde onderdelen te benoemen als vitaal of essentieel in het kader van de bescherming van vitale processen voor de nationale veiligheid en vervolgens zal Tennet hier opvolging aan geven bij het contracteren van toeleveranciers, hoe zal de opvolging van Tennet eruit zien? Welke toetsing wordt er gedaan en wordt het ministerie bij de toetsing betrokken? Waarom wel? Waarom niet?
De aanwijzing van het net op zee als vitaal heeft geen directe gevolgen voor TenneT. TenneT beheert het landelijk hoogspanningsnet en dit is al onderdeel van het vitale proces «Landelijk transport, distributie en productie elektriciteit».
Belangrijk bij het net op zee zijn ook de windparken. Elektriciteitsproducenten van tenminste 100MW zijn vitaal verklaard en vallen binnen het vitale proces «Landelijk transport, distributie en productie elektriciteit» en zijn bovendien een aanbieder van een essentiële dienst onder de Wet beveiliging netwerk- en informatiesystemen (Wbni). Hierbij horen ook de productie-installaties op zee (windparken). Op 19 mei 2021 is dit met de Kamer gedeeld11. Voor productie-installaties van ten minste 250 MW geldt een sectorale investeringstoets voor wijzigingen in zeggenschap over deze productie-installaties. Deze grens wordt in de nieuwe Energiewet naar installaties van 100 MW gebracht.
Zoals ook aangegeven bij vraag 5 zal de Minister van Financiën als aandeelhouder van TenneT bij de beoordeling van investeringsvoorstellen van TenneT toetsen of TenneT (a) contact heeft gehad met de bevoegde ministeries en veiligheidsinstanties in Nederland en Duitsland over het onderwerp nationale veiligheid en (b) of deze partijen geen bezwaren zien bij deze investeringen. En, zoals aangegeven bij vraag 3, is TenneT verplicht om bij aanbestedingen van het net op zee toe te zien op veiligheidsrisico’s verbonden aan partijen die als toeleveranciers ingeschakeld kunnen worden.
Hoe zorgt u ervoor dat u, naast het toezicht op welke buitenlandse bedrijven projecten en/of aanbestedingen worden toegekend, ook zicht houdt op buitenlandse bedrijven die verderop in de keten betrokken zijn door bijvoorbeeld materialen, in het specifiek stroomkabels, te leveren? Hoe wordt voorkomen dat ook middels keteneffecten de Chinese invloed beperkt blijft?
De overheid heeft bij aanbestedingen geen zicht op buitenlandse bedrijven die verderop in de keten betrokken zijn bij het aanleveren van materialen. Wel bevatten de instrumenten waar in het antwoord op vraag 7 en 8 naar verwezen wordt relevante verplichtingen in dit kader. Zo geldt een verplichting om buitenlandse financiële bijdragen te melden onder de aanbestedingscomponent van de verordening buitenlandse subsidies (van toepassing op opdrachten met een geraamde waarde van 250 mln. EUR of hoger) in bepaalde gevallen ook voor hoofdonderaannemers en voor hoofdleveranciers die betrokken zijn bij dezelfde opdracht. Verder kent het Internationaal Aanbestedingsinstrument (IPI) contractuele voorwaarden die van toepassing zijn op opdrachten waarbij een IPI-maatregel van toepassing was, om te voorkomen dat bij de uitvoering van de opdracht alsnog veel bedrijven zijn betrokken uit een land waarvoor een IPI-maatregel geldt. Bij het IPI geldt een drempelwaarde van 5 mln. EUR voor goederen en diensten, en 15 mln. EUR voor werken en concessies.
Strategische afhankelijkheden in de keten, met name op het gebied van grondstoffen en materialen, zijn een belangrijk aandachtspunt voor het kabinet. Diverse onderzoeken hebben laten zien dat de afhankelijkheden op het vlak van kritieke grondstoffen en materialen groot en geconcentreerd zijn. Dit onderwerp staat dan ook nationaal en internationaal, in het bijzonder in EU-verband, steeds hoger op de agenda. Zoals aangekondigd in de brief «Strategisch en groen industriebeleid»12 vindt het kabinet het belangrijk dat onze bedrijven toegang hebben en houden tot grondstoffen en materialen die nodig zijn om onze publieke belangen, waaronder op het gebied van verduurzaming en veiligheid, te kunnen borgen. Het is nodig dat de overheid op tijd risicovolle afhankelijkheden of systeemrisico’s signaleert en waar nodig maatregelen neemt. Het kabinet investeert daarom in meer kennis van en zicht op concentraties in (o.a.) zeggenschap in de bredere ketens, met als doel de keteneffecten van ongewenste invloed zo veel mogelijk te beperken. Dit vergt immers een diepe kennis van de herkomst van grondstoffen, materialen en eindproducten. Bedrijven hebben hierin zelf ook een belangrijke rol.
De impact van de gedelegeerde verordening over groene waterstof van de Europese Unie. |
|
Henri Bontenbal (CDA) |
|
Rob Jetten (minister zonder portefeuille economische zaken) (D66) |
|
Bent u op de hoogte van de door de Europese Commissie voorgestelde gedelegeerde verordening over groene waterstof? (Richtlijn (EU) 2018/2001)
Ja. Ik heb hierover uw Kamer ook al geïnformeerd met de meest recente Kamerbrieven over waterstof (Kamerstuk 32 813, nr. 1060) en het RePowerEU-voorstel (Kamerstuk 22 112, nr. 3438).
In hoeverre verwacht u dat de eisen uit het voorstel belemmerend of stimulerend zullen werken voor de ontwikkeling van de waterstofmarkt en de uitrol van waterstof?
Voor de volledigheid: de eisen zijn in eerste instantie feitelijk alleen van toepassing op gebruik van waterstof in de transportsector, maar de Europese Commissie stelt met de lopende herziening van de EU-richtlijn voor hernieuwbare energie – waar deze verordening uit voortkomt – voor om deze eisen voor alle sectoren toe te passen. Ik ga er daarom in mijn beantwoording van uit dat deze eisen voor alle sectoren zullen gelden.
Het aannemen van eenduidige Europese eisen voor productie, import en gebruik van hernieuwbare waterstof is een essentiële voorwaarde voor een snelle ontwikkeling van de waterstofmarkt op de korte termijn. De voorgestelde eisen acht ik in lijn met de Nederlandse waterstofambities voor 2030 omdat deze ruimte laten voor productie van waterstof met gebruik van nieuwe hernieuwbare elektriciteit ook als deze via het publieke elektriciteitsnet wordt geleverd. Op de lange termijn verwacht ik van de eisen geen beperkend effect op de ontwikkeling van de waterstofmarkt: ze gelden alleen zolang het aandeel hernieuwbare elektriciteit onder het in de gedelegeerde verordening gestelde percentage blijft (vooralsnog 90%).
Kunt u aangeven hoe u vanuit het oogpunt van een snelle uitrol van waterstof (in Nederland) en het ontwikkelen van de waterstofmarkt kijkt naar de eis dat alleen waterstof geproduceerd met elektriciteit uit hernieuwbare bronnen als duurzaam wordt aangemerkt, waarbij waterstof uit kernenergie, waterstof uit gas met carbon capture and storage (CCS) en waterstof geproduceerd met elektriciteit uit biomassa worden uitgesloten.
De bedoelde eisen gaan alleen over wat de Europese Commissie kwalificeert als «hernieuwbare» waterstof, voor waterstof uit kernenergie, biomassa en fossiele bronnen zullen andere eisen gelden. Subsidies voor waterstof geproduceerd uit deze bronnen zullen dus ook mogelijk zijn, zolang aan die eisen voldaan wordt. Voor CCS zijn momenteel al subsidies beschikbaar via de SDE++. Het is dus niet zo dat de eisen in de gedelegeerde verordening voor hernieuwbare waterstof de ruimte voor productie van waterstof uit bronnen anders dan zon, wind en waterkracht in enige zin beperken. Sowieso beperken deze eisen in geen enkele zin de ruimte voor bedrijven om waterstof te produceren of te gebruiken: ze zijn alleen van belang voor staatssteun voor waterstof uit hernieuwbare elektriciteit en het bepalen van de hoeveelheid waterstof die meetelt voor de Europese doelen voor hernieuwbare energie.
Kunt u aangeven hoe u vanuit het oogpunt van een snelle uitrol van waterstof (in Nederland) en het ontwikkelen van de waterstofmarkt kijkt naar de eis dat er sprake moet zijn van inzet van ongesubsidieerde elektriciteitsproductie en dat deze elektriciteit uit een nieuwe productie-installatie moet komen die maximaal 36 maanden ouder mag zijn dan de elektrolyser om deze te mogen aanmerken als groene waterstof?
Omdat deze eis tot en met 2027 niet geldt voor nieuwe projecten voorzie ik geen beperkingen als gevolg van deze eis. Daarna verwacht ik, mede door de substantiële opschaling van offshore wind in Nederland, dat er voldoende nieuw aanbod van ongesubsidieerde hernieuwbare elektriciteit is waarmee nieuwe waterstofproductie in Nederland aan deze eis kan voldoen.
Kunt u aangeven hoe u vanuit het oogpunt van een snelle uitrol van waterstof (in Nederland) en het ontwikkelen van de waterstofmarkt kijkt naar de eis dat gebruikte elektriciteit tevens ook uit dezelfde «bidding zone» moet komen als waar de elektrolyser zich bevindt om deze te mogen aanmerken als groene waterstof?
Voor de duidelijkheid: de ingekochte elektriciteit mag ook uit een aangrenzende biedzone komen. Deze eis lijkt me zeer redelijk, en ik verwacht daarnaast niet dat de uitrol van elektrolyse in Nederland sneller zou gaan zonder deze eis. Het is immers niet efficiënt als in Nederland waterstofproductie plaatsvindt met elektriciteit die over grote afstanden over land getransporteerd moet worden: dan is het vele malen efficiënter om de waterstof zelf te transporteren.
Kunt u aangeven hoe u vanuit het oogpunt van een snelle uitrol van waterstof (in Nederland) en het ontwikkelen van de waterstofmarkt kijkt naar de eis dat de elektriciteit moet op uurbasis gelijktijdig opgewekt worden als de inzet in de waterstof-elektrolyser?
Deze correlatie van elektriciteits- en waterstofproductie is precies waar ik op termijn naar streef. Ik verwacht niet dat deze eis leidt tot een vertraging van de uitrol van waterstof. Hoogstens leidt dit in het begin tot marginaal hogere kosten. Daar staat tegenover dat het loslaten van deze eis zeer waarschijnlijk slecht is voor de beeldvorming: wat als bedrijven waterstof hernieuwbaar mogen noemen die zij ’s nachts produceren op basis van een stroomcontract met een zonnepark? Gelet op vergelijkbare discussies over Garanties van Oorsprong, zowel in het Parlement als de maatschappij, lijkt me dat onwenselijk.
Deelt u de mening dat de nu voorgestelde regels veel te streng zijn om aan de Nederlandse en Europese ambities op het gebied van groene waterstof te kunnen voldoen en dat het huidige Europese voorstel de (ontwikkeling van de) markt voor waterstof juist frustreren? Zo nee, kunt u dan uitleggen hoe de uitrol van waterstof en de ontwikkeling van de waterstofmarkt ondanks deze belemmerende regelgeving alsnog tot stand kan komen?
Nee. Deze eisen laten voldoende ruimte voor de beoogde uitrol van waterstofproductie in Nederland: gekoppeld aan nieuwe hernieuwbare bronnen, met een grote rol weggelegd voor offshore wind.
In hoeverre kunnen de regels uit de gedelegeerde verordening ertoe leiden dat bedrijven die gebruik maken van waterstof die volgens de definitie van de gedelegeerde verordening niet groen is, maar ook groen genoemd mag worden omdat ook deze waterstof is geproduceerd met groene energie (duurzame energie en kernenergie), benadeeld worden bijvoorbeeld als het gaat om subsidieregelingen? Is dat wat u betreft een risico?
Het kan in de toekomst voorkomen dat partijen wél een subsidie kunnen krijgen voor gebruik van waterstof die is geproduceerd volgens deze eisen, en níet voor waterstof die op een andere manier is geproduceerd – bijvoorbeeld uit kernenergie. Dat hangt af van het beleidsdoel achter de subsidieregeling: als deze bedoeld is om de aangekondigde bindende Europese doelen voor hernieuwbare waterstof te halen, dan is het logisch dat alleen waterstof in aanmerking komt die aan de gestelde eisen voldoet. Als het achterliggende beleidsdoel puur CO2-reductie is, dan ligt de situatie weer anders. In het algemeen zie ik dus niet een risico dat partijen op een onwenselijke manier benadeeld worden.
Welke regels bent u van plan te stellen aan het gebruik van waterstof door bedrijven die meedoen met de maatwerkafspraken?
Bij de implementatie van een verordening gelden in principe voor alle betreffende bedrijven dezelfde eisen. Er komen geen aparte waterstofregels voor maatwerkbedrijven. Ik heb nauw contact met het bedrijfsleven over waterstofproductie inclusief de bedrijven die in aanmerking komen voor de maatwerkaanpak.
In hoeverre zullen de regels uit de gedelegeerde verordening waterstof ook van toepassing zijn op de import van groene waterstof uit landen buiten de EU?
Deze eisen zullen gelijk gelden voor geïmporteerde als binnen de EU geproduceerde waterstof.
Is het gezien de verschillende omstandigheden in waterstof producerende landen buiten de EU realistisch om te verwachten dat ook geïmporteerde groen waterstof aan de eisen uit de gedelegeerde verordening voldoet?
Ja. In de landen die waterstof uit hernieuwbare bronnen willen exporteren voldoen de meeste projecten die in ontwikkeling zijn gemakkelijk aan deze eisen, omdat ze gebruik maken van nieuwe zon- en/of windparken die vaak ook een directe aansluiting hebben op de elektrolyser.
Deelt u de mening dat het toepassen van de regels uit de gedelegeerde verordening op uit derde landen geïmporteerde groene waterstof een te grote barrière zou opwerpen?
Nee. Het belangrijkste is dat de eisen eenduidig zijn en dat deze zo snel als mogelijk worden vastgesteld. Het grootste risico voor de beoogde waterstofimport zie ik juist in het voortduren van de onzekerheid over deze eisen, omdat zonder duidelijke eisen geen enkele projectontwikkelaar ontwerpkeuzes kan maken.
Welke mogelijkheden ziet u om regulering en certificering van geïmporteerde groene waterstof op zodanige wijze vorm te geven dat de waterstofmarkt zich verder kan ontwikkelen, de duurzaamheid wordt geborgd, en er ook rekening wordt gehouden met de verschillende omstandigheden op o.a. de energiemarkt in waterstof producerende landen buiten de EU?
Door deze eisen nu op zo kort mogelijke termijn op Europees niveau vast te laten stellen en vervolgens op basis hiervan zo snel mogelijk certificeringsschema’s te helpen ontwikkelen waarmee bedrijven kunnen aantonen dat zij waterstof produceren volgens deze eisen. Om dit proces te versnellen voer ik dit jaar nog samen met de Rijksdienst voor Ondernemend Nederland (RVO) een certificeringspilot uit (Kamerstuk 32 813, nr. 1060).
Bent u bekend met het bericht «Who’s Still Buying Fossil Fuels From Russia?»1
Ja.
Kunt u bevestigen of Rusland voor 97,7 miljard dollar aan fossiele brandstoffen heeft geëxporteerd in de eerste 100 dagen sinds de Russische invasie in Oekraïne?
Nee. De bron van data in het artikel op de site van Visual Capitalist is het Centre for Research on Energy and Clean Air (CREA). Om genoemd bedrag te becijferen heeft CREA een model gebruikt, waarin publiek bekende scheepsbewegingen in de periode 24 februari tot en met 3 juni zijn opgenomen en vermenigvuldigd met een aangenomen waarde voor lading en prijs. De daadwerkelijke invoer van fossiele brandstoffen uit Rusland in Nederland berust op statistieken die van de douane afkomstig zijn. Deze zijn slechts tot en met april 2022 beschikbaar (zie antwoord op vraag 7).
Kunt u bevestigen of Nederland hiervan voor een totaal van 8,2 miljard dollar aan fossiele brandstoffen heeft geïmporteerd uit Rusland in de periode van 24 februari tot 4 juni 2022?
Nee, zie het antwoord op vraag 2.
Kunt u een maandelijks overzicht geven van de waarde van de door Nederland geïmporteerde Russische ruwe olie, olieproducten, pijplijngas, liquid natural gas (lng) en kolen, gedurende de periode 1 februari 2022 tot heden?
Een overzicht van de laatste stand van zaken op het vlak van geïmporteerde Russische olie is in te zien op de website van het Centraal Bureau voor de Statistiek (CBS).2 Hierop is de meest actuele informatie beschikbaar. Hier is te zien dat de Nederlandse import uit Rusland een grillig verloop kent. Verwacht wordt dat de import richting 5 december, als het embargo in gaat, snel zal afnemen.
Kunt u verklaren waarom de statistiek over de import van Russische olie naar Nederland op 22 juni 2022 al wel in de media heel precies bekend was, maar het kabinet ons op 28 juni 2022 geen data kon verschaffen over de import van Russische olie in maart, april en mei 2022?2
Zoals aangegeven in het antwoord op vraag 2 is de betreffende informatie voor de afbeelding van Visual Capitalist geproduceerd door het Centre for Research on Energy and Clean Air (CREA). Deze data is door CREA modelmatig tot stand gekomen door publiekelijk bekende scheepsbewegingen te monitoren over de periode 24 februari tot en met 3 juni en deze te vermenigvuldigen met een aangenomen waarde voor lading en prijs. Deze getallen kunnen pas geverifieerd worden als de officiële statistiek o.b.v. douanedata beschikbaar is.
Welke informatie over import van Russische olie en cijfers had het kabinet wel toen de Kamervragen zo ontwijkend beantwoord werden?
In de beantwoording van de schriftelijke vragen gesteld door de leden Piri en Omtzigt over de olietanker Sunny Liger (Aanhangsel Handelingen, vergaderjaar 2021–2022, nr. 3305), die uw Kamer 28 juni jl. is toegekomen, is gebruik gemaakt van de beschikbare data van het CBS. Zoals toegelicht in de beantwoording kan een deel van de informatie over invoer van steenkool en olie uit Rusland niet door het CBS beschikbaar worden gesteld vanwege concurrentiebelangen. De geheimhouding voor de statistiek Internationale Handel in Goederen wordt jaarlijks vastgesteld. Dit is een onafhankelijk en automatisch CBS-proces waar bewust geen directe invloed op wordt uitgeoefend vanwege spelende concurrentiebelangen.
Kunt u aangeven hoe dit zich verhoudt tot dezelfde periode een jaar geleden? Is er sprake van een afname? Kunt u dit per maand (maart 2021 en maart 2022, april 2021 en april 2022, mei 2021 en mei 2022, juni 2021 en juni 2022) heel precies aangeven?
Dit is mogelijk tot en met april 2022. De CBS statistieken voor de invoerwaarde van ruwe aardolie en geraffineerde olieproducten tussen januari 2020 en april 2022 tonen het volgende beeld: In het algemeen is te zien dat de import in 2022 gestegen is ten opzichte van 2020 en 2021. Zoals al aangegeven bij vraag 4, loopt de import in al deze jaren grillig. Naar verwachting zal de in- en export in aanloop naar het embargo vanaf 5 december sterk afnemen.4
Hoeveel olietankers met ruwe Russische olie heeft Nederland ontvangen sinds het begin van de oorlog op 22 februari 2022 tot heden? Hoe verhoudt zich dit tot het totaal aantal olietankers met ruwe Russische olie die door de gehele Europese Unie zijn ontvangen?
Er is op dit moment uitsluitend informatie beschikbaar via betaalde diensten die o.a. scheepsbewegingen monitoren (Kayrros, Kpler, Refinitiv, Platts etc.).
Via Refinitiv zijn 254 scheepsbewegingen vanuit Rusland naar Nederland gemeld in de periode tussen 22 februari en 10 juli (waarvan 154 met ruwe aardolie/stookolie en 100 met olieproducten). Het aantal scheepsbewegingen vanuit Rusland naar Europa in dezelfde periode betrof 1.115 (waarvan 706 met ruwe aardolie/stookolie en 409 met olieproducten).
Doet het kabinet pogingen om de import van Russische energieproducten te verminderen? Zo ja, waar bestaan die maatregelen uit?
Zoals in de Kamerbrief van 22 april 2022 is aangegeven (Kamerstuk 29 023 302, 2021–22) wil het kabinet aan het einde van dit jaar onafhankelijk worden van Russische fossiele brandstoffen. Nederland zet zich daarom nationaal en Europees actief in om de afhankelijkheid van fossiele brandstoffen in het algemeen en Russische fossiele brandstoffen in het bijzonder zo snel en veilig mogelijk af te bouwen met behoud van de leveringszekerheid. Nederland is voorstander van de EU oliesancties die zo zijn ingericht dat leveringszekerheid geborgd is voor de EU lidstaten gelet op de specifieke omstandigheden van iedere lidstaat. Deze sancties zijn van toepassing sinds 4 juni 2022 en kennen een uitgestelde werking voor oliecontracten die vóór 4 juni zijn gesloten of voor incidentele eenmalige leveringscontracten die na 4 juni worden gesloten. Voor beide typen contracten geldt de verplichting deze contracten afgewikkeld te hebben uiterlijk 5 december 2022 (ruwe olie) of uiterlijk 5 februari 2023 (olieproducten). Door deze uitgestelde werking kunnen handelsroutes worden aangepast. Daarnaast is er een oproep gedaan aan partijen om nu reeds geen olie uit Rusland meer te betrekken.
Bent u daarnaast bekend met het bericht «Vermomd als Indiase diesel stroomt de Russische olie toch Europa in»?3
Ja.
Klopt het dat in de eerste vijf maanden van 2022 in de Rotterdamse haven ongeveer 200.000 ton diesel uit India aankwam en dat dit vorig jaar in dezelfde periode nog nul was?
Uit de tot nu toe beschikbare statistiek (t/m april 2022) van Eurostat6 blijkt dat Nederland in de eerste 4 maanden van 2022 196.000 ton diesel importeerde uit India. Dit is een maandgemiddelde van 48.000 ton. In 2019 was het gemiddelde 66.000 ton/maand, in 2020 was dit 77.000 ton/maand en 2021 betrof dit 48.000 ton/maand.
Klopt de bewering dat India goedkoop Russische olie inkoopt, die raffineert tot diesel, en vervolgens doorverkoopt aan Europese landen? Kopen Nederlandse bedrijven deze olie ook in?
Ten dele, landen zoals India en China maken inderdaad gebruik van import van Russische ruwe aardolie die met korting wordt gekocht (IEA Oil Market Report, Juni 2022). Wat er met deze Russische ruwe aardolie gebeurt is niet te traceren. Deze kan ook bestemd zijn voor raffinage met als doel eigen gebruik of het opbouwen van een ruwe aardolievoorraad.
Nederlandse bedrijven kochten altijd al diesel uit India die deels gemaakt zal zijn met ruwe aardolie uit Rusland. Volgens het zesde EU sanctiepakket valt dieselimport met Indiase oorsprong buiten de reikwijdte van de sancties, ook na 2023. In de productie van deze diesel kan voor een beperkt deel gebruik zijn gemaakt van Russische ruwe olie. Dat laat onverlet dat het verboden is om ruwe olie of olieproducten te betrekken van partijen waar het krachtens artikel 5 bis bis van Verordening (EU) nr. 833/2014 verboden is enige transactie mee aan te gaan, zoals Rosneft.
Welke maatregelen gaat u nemen om te voorkomen dat Russische olie alsnog via India en Rotterdam als doorvoerhaven de Europese markt invloeit?
Zoals bij het antwoord op vraag 12 vermeld, is de invoer van diesel van Indiase oorsprong op basis van de sanctiemaatregelen tegen Rusland niet uitgesloten, ook al zou bij de productie van deze diesel ruwe aardolie afkomstig uit Rusland gebruikt worden. Hierbij dient vermeld te worden dat een belangrijk deel van de import niet (alleen) voor Nederland bestemd is, maar ook voor het achterland. Zolang het olieproduct dat India exporteert van Indiase oorsprong is, valt het niet onder de sanctiemaatregelen. De oorsprong van goederen waarvoor sanctiemaatregelen gelden wordt vastgesteld op basis van niet-preferentiële oorsprongsregels zoals vastgelegd in het Douanewetboek van de Unie (Verordening (EU) Nr. 952/2013). De oorsprong van het olieproduct hangt onder andere af van de bewerking die de gebruikte ruwe olie heeft ondergaan, alsook de relatieve hoeveelheden van ruwe olie van verschillende oorsprong die gebruikt zijn in het productieproces.
Wat sowieso niet is toegestaan op basis van de sanctiemaatregelen is om ruwe olie of olieproducten zoals diesel te betrekken van Russische partijen die gesanctioneerd zijn, ook niet als deze partijen vanuit andere landen actief zijn.
Kunt u deze vragen een voor een en binnen een week beantwoorden?
De vragen zijn zo snel mogelijk beantwoord, maar heeft vertraging opgelopen in verband met onder meer het reces en de tijd die het vergde om ontbrekende informatie voor de beantwoording te verzamelen.
Het beleid op het gebied van waterstof |
|
Silvio Erkens (VVD) |
|
Rob Jetten (minister zonder portefeuille economische zaken) (D66) |
|
Bent u van mening dat de Nederlandse en Europese afhankelijkheid van aardgas uit één land ons kwetsbaar maakt en dat we deze afhankelijkheid moeten voorkomen op het gebied van waterstof?
Ja. De huidige gasmarksituatie laat zien dat te grote afhankelijkheid van één land Europa – en daarmee Nederland – kwetsbaar maakt. Dit moet ook op het gebied van waterstof worden voorkomen door in te zetten op diversificatie. De productie van waterstof is minder locatiegebonden dan de productie van aardgas; daar waar veel zonne- en windenergie is, kan in theorie hernieuwbare waterstof worden geproduceerd. Dit maakt diversificatie makkelijker.
Bent u van mening dat er daarom een heldere importstrategie moet zijn op het gebied van diversificatie van landen waaruit waterstof gaat worden geïmporteerd?
Diversificatie is inderdaad een belangrijk onderdeel van de importstrategie. Zoals aangegeven in mijn brief aan uw Kamer van 29 juni 2022 (Kamerstuk 32 813, nr. 1060), is deze importstrategie nog in ontwikkeling. Zo is er nog meer duidelijkheid nodig over de implicaties van de voorgestelde bindende subdoelen voor de industrie en de transportsector als onderdeel van de herziening van de Renewable Energy Directive II (RED II) en over hoe import mee kan tellen voor deze subdoelen.
In de huidige fase is het zaak dat overheden werken aan de randvoorwaarden voor import en dat marktpartijen in staat worden gesteld om productie- en exportketens van waterstof op te bouwen. Diversificatie speelt hierin al een rol.
De Nederlandse overheid ondersteunt marktpartijen namelijk bij het leggen van contacten met stakeholders in een groot aantal landen. Met een aantal landen is de samenwerking op het gebied van waterstof ook vastgelegd in een bilaterale verklaring, waaronder met Portugal, Chili, Uruguay, Namibië, Canada en recent met de Verenigde Arabische Emiraten. In het algemeen is het vooruitzicht positief: er is een groot aantal landen dat op termijn waterstof en derivaten kan leveren.
Bent u van mening dat er heldere doelen moeten zijn hoeveel procent van de totale Nederlandse waterstofvraag uit het buitenland moet komen en dat dit vervolgens ook over een minimaal aantal landen verspreid moet zijn? Zo ja, hoe denkt u dit vorm te geven?
Zoals vermeld wordt met veel verschillende landen gewerkt aan het opzetten van productie- en exportketens van waterstof. Het is daarbij nog niet precies bekend hoeveel hernieuwbare waterstof er door Nederland en andere landen in Noordwest-Europa zelf zal worden geproduceerd (uit met name wind op zee). Verder kan de import van hernieuwbare energie plaatsvinden via een breed scala aan energiedragers (zoals vloeibare waterstof, gasvormige waterstof, ammoniak, methanol en andere Liquid Organic Hydrogen Carriers -LOHCs). Nederland zal voor de Noordwest-Europese markt ook een doorvoerfunctie kunnen gaan vervullen. Dit compliceert het monitoren van ketens en moleculen. Tenslotte is het bespreken van doelen voor diversificatie gezien de geïntegreerde Europese energiemarkt ook een vraagstuk dat in Europees verband moet worden opgepakt. Daarom zie ik op dit moment nog geen uitvoerbare mogelijkheid voor het bepalen van genoemde doelen voor de Nederlandse waterstofvraag.
Uiteraard is het belangrijk om de ontwikkelingen in de markt goed te volgen. Daarom heeft Nederland onder meer, als onderdeel van de activiteiten van de Clean Energy Ministerial Hydrogen Initiative (CEM-H2I)1, de opdracht gegeven aan het Internationaal Energieagentschap (IEA) om de waterstofmarkt en het waterstofbeleid in Noordwest-Europa jaarlijks te monitoren. Het eerste rapport wordt aan het einde van dit jaar verwacht.
Bent u van mening dat er een verschil bestaat tussen waterstofimport uit 1) bevriende landen, 2) landen waarmee Nederland een redelijke relatie heeft en 3) autocratische, dictatoriale landen, en dat voor elk van deze drie soorten landen, en landen specifiek, er een ander maximaal importpercentage mag zijn?
Voor de energievoorzieningszekerheid van Nederland is het van belang dat er diversificatie is van herkomstlanden, aanvoerroutes en energiebronnen. Uiteraard volgt het kabinet ook vanuit het oogpunt van de voorzieningszekerheid van waterstof de wereldwijde ontwikkelingen, onder meer via de jaarlijkse Global Hydrogen Review2 van het IEA, de rapportages van de International Renewable Energy Agency3 en het Sustainable Hydrogen Import Programma4 binnen het Nationaal Waterstof Programma. Het kabinet wil voorkomen dat een te grote afhankelijkheid ontstaat van een beperkt aantal landen.
Een maximum percentage per land (of soort landen) voor het aandeel in de totale import aan waterstof is nu niet nodig en ook niet goed uitvoerbaar. Dit heb ik toegelicht in de reactie op de motie-Grinwis en Erkens over diversificatie (Kamerstuk 32 813, nr. 1060). Ik zie nog geen aanleiding om over te gaan tot maatregelen, zeker nu de eerste ketens zich nog moeten ontwikkelen. Het vooruitzicht is daarbij positief: er is een groot aantal landen, zowel van binnen als buiten Europa, dat op termijn waterstof en derivaten kan leveren.
Hoe denkt u deze importstrategie vorm te geven? Zijn er marktgebaseerde maatregelen te bedenken om bedrijven te sturen in waar zij hun waterstof vandaan halen? Zo ja, welke?
Zoals aangegeven in het antwoord op vraag 2, is het voor de overheid vooral zaak om de randvoorwaarden voor import te regelen, zoals infrastructuur en certificering. Daarnaast kan de overheid een faciliterende rol spelen in het opbouwen van contacten tussen marktpartijen in bepaalde landen. Ik zie op dit moment geen noodzaak voor marktgebaseerde maatregelen om bedrijven te sturen in waar zij waterstof in de toekomst vandaan halen. De vast te leggen voorwaarden onder de Hernieuwbare Energierichtlijn (zie Kamerstuk 32 813, nr. 1060) voor wat hernieuwbare waterstof mag heten, zullen een rol spelen in het bepalen welke ketens richting Europa kansrijk zullen zijn (uit welke landen en in welke vorm). Verder kan H2Global in beperkte mate (zie vraag 7) een instrument worden om te sturen in importroutes. Ik stuur daarnaast op de diversificatie van import door contacten te leggen met potentiële exportlanden en door het sluiten van samenwerkingsovereenkomsten (zie hiervoor Kamerstuk 32 813, nr. 1060).
Vindt u dat er bij het beoordelen van de waterstofimport uit een willekeurig land niet alleen naar de laagste prijs per kilogram waterstof moeten kijken, maar ook naar andere factoren zoals onze relatie op het gebied van migratie, buitenlandbeleid en/of mensenrechten om op die manier niet chantabel te zijn op het gebied van onze energievoorziening? Hoe denkt u dit vorm te kunnen geven?
Voor toekomstige waterstofketens net als voor andere internationale handelsketens, verwacht de overheid dat marktpartijen maatschappelijk verantwoord ondernemen en rekening houden met mensenrechten, milieu en arbeidsomstandigheden. In een eerdere motie van de leden Kröger en Boucke (Kamerstuk 32 813, nr. 1025) is aandacht gevraagd voor de risico’s die grootschalige productie van waterstof met zich meebrengt voor de duurzame ontwikkeling van toekomstige exportlanden. Ik laat momenteel een Maatschappelijk Verantwoord Ondernemen-risicoanalyse uitvoeren voor waterstofimport. Ik zal hierover rapporteren voor het einde van het jaar, waarbij ik ook zal ingaan op de eventuele implicaties voor het Nederlandse en Europese beleid ten aanzien van waterstofimport.
Hoe ziet u hierbij een samenwerkingsverband zoals H2Global? Is meedoen aan dit samenwerkingsverband een manier om grip te krijgen waar het bedrijfsleven investeert in groene waterstofproductie buiten Nederland? Zo ja, kunt u dit uitleggen? Zo nee, waarom niet en zijn er dan andere initiatieven waarbij Nederland zich zou kunnen aansluiten? Hoe bekijkt u hierbij het concept van verticale integratie in waterstofketens?
Ik zie een samenwerkingsverband met H2Global als een positieve manier om waterstofproductie buiten Nederland te stimuleren om vervolgens die waterstof hier in Nederland te kunnen gebruiken. Zoals toegelicht in mijn brief van 29 juni jl. (Kamerstuk 32 813, nr. 1060) verken ik momenteel of en hoe Nederland kan deelnemen aan H2Global. Een voordeel van financiële deelname is dat Nederland zelf tenders voor de productie van CO2-arme waterstof in het buitenland kan vormgeven, waarbij vervolgens de geproduceerde waterstof kan worden geïmporteerd in Europa. Ook zal de ontwikkeling van ketens afhangen van de locatie van de grootschalige productie van hernieuwbare energie. In sommige landen kan daarvoor deels gebruik worden gemaakt van bestaande ketens en infrastructuur, in andere landen moet alles van het begin worden opgebouwd. In alle gevallen wordt van de betrokken partijen verwacht dat ze maatschappelijk verantwoord ondernemen (zie antwoord op vraag 6). Nederland heeft de mogelijkheid in H2Global om ook samen met Duitsland een tender in te richten. De uitkomsten van mijn verkenning van deelname aan H2Global deel ik komende najaar met uw Kamer. Een ander initiatief dat hiervoor ruimte kan bieden en dat Nederland actief zal verkennen is de Global Hydrogen Facility van de EU Commissie (Kamerstuk 22 112, nr. 3438 en nr. 3447). Op dit moment is echter nog niet duidelijk hoe deze faciliteit zal worden opgezet.
De komende tijd zal uitwijzen of en in welke mate het concept van verticale integratie toegepast zal worden in toekomstige waterstofketens, waarbij bedrijven alle onderdelen van de keten in eigen beheer houden: van productie, transport tot distributie.
De toekomstige waterstofmarkt zal zich naar verwachting ontwikkelen tot een mondiale markt en kan daarbij deels voortbouwen op patronen en ketens uit de bestaande olie- en gasmarkten. Het is mogelijk dat net als in de fossiele energieketens er bedrijven zullen zijn die in de hele keten of een groot deel daarvan, een rol willen of kunnen spelen. Dit past ook bij de beginfase van de ontwikkeling van nieuwe markten. Energiebedrijven zullen op deze manier ook hun bestaande assets en netwerken kunnen blijven gebruiken. Tegelijkertijd is hernieuwbare waterstofproductie een compleet nieuwe markt en zijn er op veel vlakken nieuwe technologieën nodig voor productie, opslag, transport en toepassing. Dit vergt samenwerking met andere partijen en geeft ruimte voor specialisatie en nieuwe marktspelers in de afzonderlijke ketens.
Welke rol ziet u voor langetermijncontracten van waterstof ten opzichte van een importbeleid dat gericht is op de spotmarkt? Welke rol speelt hier de Staat volgens u?
In de beginfase van de ontwikkeling van de hernieuwbare waterstofmarkt, waarbij er nog veel onzekerheden zijn, zullen langetermijncontracten ongetwijfeld een belangrijke rol spelen. Met name om investeringen in productie- en exportfaciliteiten mogelijk te maken en vraagzekerheid aan toekomstige exporterende landen en bedrijven te geven. Naarmate de waterstofmarkt meer volwassen wordt met voldoende aanbod van waterstof, veel vragers en voldoende concurrentie tussen aanbieders, zal de rol van een hernieuwbare waterstofspotmarkt meer in beeld komen en een belangrijke rol kunnen spelen. Een soortgelijk patroon was ook zichtbaar bij de ontwikkeling van andere internationale energiemarkten, zoals de LNG-markt. Een dergelijk proces kan jaren in beslag nemen.
Om de fase te overbruggen tussen een markt die grotendeels gebaseerd zal zijn op langetermijncontracten en het begin van een sportmarkt, kunnen instrumenten en mechanismen zoals H2Global (zie het antwoord op vraag 7) zeer bruikbaar zijn. De Staat kan een faciliterende rol spelen om de opschalingsfase te overbruggen, net zoals Duitsland doet met H2Global. Met de inzet van publieke middelen zal H2Global lange termijncontracten voor een periode van tien jaar afsluiten om vervolgens via tenders de importen aan de industrie door te verkopen op basis van contracten van één jaar. Met dit mechanisme van lange en korte termijncontracten kan een impuls worden gegeven aan het ontstaan van liquiditeit in de nieuwe hernieuwbare waterstofmarkt.
Welk percentage van de binnenlandse waterstofvraag moet volgens u in Nederland opgewekt worden? Welk percentage van de binnenlandse waterstofvraag zou Europees opgewekt moeten worden?
In de Kabinetsvisie op waterstof, Kamerstuk 32 813, nr. 485) heeft het kabinet aangegeven een zekere binnenlandse elektrolysecapaciteit van 3–4 GW, zoals vastgelegd in het Klimaatakkoord, wenselijk te vinden. Naar aanleiding van het Commissiedebat Waterstof in de Tweede Kamer van 13 april 2022 verken ik de ruimte om de waterstofambities t.o.v. productie voor 2030 te verhogen. Bij de uitwerking van de aangekondigde instrumenten voor de ontwikkeling van de waterstofmarkt komend najaar ga ik uit van een sterke prikkel voor (potentiële) waterstofgebruikers, waarbij zowel import als binnenlandse productie nodig zijn om in de vraag te voorzien.
Voor de beoogde verhouding tussen import en binnenlandse productie kan ik geen specifiek percentage noemen, omdat de wenselijke verhouding onder meer afhangt van de prijsverschillen tussen de verschillende aanbodstromen.
Hoe houdt u rekening met de nationale waterstofvraag bij tenders voor Wind op Zee? Gaat waterstofproductie voor Nederlands gebruik een integraal onderdeel worden van de tendersystematiek? Zo nee, waarom niet? Hoe borgt u anders dat een nader te bepalen percentage van de binnenlandse waterstofvraag ook in Nederland geproduceerd gaat worden?
Waterstofproductie op zee en op land in combinatie met windenergie op de Noordzee kan voordelen bieden met betrekking tot systeemintegratie, draagt bij aan de aanbodzekerheid van waterstof en kan bijdragen aan het mitigeren van netcongestie door het bieden van flexibele vraag.
Voor de komende tenders voor windenergie op zee wordt daarom bekeken of en hoe waterstofproductie daar een onderdeel in kan zijn. Na de zomer zal ik u hierover in twee Kamerbrieven nader informeren. Om nationale waterstofproductie (o.a. op zee) te borgen zal ik gerichte instrumenten gebruiken. Ook hierover zal ik de Kamer in het najaar meer duidelijkheid bieden in de appreciatie van de Routekaart van Het Nationaal Waterstof Programma.
Ziet u ook een rol voor kernenergie in de productie van waterstof, in de vorm van grote reactors maar ook small modular reactors (SMR)?
Hoewel de toepassing van kernenergie voor de productie van waterstof mogelijkheden biedt, is het op dit moment nog onduidelijk op welke termijn en op welke schaal dit toegepast kan worden. Ik volg de ontwikkelingen hieromtrent op de voet. Zo is Nederland aangesloten bij internationale werkgroepen (OECD-NEA) rondom dit thema. Voor de nieuw te bouwen centrales is de mogelijkheid voor waterstofproductie een pluspunt in het reactorontwerp, maar niet in één van de doorslaggevende selectiecriteria in de techniekkeuze. Zie voor meer informatie de Kamerbrief van 1 juli 2022 (Kamerstuk 32 645, nr. 98).
Welke voordelen zijn er als we een substantiële waterstofproductie opbouwen? Zijn er schattingen om hoeveel investeringen in onze economie dit zou gaan tot 2030? Is er al eens gekwantificeerd wat voor effect dit zou hebben op onze economie?
Groene waterstofproductie-, -infrastructuur en -opslag zijn cruciaal voor de verduurzaming van ons energiesysteem. Het maakt de (seizoens-)opslag van duurzame energie mogelijk en is nodig voor de verduurzaming van zowel delen van de bestaande industrie als zwaar- en lange afstandstransport. Binnenlandse waterstofproductie draagt bij aan het flexibeler maken van ons energiesysteem. Bovendien draagt nationale en EU-brede productie van hernieuwbare waterstof en -opslag bij aan de energievoorzieningszekerheid doordat we minder afhankelijk worden van de import van fossiele brandstoffen uit enkele landen waar het aanbod geconcentreerd is. Nederland beschikt over een sterke kennisbasis en heeft in niches innovatieve startups die internationaal competitief zijn. De ontwikkeling van waterstofproductie biedt kansen voor innovatieve bedrijven die bijvoorbeeld aan elektrolysers werken of nieuwe producten en diensten maken met waterstof. Deze producten kunnen geëxporteerd worden en het Nederlandse verdienvermogen versterken. Bovendien heeft Nederland een gunstige geografische ligging en een goede uitgangspositie om in de EU te fungeren als hub voor de in- en doorvoer van waterstof.
Het Centraal Planbureau (CPB) heeft in een analyse van voorstellen voor het Nationaal Groeifonds gekeken naar het economisch effect van opzetten van demonstratiefaciliteiten voor waterstof.5 Het CPB geeft aan dat de groei in ontwikkeling en/of productie van apparatuur en diensten gerelateerd aan waterstofproductie, -transport, -opslag en -gebruik naar verwachting bijdraagt aan het verdienvermogen op lange termijn. CE Delft schat in haar studie uit 20216 in, dat groene waterstof een bijdrage zal leveren aan de werkgelegenheid in Nederland tussen de 6.000 en 17.300 fte in 2030. Kanttekening hierbij is dat de arbeidsmarkt krap is en in 2030 extra technici nodig zijn om de klimaatdoelstellingen te behalen. Voor de energietransitie in den brede geldt dat arbeidsbesparende technieken (innovatie) en meer aanbod van technici essentieel zijn. Gegeven de jonge markt en de vele onzekerheden op het terrein van technologische ontwikkelingen is het moeilijk om het totale effect op de economie te kwantificeren.
Hoe ziet u de productie van elektrolysers in Nederland binnen het totale beleid rondom onafhankelijk worden voor onze energievoorziening, al dan niet op Europees niveau? Hoe gaat u hierbij voorkomen dat deze industrie grotendeels in China terechtkomt?
Het is belangrijk om in Europees verband te beschikken over voor duurzame energie essentiële technologie, zoals elektrolysers. Dit kan een bijdrage leveren aan het verminderen van energieafhankelijkheden in bredere zin. De EU-landen bezitten momenteel meer dan 60% van de wereldwijde productiecapaciteit voor elektrolyse7 en hebben een voorsprong t.o.v. China die circa een derde van de productiecapaciteit bezit. We zetten in nationaal en Europees verband in op het stimuleren van de maakindustrie voor elektrolysers. Dit doen we via diverse nationale en Europese publiek-private innovatieprogramma’s, zoals de Fuel Cell and Hydrogen Joint Undertaking, onderdeel van het EU Horizon-programma. Dit programma is opgevolgd door de Clean Hydrogen Partnership, gericht op het borgen van de leidende Europese positie op het gebied van waterstoftechnologie. Ook in Nederland is er veel perspectief voor bedrijven en kennisinstellingen om een positie te verwerven in deze ketens, mede door het grote aantal geplande productieprojecten. Nederlandse partijen hebben zich hiervoor ook verzameld in het Nederlandse Elektrolyser Makers Platform (waarvan FME en TNO het secretariaat voeren). Vanuit de overheid wordt dit verder ondersteund vanuit het Groeifonds door de honorering van het Groenvermogen voorstel. Financiële ondersteuning van de ontwikkeling van elektrolysers is een van de speerpunten van Groenvermogen.
Bent u van mening dat er, in nationaal verband, een strategische opslag voor waterstof moet komen? Zo ja, aan welk percentage van het nationale verbruik denkt u dan?
In dit vroege stadium van de ontwikkelingen van een waterstofmarkt zijn strategische voorraden van waterstof niet nodig. Waterstofopslag komt in alle gebruikte energiescenario’s naar voren als een belangrijke en noodzakelijke technologie die met name tussen 2030 en 2050 zal opschalen in Nederland (zie rapport «Ondergrondse energieopslag in Nederland 2030–2050», Kamerstuk 29 023, nr. 270). Gegeven de huidige te verwachten ontwikkelingen zal tot 2030 de verwachte behoefte aan waterstofopslag nog relatief beperkt zijn en waarschijnlijk volledig gedekt kunnen worden door de huidige plannen in de nieuwe aan te leggen (en bestaande) zoutcavernes op de locatie Zuidwending. Afhankelijk van de ontwikkelingen in het energiesysteem zal de noodzaak voor waterstofopslag in de toekomst verder groeien. Dit hangt volgens het TNO en EBN-onderzoek8 enerzijds af van de veronderstelde herkomst en toepassing van waterstof, en anderzijds van de mate waarin andere flexibiliteitopties (zoals import en export van elektriciteit) kunnen worden benut in het energiesysteem.
Het aanleggen van strategische opslagen betekent dat opslagvolumes en capaciteit uit het marktsysteem worden gehaald en enkel als back-up mogen worden ingezet in crisissituaties. De kosten voor het aanleggen en vullen van deze additionele opslagcapaciteit naast de bestaande waterstofopslagen zullen aanzienlijk zijn en wegen in een vroeg ontwikkelingsstadium van de waterstofmarkt niet op tegen de mogelijke baten. Naarmate de systeemrol van waterstof in het energiesysteem vanaf 2030 relevanter wordt, zal ook het maatschappelijk belang van de waterstofopslagen voor de voorzieningszekerheid toenemen. Hoe precies invulling wordt gegeven aan het borgen van de systeemrol van opslagen, inclusief verdeling verantwoordelijkheden publiek/privaat, dient in komende jaren uitgewerkt te worden. Naast de optie van strategische opslagen dient dan ook te worden gekeken naar minder vergaande opties als mechanismen om de jaarlijkse vulgraad van opslagen op peil te houden.
Waarom sorteert u voor op een systeem waarbij u deze opslag en reserves volledig aan de markt wil laten? Lijkt u het niet verstandig om, inzake de huidige gascrisis, meer publieke regie op deze belangrijke factor voor de leveringszekerheid te krijgen?
Waterstofopslag zal op termijn een belangrijke rol spelen bij de leveringszekerheid in energie- en grondstoffensysteem. Zowel publieke als private partijen hebben de mogelijkheid om opslagfaciliteiten voor waterstof te ontwikkelen. Zie ook de Kamerbrief van 29 juni 2022 over voortgang ordening waterstofmarkt (Kamerstuk 32 813, nr. 1060). Ik herken me dan ook niet in de stelling dat de ontwikkeling van opslag en reserves volledig aan de markt worden gelaten.
Denkt u dat een systeem zoals bij strategische oliereserves daarbij kansrijk is? Welk ander model ziet u anders voor zich?
Zie antwoord op vraag 14
Op welke termijn kan u zo’n model voor een strategische opslag uitwerken?
Zie antwoord op vraag 14
Welke factoren spelen er wat u betreft mee bij een model voor een strategische opslag? Is er een rol weggelegd voor een staatsbedrijf? Zo ja, hoe groot zou die rol moeten zijn? Hoe voorkomen we daarbij een situatie zoals nu bij Gasopslag Bergermeer met een groot aandeel van een onbevriend land?
Zie antwoord op vraag 14. Daarnaast geldt voor een strategische opslag van olie dat deze volgens de geldende internationale regels slechts onder zeer uitzonderlijke en extreme omstandigheden mag worden ingezet, dit vanwege risico’s van marktverstoring en prijsmanipulatie9. Daarmee is de kans gering dat commerciële marktpartijen, ongeacht uit welk land, zelfstandig een strategische opslag zullen aanleggen.
Groen gas uit niet biogene stromen |
|
Henri Bontenbal (CDA), Silvio Erkens (VVD) |
|
Rob Jetten (minister zonder portefeuille economische zaken) (D66) |
|
Klopt het dat de huidige regelgeving en de definitie van duurzaam gas zich richt op groen gas uit biogene stromen, dat binnen de SDE+ tot 5% niet-biogene materiaal in de grondstof voor de productie van groen gas mag zitten en binnen SDE++ slechts 2,5%, en dat producenten indien zij meer dan deze percentages aan niet-biogene feedstock verwerken de volledige SDE-beschikking verliezen?
Ja, dit klopt. In de SDE++ is dit percentage gelijk getrokken aan de eis binnen de regeling garanties van oorsprong.
Bent u zich ervan bewust dat het met de opkomst van vergassingstechnieken mogelijk wordt om meer diversiteit aan te brengen in de productie van hernieuwbaar gas, doordat vergassingsinstallaties zowel op basis van biogene stromen, niet biogene stromen en een mix van beide kunnen produceren?
Ik ben me er van bewust dat het met vergassing mogelijk is een brede basis aan grondstoffen, zowel biogene- als niet-biogene stromen, om te zetten in gas. Alleen als dit gas opgewekt is uit hernieuwbare bronnen is er ook sprake van hernieuwbaar gas.
Onderkent u het belang om deze vergassingstechnieken en daarmee ook de niet biogene stromen te kunnen benutten om de huidige groen gas doelstelling van 2 BCM te verhogen en te kunnen realiseren?
Ik onderken dit belang. Binnen het Programma Groen Gas ga ik deze potentie verder onderzoeken, zoals aangekondigd in de kamerbrief over de bijmengverplichting groen gas (Kamerstuk 32 813, nr. 1063).
Welke mogelijkheden ziet, u gezien de ontwikkeling van deze vergassingstechnieken en de potentie om deze breder uit te rollen, om binnen de bestaande SDE-regeling flexibiliteit te creëren met betrekking tot de inzet van niet-biogene grondstoffen, bijvoorbeeld door alleen het biogene deel in aanmerking te laten komen voor SDE-subsidie terwijl het circulaire gas wat uit niet-biogene feedstock komt niet in aanmerking komt voor subsidie?
Ik sta positief tegenover het mogelijk maken van de vergassing van deels niet-biogeen afval voor de productie van waterstof of groen gas. Ik heb PBL gevraagd om hier voor de SDE++ ronde 2023 advies over uit te brengen. Mede op basis van dit advies zal ik overwegen of ik deze categorie in 2023 open kan stellen. Tevens heb ik bij deze keuze aandacht voor de uitvoerbaarheid van deze aanpassing, onder andere wat betreft de herkomst en samenstelling van het afval en de controle hierop.
Voor het achteraf aanpassen van deze eis voor bestaande beschikkingen zie ik geen mogelijkheden. Vanwege een eerlijke concurrentie op het moment van aanvragen ben ik in de SDE++ zeer terughoudend met het achteraf aanpassen van subsidievoorwaarden. Daarnaast is de controle op de hoeveelheid geproduceerde hernieuwbare energie moeilijk en mogelijk is de hoogte van de subsidie voor het biogene deel niet meer passend.
De samenwerking tussen Nederland en Noorwegen op het gebied van klimaat en energie |
|
Silvio Erkens (VVD) |
|
Rob Jetten (minister zonder portefeuille economische zaken) (D66) |
|
Op welke onderdelen van de klimaat- en energietransitie kan Nederland leren van Noorwegen? In welke sectoren is Noorwegen het meest succesvol bezig met verduurzamen en met welk beleid?
De betrekkingen tussen Nederland en Noorwegen in het algemeen zijn uitstekend en worden gekenmerkt door een grote mate van eensgezindheid. Er bestaat een langjarige samenwerking tussen Nederland en Noorwegen op het gebied van energie. Noorwegen heeft een heel andere nationale energievoorziening dan Nederland, die bijna volledig is gebaseerd op elektriciteit opgewekt door waterkrachtcentrales. Van oudsher was de samenwerking gericht op olie- en gaswinning. Sinds 2008 werken Nederland en Noorwegen samen op het terrein van elektriciteit door middel van de verbinding via de NordNed kabel. Verder is de samenwerking de afgelopen periode geïntensiveerd op het gebied van Carbon Capture and Storage (CCS), wind op zee en vooral ook op het terrein van waterstof.
De Noordzee biedt veel kansen om de gemeenschappelijke ambitie tot uitvoering te brengen om de transitie naar hernieuwbare energie te maken. Beide landen hebben veel expertise opgebouwd met offshore olie- en gaswinning, maritieme projecten en kunnen deze hiervoor inzetten, met name voor het bevorderen van de regionale energietransitie en de ontwikkeling van grootschalige windparken op zee en de verbindingen die daarvoor nodig zijn. In breder verband werkt Nederland samen met Noorwegen in de «North Seas Energy Cooperation» (NSEC). De NSEC is een samenwerkingsverband tussen Noordzeelanden en de Europese Commissie met als doel om de uitrol van windenergie op zee te realiseren, te versnellen en te optimaliseren.
Noorwegen is leider op het gebied van CO2 afvang en -opslag en een belangrijke partner bij de R&D alsook de commerciële toepassing van CCS. Noorwegen heeft de CO2-emissies in de olie- en gassector met succes verminderd via
CCS-projecten. Om de industrie aan te moedigen deze projecten te implementeren, werd een sectorspecifieke CO2-belasting ingevoerd. Net als Noorwegen is Nederland gunstig gesitueerd voor de toepassing van CCS. Beide landen hebben ambitieuze plannen voor de commerciële uitrol van CCS als onderdeel van de 2030-klimaatdoelstellingen. In november 2021 tijdens een koninklijk staatsbezoek aan Noorwegen hebben Nederland en Noorwegen een Memorandum of Understanding (MoU) ondertekend om de samenwerking op het gebied van CCS te intensiveren. Dit MoU zet ook in op het gezamenlijk verkennen van nauwere samenwerking tussen de landen op het gebied van waterstof en hernieuwbare energie.
Waterstof wordt een belangrijk onderdeel van het Noorse energiebeleid. Noorwegen zet daarbij in op zowel blauwe als groene waterstof. Noorwegen heeft veel potentieel voor groene waterstof, zowel te produceren uit stroom van de waterkrachtcentrales als uit windenergie. Nederland is een interessante partner voor Noorwegen op het gebied van waterstof gegeven de hier aanwezige kennis en ervaring. Andersom is Noorwegen belangrijk voor Nederland omdat het op termijn een leverancier kan worden van waterstof.
Hoe ziet de samenwerking tussen Nederland en Noorwegen eruit op het gebied van klimaat en energie? Wat is het belang van deze samenwerking voor Nederland?
Zie antwoord vraag 1.
Welke kansen biedt een sterkere samenwerking met Noorwegen voor Nederland? Hoe kan dit bijdragen aan onze leveringszekerheid en/of de energietransitie? Hoe speelt u in op deze kansen?
Zie antwoord vraag 1.
Hoe wordt er met Noorwegen samengewerkt op gebied van waterstof? Hoe apprecieert u daarbij de inzet van Noorwegen op blauwe waterstof en hoe sluit dat aan op de Nederlandse plannen?
Waterstof is een van de onderwerpen in het jaarlijks bilaterale energie-overleg. Er zijn voorts contacten met diverse Noorse bedrijven actief op het gebied van waterstof. Noorse bedrijven kunnen plannen ontwikkelen voor levering van waterstof aan Nederland. Als deze waterstof op duurzame wijze wordt geproduceerd en getransporteerd, dan kan dit bijdragen aan de Nederlandse inzet op reductie van CO2. In november 2021 tijdens een koninklijk staatsbezoek aan Noorwegen hebben Nederland en Noorwegen als aangegeven een MoU ondertekend om de samenwerking op het gebied van CCS te intensiveren. CCS is als bekend een technologie die noodzakelijk is voor de productie van blauwe waterstof. Het MoU heeft tot doel het grensoverschrijdend transport en opslag van CO2 tussen beide landen te faciliteren, wat de toepassing van CCS in de industriële sectoren kan ondersteunen, onder meer voor koolstofarme H2-productie.
Hoeveel minder schadelijk is aardgas uit Noorwegen voor het klimaat ten opzichte van LNG-import? Welke andere voordelen ziet u in aardgasimport uit Noorwegen?
Gas gewonnen uit bijvoorbeeld de Noordzee kent bij transport een minder grote uitstoot van broeikasgassen dan LNG dat per schip wordt geïmporteerd. Ik onderschrijf ook het belang van het verkrijgen van een goed beeld van de klimaatimpact van de LNG-import. Echter, de gevraagde vergelijking vergt uitgebreid onderzoek en de uitkomst is afhankelijk van plaats en locatie. LNG volumes worden over de hele wereld geproduceerd. Om het effect op het klimaat te vergelijken zou – voor zover al mogelijk – de herkomst van alle geïmporteerde volumes moeten worden nagegaan en het effect op het klimaat van de import van die volumes moeten worden nagegaan. Vervolgens zou het effect op het klimaat van import uit Noorwegen moeten worden geïnventariseerd en een vergelijking moeten worden gemaakt.
Ziet u kansen om in de toekomst meer van onze aardgasimport uit Noorwegen te laten plaatsvinden? Overweegt u hierbij de inzet op langetermijncontracten voor de transitieperiode naar een fossielvrije energievoorziening? Welk beleid zet u hiervoor uit de komende periode?
Op dit moment wordt in Noorwegen al zo goed als maximaal aardgas gewonnen. De mogelijkheden voor toename van productie lijken de komende periode verwaarloosbaar. Verder geldt dat dit najaar de Baltic Pipe Line van Noorwegen naar Polen in gebruik wordt genomen. Via deze pijpleiding zal gas naar Polen worden geëxporteerd. Dit betekent dat er minder gas beschikbaar zal zijn vanuit Noorwegen voor import via Noordwest Europa naar Nederland. Per saldo zie ik geen mogelijkheden om de komende periode meer aardgasimport uit Noorwegen te laten plaatsvinden.
Bent u ervan op de hoogte dat Duitsland en België samen met Noorwegen kijken naar het versterken van hun samenwerking op het gebied van (blauwe) waterstof en op de korte termijn voor de levering van fossiele brandstoffen? Bent u van mening dat Nederland hierbij moet aanhaken?
Noorwegen is traditioneel een belangrijke leverancier van energie aan de Europese markt en aan Nederland. Zo komt circa 25–30% van ons aardgas uit Noorwegen. De Noorse overheid en bedrijven hebben aangegeven de productie zoveel mogelijk te verhogen om een bijdrage te leveren aan de huidige krapte op de gasmarkt. In het kader van de waterstofimportstrategie is de Nederlandse overheid in gesprek met verschillende landen die potentieel groene waterstof kunnen gaan exporteren. Zie hiervoor ook de Kamerbrief Voortgang ordening en ontwikkeling waterstofmarkt van 29 juni (Kamerstuk 32 813, nr. 1060). Daarbij zijn er als hierboven benoemd ook contacten met Noorwegen.
Wat kunt u verder doen om de samenwerking met Noorwegen te versterken?
In de bovenstaande antwoorden geef ik aan wat het belang is van de huidige samenwerking met Noorwegen, hoe die is vormgegeven en wat we de komende periode gaan intensiveren op het gebied van de energietransitie op de Noordzee, met name op het terrein van CCS, offshore wind en waterstof. Daar liggen de grootste kansen in de samenwerking met Noorwegen.
Uitsluiting studenten energietoeslag is onrechtmatig |
|
Barbara Kathmann (PvdA) |
|
Carola Schouten (viceminister-president , minister zonder portefeuille sociale zaken en werkgelegenheid) (CU) |
|
Bent u bekend met de Nieuwsuur-uitzending over uitsluiting studenten energietoeslag is onrechtmatig?1
Ja.
Vindt u het ook schrijnend om te zien dat studenten, door de hoge energieprijzen, nauwelijks meer rond kunnen komen?
Ja, afhankelijk van hun woon- en gezinssituatie kunnen ook studenten te maken krijgen met ernstige financiële gevolgen van een hoge energierekening.
Kunt u aangeven welke steden de energietoeslag wel aan studenten uit keren?
Een uitputtende lijst van gemeenten die de landelijke richtlijnen op dit punt niet volgen, kan ik niet geven. Wel is mij bekend dat de gemeenten Delft, Zwolle en Apeldoorn beleid hebben geformuleerd op grond waarvan uitwonende studenten onder voorwaarden recht hebben op een eenmalige energietoeslag. Recent hebben ook Den Haag, Almere en Middelburg hun beleid op dit punt aangepast.
Vindt het ook onrechtvaardig dat woonvormen die door studenten worden gebruikt ook door niet-studenten worden gebruikt, die wel aanspraak kunnen maken op de energietoeslag?
Het kan gebeuren dat individuele studenten in de ernstige financiële problemen komen als gevolg van de stijgende energieprijzen. En ook studenten moeten in deze gevallen worden geholpen. Naar aanleiding van de uitspraak van de rechter heb ik, in overleg met de VNG en gemeenten, meer richting gegeven aan hoe gemeenten kunnen omgegaan met deze individuele gevallen.
Ter bevordering van een uniforme uitvoering van de eenmalige energietoeslag zijn gemeenten via de landelijke richtlijnen geadviseerd studenten als categorie uit te sluiten van het recht op een eenmalige energietoeslag. Daarvoor bestaat naar mijn oordeel een gerechtvaardigde en in principe ook juridisch houdbare reden. De woonsituatie van studenten is namelijk zeer divers, ook voor wat betreft de energiekosten. Ongeveer de helft van de studenten woont nog thuis bij de ouders en heeft dus geen eigen energierekening. Voor een aanzienlijk deel gaat het bij uitwonende studenten bijvoorbeeld om kamerbewoners, met een huurprijs inclusief energiekosten. Een groot deel van de studenten wordt daarmee niet of niet in dezelfde mate geraakt door de stijgende kosten. Daarom acht ik voor deze doelgroep de individuele bijzondere bijstand een geschikter instrument dan de categoriale bijzondere bijstand. Op deze wijze komt de financiële ondersteuning vanuit de bijzondere bijstand uitsluitend terecht bij de studentenhuishoudens die het daadwerkelijk nodig hebben.
De energietoeslag is een crisismaatregel, om te voorkomen dat huishoudens met een laag inkomen in zeer ernstige problemen komen. De doelgroep is daarom ook gelijk aan die de gemeente stelt voor het reguliere armoedebeleid. Bij de totstandkoming van de energietoeslag moest een evenwicht worden gevonden tussen een regeling die enerzijds zo gericht mogelijk is en anderzijds een zo eenvoudig mogelijke uitvoering, waarbij een zo groot mogelijk deel van de doelgroep de toeslag zonder aanvraagprocedure kon ontvangen. Voor een regeling die meer maatwerk biedt was en is de uitvoeringscapaciteit bij gemeenten of een andere uitvoerder niet aanwezig. Een zekere mate van over- en ondercompensatie is dus inherent aan deze regeling. Daarbij beoogt de energietoeslag geen koopkrachtreparatie, maar is het echt om de ergste nood te lenigen. Het brede pakket van 2023 heeft wel als doel de koopkracht te herstellen, ook die van studenten.
Hoe beoordeelt u het feit dat juristen aangeven dat het uitsluiten van studenten onrechtmatig is?
In het antwoord op vraag 4 heb ik aangegeven dat er naar mijn oordeel een gerechtvaardigde en in principe ook juridisch houdbare reden bestaat om studenten als groep uit te zonderen van de energietoeslag.
Kunt u aangeven welke «gerechtvaardigde grond» er is om studenten, ouder dan 21 jaar, uit te sluiten van de energietoeslag?
Er bestaat naar mijn oordeel een gerechtvaardigde en in principe ook juridisch houdbare reden om studenten als groep uit te sluiten van de energietoeslag. De woonsituatie van studenten is namelijk zeer divers, ook voor wat betreft de energiekosten. Ongeveer de helft van de studenten woont nog thuis bij de ouders en heeft dus geen eigen energierekening. Voor een aanzienlijk deel gaat het bij uitwonende studenten bijvoorbeeld om kamerbewoners, met een huurprijs inclusief energiekosten. Vanwege deze diversiteit in woonsituatie, en daarmee ook de energiekosten, acht ik voor deze doelgroep de individuele bijzondere bijstand een geschikter instrument dan de categoriale bijzondere bijstand. Op deze wijze komt de financiële ondersteuning vanuit de bijzondere bijstand uitsluitend terecht bij de studentenhuishoudens die het daadwerkelijk nodig hebben.
Bent u het eens dat het feit dat het uitsluiten van studenten niet in het wetsvoorstel, maar wel in de bijgevoegde richtlijn staat, geen afdoende verklaring is om studenten, die hierdoor expliciet van de energietoeslag worden uitgesloten, uit te sluiten?
Studenten komen als groep niet in aanmerking voor de categoriale bijzondere bijstand. Bij het antwoord op vraag 4, 5 en 6 heb ik aangegeven waarom ik dat gerechtvaardigd vind. Individuele studenten die in problemen komen als gevolg van de stijgende energieprijzen kunnen via de individuele bijzondere bijstand een tegemoetkoming vragen.
Kunt u tevens aangeven dat voor huishoudens met een laag inkomen de energietoeslag wel via een algemene uitkering verloopt maar bij studenten wordt verwezen naar individuele bijzondere bijstand? Vindt u het gerechtvaardigd dat hier onderscheid wordt gemaakt terwijl zij beiden hetzelfde probleem van hoge energieprijzen ervaren?
De situatie van studenten is als groep te divers om ze in aanmerking te laten komen voor de energietoeslag. Een groot deel van de studenten wordt daarmee niet of niet in dezelfde mate geraakt door de stijgende kosten. Zie ook het antwoord op vraag 6.
Kunt u aangeven wat de kosten zouden zijn om uitwonende studenten, ouder dan 21 jaar, een energietoeslag uit te keren?
Uitbreiding van de doelgroep met uitwonende, volwassen studenten leidt naar verwachting tot maximaal ruim 150 duizend extra huishoudens met recht op de toelage. Afhankelijk van de uitwerking en uitgaande van een eenmalige energietoeslag van 1.300 euro kan dit ruim 200 miljoen euro kosten aan uitkeringslasten en uitvoeringskosten.
Het betreft hier een schatting. De financiële tegemoetkoming wordt, conform het feit dat het hier bijzondere bijstand betreft, alleen gegeven aan studenten met een inkomen tot een bepaalde grens, veelal 120% van het sociaal minimum. Bij het bepalen van dit inkomen telt niet alleen de maximale leencapaciteit mee, maar ook bijvoorbeeld inkomen uit werk. Uit verschillende bronnen blijkt dat studenten gemiddeld ongeveer 400 a 500 euro bijverdienen. Daarnaast krijgen studenten vaak een financiële bijdrage van hun ouders.2 Hoeveel studenten daarmee uiteindelijk onder de inkomensgrens blijven is niet bekend.
Hebben gemeenten voldoende financiële ruimte om de energietoeslag te betalen uit de bijzondere bijstand of heeft dit, negatieve, gevolgen voor andere uitgaven van gemeenten?
Bij de bepaling van de hoogte van het budget dat aan gemeenten ter beschikking is gesteld voor de uitvoering van de eenmalige energietoeslag, is niet voorzien in verstrekking van een eenmalige energietoeslag aan studentenhuishoudens. Als een gemeente meer kosten maakt dan het aan de gemeente toegekende budget, bijvoorbeeld door verstrekking van categoriale bijzondere bijstand aan een ruimere doelgroep, dan dient de gemeente dit tekort zelf bij te passen.
Zoals aangegeven, kunnen studenten die in de financiële problemen komen door de energierekening aanspraak maken op de individuele bijzondere bijstand. Voor deze gevallen heb ik extra middelen beschikbaar gesteld (€ 35 miljoen in 2022) aan gemeenten. Over de wijze van toekenning en de verdeling van de middelen gaat het kabinet nog in overleg met gemeenten.3
Bent u het eens dat verwijzen naar de individuele bijzondere bijstand allereerst niet passend is, vanwege het feit dat de gestegen energieprijzen voor iedereen geldt, maar bovendien ook praktisch niet werkt omdat gemeenten daarvoor onvoldoende financiële middelen hebben?
In het algemeen geldt dat de energietoeslag een crisismaatregel betreft om te voorkomen dat huishoudens met een laag inkomen in zeer ernstige problemen komen. De doelgroep is daarom ook gelijk aan die de gemeente stelt voor het reguliere armoedebeleid. Bij de totstandkoming van de energietoeslag moest een evenwicht worden gevonden tussen een regeling die enerzijds zo gericht mogelijk is en anderzijds een zo eenvoudig mogelijke uitvoering, waarbij een zo groot mogelijk deel van de doelgroep de toeslag zonder aanvraagprocedure kon ontvangen. Voor een regeling die meer maatwerk biedt was en is de uitvoeringscapaciteit bij gemeenten of een andere uitvoerder niet aanwezig. Een zekere mate van over- en ondercompensatie is dus inherent aan deze regeling. Daarbij beoogt de energietoeslag geen koopkrachtreparatie, maar is het echt om de ergste nood te lenigen. Het brede pakket van 2023 heeft wel als doel de koopkracht te herstellen, ook die van studenten.
Voor studenten die een beroep doen op de individuele bijzondere bijstand heb ik extra middelen beschikbaar gesteld (€ 35 miljoen in 2022) aan gemeenten. Over de wijze van toekenning en de verdeling van de middelen gaat het kabinet nog in overleg met gemeenten.4
Bent u bereid met gemeenten in gesprek te gaan over waar de knelpunten liggen om deze toeslag ook aan studenten uit te keren?
Ik ben continu in gesprek met de VNG en verschillende gemeenten. Ik waardeer de constructieve houding van gemeenten in deze gesprekken. Voor studenten die een beroep doen op de individuele bijzondere bijstand heb ik extra middelen beschikbaar gesteld (€ 35 miljoen in 2022) aan gemeenten. Over de wijze van toekenning en de verdeling van de middelen is het kabinet in overleg met gemeenten. Uw Kamer wordt over de uitkomst hiervan geïnformeerd.
Bent u bijvoorbeeld bereid om bij de verdeelsystematiek van de bijzondere bijstand rekening te houden met studentensteden?
Voor studenten die een beroep doen op de individuele bijzondere bijstand heb ik extra middelen beschikbaar gesteld (€ 35 miljoen in 2022) aan gemeenten. Over de wijze van toekenning en de verdeling van de middelen is het kabinet in overleg met gemeenten.5 Uw Kamer wordt over de uitkomst hiervan geïnformeerd.
Gaat u er zorg voor dragen dat studenten wel de energietoeslag, via een algemene regeling, kunnen ontvangen?
Nee. Studenten komen als groep niet in aanmerking voor de categoriale bijzondere bijstand. In de antwoorden op uw eerdere vragen heb ik aangegeven waarom ik dat gerechtvaardigd vind.
Bent u om die reden bereid om de wet aan te passen zodat studenten wel recht hebben op de energietoeslag of eventueel te kijken of de energietoeslag op een andere manier, bijvoorbeeld via Dienst Uitvoering Onderwijs (DUO), te verstrekken?
Omdat in de wet geen groepen worden uitgesloten van het recht op een eenmalige energietoeslag, ook studenten niet, is een wetswijziging niet aan de orde. Wel heb ik ter bevordering van een uniforme uitvoering van de eenmalige energietoeslag gemeenten via de landelijke richtlijnen geadviseerd studenten als categorie uit te sluiten van het recht op een eenmalige energietoeslag.
De energietoeslag als zodanig past niet in de bestaande systemen van DUO. Het uitvoeren van de energietoeslag door DUO vergt het opzetten van nieuwe processen en systemen, en is daarmee op korte termijn niet mogelijk. Om dit op langere termijn mogelijk maken, zou flink moeten worden geprioriteerd waarbij andere grote opdrachten, zoals de herinvoering van de basisbeurs, in het gedrang komen.
Een andere mogelijkheid, namelijk het verhogen van studiefinancieringsbedragen, vergt een wetswijziging, die niet op korte termijn noch met terugwerkende kracht kan geschieden. Voor studiefinanciering in het hoger onderwijs bestaat de basisbeurs tot de herinvoering daarvan niet en de beoogde inwerkingtreding van het wetsvoorstel dat de herinvoering regelt is 1 september 2023. Daarnaast is relevant dat DUO de basisbeurs in het mbo voornamelijk in prestatiebeurzen (mbo 1 en 2 uitgezonderd) verstrekt. Dat zijn in principe leningen totdat men (tijdig) afstudeert. Wetswijzigingen met terugwerkende kracht zijn alleen mogelijk voor maatregelen die louter begunstigend zijn, en het verhogen van prestatiebeurzen is dat strikt genomen niet. Daarnaast weet DUO tot de herinvoering van de basisbeurs niet of een ho-student uit- of thuiswonend is. Die informatie is pas na herinvoering van de basisbeurs weer beschikbaar voor DUO als de student studiefinanciering heeft aangevraagd.
Als onderdeel van de koopkrachtbesluitvorming dit jaar heeft het kabinet wel aangekondigd om de basisbeursbedragen voor uitwonende studenten in het collegejaar 23/24 te verhogen met 165 euro om tegemoet te komen aan stijgende prijzen. Deze regeling wordt uitgevoerd door DUO.
Het Bescherm- en Herstelplan Gas |
|
Lammert van Raan (PvdD), Christine Teunissen (PvdD) |
|
Rob Jetten (minister zonder portefeuille economische zaken) (D66) |
|
Welke 60 bedrijven zijn opgenomen in het Bescherm- en Herstelplan Gas (BHG)?
Er zijn geen concrete bedrijven opgenomen in het Bescherm- en Herstelplan Gas (hierna: BH-G). De maatregelenladder die in het BH-G is opgenomen met maatregelen ter bestrijding van een noodsituatie (het hoogste niveau van gascrisis) bevat maatregelen ten aanzien van drie verschillende groepen afnemers: niet-beschermde afnemers, beschermde afnemers en door solidariteit beschermde afnemers. Het overgrote deel van de bedrijven met een grootverbruikersaansluiting (een aansluiting met een doorlaatwaarde van meer dan 40 m3/h) kan worden aangemerkt als niet-beschermde afnemer. Er zijn in Nederland meer dan 35.000 grootverbruikersaansluitingen.
Hoeveel gas kunnen deze 60 bedrijven volgens u besparen, in totaal en uitgesplitst naar bedrijf?
Het totale gasverbruik van de 49 grootste gasverbruikers, die samen de 60 grootste gasaansluitingen vertegenwoordigen, betrof in 2021 ruim 30% van het totale Nederlandse aardgasverbuik (40,1 miljard m3). Dit betreft echter verouderde data. Zoals ik uw Kamer op 3 juni jl. mededeelde, blijkt uit cijfers die Gasunie Transport Services (GTS) heeft gedeeld, dat het gasverbruik in de eerste vijf maanden van dit jaar flink lager is (circa 25–33%) dan in voorgaande jaren.
Kunt u van alle 60 bedrijven aangeven hoeveel kuub gas zij per jaar verbruiken in totaal en uitgesplitst naar bedrijf?
Vanwege het bedrijfsvertrouwelijke karakter van informatie omtrent gasverbruik kan ik geen uitspraak doen over individuele aansluitingen op het gasnet.
kunt u dit ook aangeven voor de sierteelt als geheel? Hoeveel m3 gas verbruikt de sierteelt per jaar?
Op basis van gegevens van Wageningen Economic Research verbruikt de sierteeltsector in kassen jaarlijks ongeveer 1,2 miljard m3 gas. Dit is 1/3 van de hoeveelheid gas dat door de glastuinbouw wordt verbruikt.
Maakte de «tijdelijke gasbesparingstender» onderdeel uit van de gesprekken die u met de 60 grootverbruikers hebt gevoerd?
In het kader van de uitvraag die ik afgelopen winter heb gedaan bij de 49 grootste gasverbruikers, die samen de 60 grootste gasaansluitingen vertegenwoordigen, is door een aantal bedrijven de mogelijkheid van een besparingstender om vrijwillige vraagreductie te bewerkstellen gesuggereerd. Er is afgelopen winter geen actief vervolg gegeven aan deze suggestie. Zoals aangekondigd in de Kamerbrief van 20 juni jl. over de afkondiging vroegtijdige waarschuwing in Nederland naar aanleiding van de situatie op de Europese gasmarkten, onderzoek ik de mogelijke vormgeving van een doelmatige en doeltreffende tijdelijke gasbesparingstender (Kamerstuk 29 023, nr. 312). Ik streef er naar u uiterlijk voor de start van het gasjaar op 1 oktober 2022 te informeren over de uitkomsten.
Waarom kiest u er niet voor om, zoals het Bescherm- en Herstelplan Gas in volgende stappen voorschrijft, de 60 grootverbruikers af te schakelen?
Maatregel 7 uit het Bescherm- en Herstelplan Gas (BH-G) gaat om het administratief of technisch afschakelen van niet-beschermde afnemers. Dit is een ingrijpende maatregel met vergaande economische en maatschappelijke gevolgen. Het BH-G voorziet pas in de mogelijkheid om over te gaan tot het afschakelen van niet-beschermde afnemers als er sprake is van een noodsituatie. In de huidige situatie is er geen sprake van een noodsituatie. De maatregelen die ik nu tref zijn juist bedoeld om te voorkomen dat Nederland in een hoger crisisniveau, zoals in het ergste geval een noodsituatie, terecht komt. Mocht de gasleveringssituatie desondanks zodanig verslechteren dat het noodzakelijk is om een noodsituatie af te kondigen, dan schrijft de maatregelenladder – die in het BH-G is opgenomen met maatregelen ter bestrijding van een noodsituatie – een dwingende volgorde voor waarin ik maatregelen moet overwegen. Kort gezegd moeten, voordat kan worden overgaan tot het afschakelen van niet-beschermde afnemers ter bestrijding van een noodsituatie, eerst andere, minder ingrijpende maatregelen worden overwogen zoals de besparingstender en de brandstofomschakeling bij de productie van elektriciteit.
Waarom kiest u middenin de klimaatcrisis voor extra CO2-uitstoot?
Ik heb een afweging moeten maken tussen gasvoorzieningszekerheid in de komende winter en (tijdelijke) CO2-reductie om tot het beperken van klimaatverandering te komen, een dilemma tussen kolen en gas. De randvoorwaarde dat er voldoende aanbod van gas is voor het vullen van onze gasvoorraden en daarmee voor de leveringszekerheid in de winter komt helaas steeds meer onder druk te staan. Daarom kies ik er nu voor om de productiebeperking in te trekken. Het kabinet blijft gecommitteerd aan het behalen van de klimaatdoelstellingen. Om het bereiken van deze doelstellingen te waarborgen werk ik aan een pakket aanvullende maatregelen waarover ik uw Kamer uiterlijk met Prinsjesdag zal informeren.
Kunt u deze vragen beantwoord voor aanvang van het commissiedebat Klimaat en Energie van woensdag 22 juni 2022?
Deze vragen zijn zo snel als mogelijk beantwoord. Dit is helaas niet gelukt voor aanvang van het commissiedebat Klimaat en Energie van woensdag 22 juni 2022.
Het bericht 'Rusland knijpt ook gaskraan naar Duitsland af, olieprijs naar 125 dollar per vat' |
|
Faissal Boulakjar (D66), Raoul Boucke (D66) |
|
Rob Jetten (minister zonder portefeuille economische zaken) (D66), Hans Vijlbrief (staatssecretaris economische zaken) (D66) |
|
Kunt u bevestigen dat Gazprom heeft besloten om 40% minder gas te leveren aan Duitsland?1
Ja, dat klopt. Zoals ik in mijn brieven van 20 juni en 21 juli jl. heb toegelicht hebben zich sinds 16 juni 2022 ook nadere ontwikkelingen voorgedaan met betrekking tot de toevoer van gas naar Duitsland via de Nord Stream 1 leiding. Op moment van schrijven van de brief van 21 juli jl. was sprake van een toevoer op 40% van de capaciteit.
Hebt u vermoedens om aan te nemen dat het hier geen technisch onderhoud betreft maar een (geo)politieke manoeuvre?
Het onderhoud aan Nord Stream 1 tussen 11 en 21 juli 2022 betrof een gepland onderhoud dat van te voren was aangekondigd en voorzien. In algemene zin geldt echter, dat Rusland het al dan niet leveren van gas inzet als economisch wapen tegen Europa. Dit is, zoals benoemd in de brief van 21 juli, op 20 juli aangegeven door de Europese Commissie.
Deelt u de opvatting dat als het een technisch onderhoud betreft een tijdsindicatie voor de duur van dit onderhoud relatief eenvoudig te maken zou moeten zijn (door Gazprom)?
Ja, normaliter zijn zowel tijdstip als duur van gepland onderhoud goed te voorspellen en ook op voorhand bekend. Dit ligt anders indien onderhoud dient plaats te vinden als gevolg van een incident, maar ook dan zou het mogelijk moeten zijn om tijdsindicatie te geven.
Zo ja, wat zegt het feit dat Gazprom niets zegt over de duur het onderhoud?
Voor de meest recente informatie over de levering via Nord Stream 1 verwijs ik naar de brief van 21 juli 2022.
Hoelang verwacht u dat de verminderde levering zal aanhouden?
Zie het antwoord op vraag 4.
Kunt u bevestigen dat de Minister van Economische Zaken van Duitsland heeft gezegd dat dit geen implicaties heeft op de leveringszekerheid voor Duitsland?2
De Duitse Minister van Economische Zaken heeft inderdaad gezegd dat de verminderde levering op dit moment geen gevolgen heeft voor de leveringszekerheid van gas in Duitsland. Zoals in de brief van 21 juli jl. is toegelicht, geldt wel dat wanneer de gastoevoer niet verder opwaarts wordt bijgesteld in de komende periode, de gevolgen hiervan eerst en vooral door Duitsland zullen worden gemerkt.
Heeft de verminderde levering implicaties voor het verder vullen van de Nederlandse gasopslagen?
Zoals in de brieven van 20 juni, 5 juli en 21 juli jl. is toegelicht, verloopt het vullen van de gasopslagen vooralsnog voorspoedig en zijn er vooralsnog geen directe implicaties voor het vullen van de Nederlandse opslagen.
Heeft dit implicaties voor het verder vullen van de opslagen in Duitsland?
Ik kan geen uitspraken doen over de eventuele vulgraden van Duitsland.
Als afgeleide hiervan, wat zijn de implicaties van het achterblijven van Duitse vulgraden voor Nederland?
Als Duitsland er uiteindelijk niet in slaagt haar gasbergingen voldoende te vullen voorafgaan aan de aankomende winter heeft dat niet direct gevolgen voor Nederland. Wel neemt de kans dan toe dat Duitsland komende winter een fysiek gastekort zal hebben. In het geval van een fysiek gastekort kan Duitsland, nadat het zelf verregaande maatregelen heeft genomen zoals het afsluiten van niet door solidariteit beschermde afnemers (o.a. industrie, mkb, scholen), een beroep doen op solidariteit van haar buurlanden waaronder Nederland. De vulgraad van de gasbergingen is niet de enige factor die de kans op een fysiek gastekort bepaalt, ook de aanvoer via pijpleidingen uit andere landen, zoals Noorwegen, en LNG-import over zee spelen een rol.
Kunt u bevestigen dat een explosie heeft plaatsgevonden bij de «Freeport» vloeibargas producent in de Verenigde Staten?3
Ja, ik ben op de hoogte van het incident bij de Freeport LNG-terminal. De laatste berichten zijn dat de installatie in oktober gedeeltelijk kan worden opgestart.
Wanneer verwacht u dat de faciliteit weer tot volledige productiecapaciteit is gekomen?
Zie antwoord vraag 10.
Kunt u in gaan op de contractuele relaties van Nederlandse bedrijven actief in gasopslag of gasleveringen?
Nee, dit betreft bedrijfsvertrouwelijke, commerciële contracten.
Welke implicaties heeft dit voor de Nederlandse ambities ten aanzien van het aantrekken van additioneel vloeibaar gas en in het verlengde daarvan, het vullen van de Nederlandse gasopslagen?
Het is aan de marktpartijen die LNG-importcapaciteit gecontracteerd hebben of contracteren om ook LNG-volumes in te kopen op de wereldmarkt. Het wegvallen van Freeport maakt de wereldmarkt voor LNG (tijdelijk) krapper. Het is niet te zeggen in hoeverre dit gevolgen heeft voor de mate waarin partijen die in Nederland importcapaciteit hebben gecontracteerd moeilijker (of tegen een hogere prijs) LNG-volumes kunnen inkopen voor zover zij dat niet al hadden gedaan. Partijen die de Nederlandse gasopslagen vullen kopen dat gas in op de Europese gasmarkt. Dat kan gas zijn uit diverse bronnen waarvan geïmporteerd LNG er slechts één is. Zo lang er voldoende gas kan worden ingekocht op de Europese gasmarkt, is het mogelijk om de gasopslagen te vullen. In de brieven van 20 juni en 21 juli jl. ben ik nader ingegaan op de ontwikkelingen rondom het verdubbelen van de LNG-importcapaciteit in Nederland, nog voor aankomende winter. Gasunie heeft op 1 augustus jl. bericht dat de gehele capaciteit (8 miljard m3) van de drijvende LNG-terminal in Eemshaven inmiddels is gecontracteerd4.
Het artikel 'Bedrijfsleven waarschuwt tegen sleutelrol China in energietransitie' |
|
Silvio Erkens (VVD) |
|
Rob Jetten (minister zonder portefeuille economische zaken) (D66) |
|
Bent u bekend met het artikel «Bedrijfsleven waarschuwt tegen sleutelrol China in energietransitie»?1
Ja.
Bent u van mening dat een grote afhankelijkheid van China voor onze energievoorziening van de toekomst onwenselijk is?
Internationale handel maakt dat landen in zekere mate afhankelijk zijn van andere landen. Desalniettemin moeten we er voor waken niet eenzijdig afhankelijk te worden van derde landen op het gebied van strategische producten. Kritieke grondstoffen en producten zoals energiekabels en zonnepanelen spelen een belangrijke rol in onze energietransitie. Het kabinet is zich bewust van de risico’s van strategische afhankelijkheden in de energiesector en heeft de ambitie om dergelijke risicovolle strategische afhankelijkheden af te bouwen en de risico’s voor het borgen van onze publieke belangen te mitigeren. Om deze reden worden, zoals aangegeven in de beantwoording van de eerdere Kamervragen over Chinese deelnemingen in onderdelen van het energiesysteem (Aanhangsel Handelingen, vergaderjaar 2021–2022, nr. 3206 en Aanhangsel Handelingen, vergaderjaar 2021–2022, nr. 3207), investeringen en aanbestedingen zorgvuldig getoetst zodat risico’s op strategische afhankelijkheden gemitigeerd worden. Daarnaast zetten we in EU-verband in op het vergroten van onze veerkracht en op strategische autonomie, zoals toegelicht in de BHOS-nota2 (Kamerstuk 36 180-1).
Wat doet u nu al, zowel in nationaal als in Europees verband, om deze afhankelijkheid te verminderen?
Het kabinet neemt diverse maatregelen om de risico’s van strategische afhankelijkheden te mitigeren. Beleid richt zich onder andere op het mitigeren van risico's die ontstaan door investeringen in vitale infrastructuur en de import van strategische goederen/diensten. Zo voorziet de Wet Veiligheidstoets investeringen, fusies en overnames (Vifo) in instrumenten om risico’s voor de nationale veiligheid als gevolg van investeringen, fusies en overnames te mitigeren. Met deze wet kunnen investeringen in bepaalde bedrijven ex-ante worden getoetst, waarna eventueel mitigerende maatregelen kunnen worden opgelegd en in het uiterste geval investeringen kunnen worden geblokkeerd. De Wet Vifo is van toepassing op vitale aanbieders die buiten bestaande sectorale investeringstoetsen vallen, zoals de Elektriciteitswet, de Gaswet en de Telecommunicatiewet, alsmede op beheerders van bedrijfscampussen en ondernemingen actief op het gebied van sensitieve technologie.
Gezien de ontwikkelingen in de energiesector is er een aantal energie-gerelateerde processen meegenomen in de Wet Vifo Dit zijn aanbieders van warmtetransport, gasopslag, kernenergie en winbare energie. De Wet Vifo treedt naar verwachting begin 2023 in werking zodra de benodigde lagere regelgeving bij de Wet Vifo gereed is. Investeringen in de hierboven genoemde energie-gerelateerde processen die voorafgaand aan de inwerkingtreding van de Wet Vifo, en na 8 september 2020, hebben plaatsgevonden kunnen dan, indien er een op redelijke gronden gebaseerd vermoeden is ontstaan dat zij een risico voor de nationale veiligheid zou kunnen opleveren, alsnog getoetst worden.
Daarnaast is in 2020 door het kabinet, in het licht van de invulling van de eigen vermogensbehoefte van TenneT Duitsland, een nationale veiligheidsanalyse uitgevoerd. Dit heeft geresulteerd in een aantal aanbevelingen tot wijziging van de Elektriciteitswet 1998, welke een plek zullen krijgen in de nieuwe Energiewet. Het wetsvoorstel voor de nieuwe Energiewet ligt nu voor bij de Raad van State. Na het advies van de Raad van State zal het wetsvoorstel worden herzien en beoogd wordt deze voor het eind van het jaar naar de Tweede Kamer te sturen. Deze wijzigingen maken het mogelijk om nog beter rekening te houden met eisen ten aanzien van de nationale veiligheid. Bovendien hebben alle netbeheerders 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. Verder geldt de verplichting de netten te beschermen tegen invloeden van buitenaf. Dit is een wettelijke taak van netbeheerders.
In de aanbestedingsprocedure wordt bij elke gunning een gedegen inschatting van mogelijke risico’s gemaakt. Zo heeft het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat eerder geïntervenieerd in aanbestedingen van TenneT. Daarop zijn maatregelen getroffen die TenneT in Nederland diende toe te passen in het aanbestedingsproces voor de nieuwe 2GW HVDC-platforms, die TenneT in zowel het Nederlandse als het Duitse deel van de Noordzee wil gebruiken (Aanhangsel Handelingen, vergaderjaar 2021–2022, nr. 3206).
In Europees verband zetten we in op open strategische autonomie. Dit houdt in dat we het vermogen hebben om, in samenwerking met internationale partners, op basis van eigen inzichten en keuzes onze publieke belangen te borgen en weerbaar te zijn in een onderling verbonden wereld. Om strategische importafhankelijkheden te verminderen, hebben we in zowel nationaal als EU-verband verschillende instrumenten opgetuigd, zoals uiteengezet in de Kamerbrief van 22 november jl. (Kamerstuk 35 925 XVII, nr. 54) en de BHOS-nota (Kamerstuk 36180–1). De Europese inzet is tevens gericht op het bevorderen van een gelijker speelveld tussen Europese en niet-Europese bedrijven bij aanbestedingen, zowel binnen als buiten de interne markt. Voorbeeld van een dergelijk initiatief is het Internationaal Aanbestedingsinstrument (IPI) dat op 29 augustus 2022 in werking treedt. Het IPI heeft als doel om wederkerigheid op de markt voor overheidsopdrachten af te dwingen, zodat EU-bedrijven betere toegang krijgen tot aanbestedingen in derde landen. Met het IPI krijgt de Europese Commissie de bevoegdheid om maatregelen (het uitsluiten van offertes of het hanteren van een score-opslag bij de beoordeling van inschrijvingen) te nemen tegen niet-Europese bedrijven die afkomstig zijn uit een land dat geen vergelijkbare toegang biedt tot overheidsopdrachten voor Europese bedrijven. Vanwege de tijdsgebonden onderzoeks- en consultatiefase zal de eerste toepassing van een IPI-maatregel onder het instrument enige tijd duren na inwerkingtreding. Het is denkbaar dat er in de toekomst ook maatregelen onder het instrument van toepassing worden op aanbestedingen in de offshore- en energiesector.
Met de uitvoering van het Europees Actieplan Kritieke Grondstoffen vergroot de Europese Unie haar leveringszekerheid en vermindert haar risicovolle strategische afhankelijkheden op dit terrein. In aanvulling hierop werkt het kabinet aan een nationale grondstoffenstrategie. Behalve dat in de grondstoffenstrategie beter in kaart zal worden gebracht wat de risico’s zijn, zal ook worden uitgewerkt hoe de toegang tot kritieke grondstoffen kan worden verbeterd.
Hoe gaat u ervoor zorgen dat de waardeketens van duurzame energieproductie in Nederland en Europa terecht komen? Welke lessen trekt u uit het verleden?
Er zijn allerlei wegen die Nederland bewandelt om haar open strategische autonomie te vergroten, waaronder de vestiging van (delen van) waardeketens voor duurzame energieproductie in de EU en via samenwerking met onder meer Noorwegen en het Verenigd Koninkrijk. Het kabinet spant zich zowel nationaal als op Europees niveau in om ecosystemen die bijdragen aan de energietransitie te versterken en om het gelijke speelveld ten opzichte van derde landen te bewaken. Zo neemt Nederland deel bij het Europese initiatief Important Projects of Common European interest (IPCEI)op het gebied van waterstof en onderzoekt EZK de voor- en nadelen van deelname aan het IPCEI-Solar.
Hoe apprecieert u hierbij joint ventures met Chinese bedrijven, zoals Boskalis deed in het genoemde artikel? Is dit volgens u wenselijk of juist niet?
In beginsel is het aangaan van een joint venture niet onwenselijk. Zeker als de veiligheidsrisico’s klein worden geacht. Er zijn Nederlandse bedrijven die een joint venture sluiten met buitenlandse ondernemingen en daarmee kennis en technologie overdragen als onderdeel van een investeringstransactie. Dit kan risico’s met zich meebrengen. Het kabinet is hier alert op, en mitigeert dit door middel van het nemen van maatregelen, zoals investeringstoetsing (zie vraag 3) en exportcontrole. Beide instrumenten gelden ook voor joint ventures, dit neemt niet weg dat er een restrisico blijft op ongewenste technologieoverdracht waar het kabinet zich bewust van is en aan werkt. Daarnaast informeert de overheid bedrijven actief over deze mogelijke risico’s door het organiseren van evenementen, informatiebijeenkomsten en bedrijfsbezoeken. Er is daarbij ook een verantwoordelijkheid voor bedrijven zelf om passende maatregelen te nemen.
Welke duurzame energieproductie waardeketens zou u in de toekomst graag in Nederland zien terechtkomen?
De Kamerbrief Contouren Nationaal plan energiesysteem (Kamerstuk 32 813, nr. 1053) schetst een beeld van de toekomstige verhouding tussen eigen productie en import van onze duurzame energiebehoefte. Op dit moment is deze verhouding niet al met zekerheid vast te stellen, door de vele onzekerheden die er zijn over de ontwikkeling van een toekomstig energiesysteem, waaronder de nationale en internationale vraag, aanbod- en technologieontwikkeling.
Comparatieve voordelen zullen in grote mate bepalend zijn voor de optimale locatie van delen van de energieproductiewaardeketen. Een groot comparatief voordeel van Nederland is dat het door de ligging aan de Noordzee relatief geschikt is voor energieproductie uit wind op zee. De kostprijzen voor andere vormen van hernieuwbare of CO2-vrije productie liggen echter in de toekomst in andere landen wellicht lager vanwege beschikbare ruimte, klimaat en geologie. Indien bepaalde energiedragers goedkoper geïmporteerd kunnen worden dan binnenlands geproduceerd ligt import (bijvoorbeeld waterstof) ook vanuit het publieke belang voor de hand.
De warmtevoorziening zal meer gebaseerd zijn op nationale bronnen en met de mogelijkheden die wind op zee Nederland biedt, is aannemelijk dat in Nederland op jaarbasis tenminste ongeveer zoveel elektriciteit wordt opgewekt als we verbruiken. Vanuit strategische overwegingen wil Nederland voor een deel zelf in de vraag naar duurzame waterstof kunnen voorzien. Dat is verstandig vanuit zowel voorzieningszekerheid als vanwege de balans binnen het energiesysteem.
Vanuit de verwachte vraag naar energie ligt het voor de hand dat ook in de toekomst een aanzienlijk deel van onze energie uit import afkomstig blijft. Als we energie importeren van buiten de EU dan doen we dat gespreid, om afhankelijkheidsrisico’s te mitigeren. We vergroten onze strategische onafhankelijkheid verder door in te kopen op de Europese markt en als EU minder afhankelijk te zijn van de rest van de wereld. Daarbij is aandacht voor afhankelijkheden in de gehele keten, ook die van grondstoffen voor de energietransitie. Het Europees Actieplan Kritieke Grondstoffen uit 2020 voorziet in acties die de strategische autonomie van de EU op dit gebied vergroten. Uiterlijk begin 2023 wordt een voorstel van de Europese Commissie verwacht voor een Raw Materials Act, dat onder andere betrekking heeft op het faciliteren van winning en verwerking van kritieke grondstoffen in de Europese Unie. Het kabinet werkt eveneens aan een grondstoffenstrategie.
Kortom, het kabinet ziet voor de lange termijn een blijvend sterke internationale verbondenheid voor het Nederlandse energiesysteem met het buitenland, vanuit onder meer de kansen voor de Nederlandse economie, de betaalbaarheid van energie en het beperken van ruimtelijke impact van energie in Nederland en Noordwest-Europa.
Hoe ziet u de verhouding tussen Nederlandse gasproductie van kleine velden en gasverbruik en bent u van mening dat we moeten zorgen dat dit zo gelijk mogelijk naar nul dient af te nemen?
Het kabinet wil de CO2-uitstoot met 55% verminderen in 2030 (en zet in op 60%) en met 95% in 2050, in lijn met de afspraken uit het VN-klimaatakkoord van Parijs. Het kabinet zet daarom in op besparing van het energiegebruik en het vervangen van fossiele energie door duurzame alternatieven. Totdat alle vraag naar energie kan worden ingevuld door duurzame alternatieven, blijft aardgas nog nodig als transitiebrandstof om onder andere onze huizen te verwarmen. De gaswinning in Groningen wordt zo snel mogelijk beëindigd en ook de gaswinning uit Nederlandse kleine velden is de afgelopen jaren sterk gedaald. De gaswinning zal richting 2050 verder dalen naar bijna nul. Zolang aardgas nog noodzakelijk is in onze energietransitie, is het verstandig om het gas dat nog in de diepe ondergrond aanwezig is te winnen in plaats van aardgas te importeren, mits dat veilig en verantwoord kan. Gas uit Nederland zoals uit de Noordzee, draagt namelijk bij aan gasleveringszekerheid, maakt Nederland minder afhankelijk van import van aardgas uit het buitenland en de uitstoot van broeikasgassen van binnenlands geproduceerd gas is lager dan van geïmporteerd gas. In het kader van de huidige geopolitieke omstandigheden, de situatie op de gasmarkt en de moties van het lid Kops (Kamerstuk 29 023, nr. 287) en de leden Erkens en Bontenbal (Kamerstuk 29 023, nr. 289) kijk ik samen met de sector naar mogelijkheden om zowel de verwachte afname van productie op de Noordzee te beperken als een verdere importafhankelijkheid van aardgas te verminderen.
Wanneer komt u met de toegezegde onafhankelijkheidsmonitor naar de Kamer?
Het kabinet heeft eerder aangegeven dat het een geo-economische monitor laat ontwikkelen. Deze monitor bouwt voort op eerder onderzoek uitgevoerd door het CBS dat onze afhankelijkheid voor 135 producten aantoonde (zie Kamerstuk 35 925 XVII, nr. 54). De monitor zal een overzicht geven van strategische economische afhankelijkheden van Nederland en van de manieren waarop landen economische beïnvloeding gebruiken voor geopolitieke doeleinden. Het streven is om de geo-economische monitor eind 2022 te publiceren.
Neemt u ook het benodigde grondstoffenverbruik en de relevante waardeketens voor de energietransitie mee in de onafhankelijkheidsmonitor?
In de geo-economische monitor wordt niet specifiek ingegaan op de impact van de energietransitie op de vraag naar grondstoffen en zal een breder beeld geven van afhankelijkheden die ook relevant is voor de energietransitie.
Het volle stroomnetwerk in Limburg en Noord-Brabant. |
|
Joris Thijssen (PvdA) |
|
Rob Jetten (minister zonder portefeuille economische zaken) (D66) |
|
Kunt u uiteenzetten wat de transportschaarste in Limburg en Noord-Brabant concreet betekent voor respectievelijk bestaande bedrijven, nieuwe bedrijven, gemeenten en huishoudens?
De ontstane transportschaarste in Limburg en Noord-Brabant is het gevolg van een sterke toename in de vraag naar transportcapaciteit door het bedrijfsleven op het elektriciteitsnet van TenneT en het onderliggende net van Enexis. Als gevolg hiervan heeft TenneT congestie moeten afroepen voor de twee provincies. Voor bestaande partijen met een grootverbruiksaansluiting betekent dit dat het niet meer mogelijk is om hun transportcapaciteit te vergroten. Voor nieuwe partijen die een grootverbruiksaansluiting aanvragen betekent dit dat hun aanvraag voorlopig wordt opgeschort (TenneT heeft nu in totaal 1.800 MW in de wachtrij staan aan zowel afname als invoeding) totdat de netbeheerder weer netcapaciteit beschikbaar heeft door efficiëntere benutting van het bestaande net of uitbreiding van het net. Consumenten en kleine zakelijke gebruikers met een kleinverbruiksaansluiting kunnen nog wel van transportcapaciteit worden voorzien, voor hen heeft deze transportschaarste geen enkele consequentie.
Wat heeft u gedaan om de transportschaarste in Limburg en Noord-Brabant, die al langer wordt voorzien, te voorkomen?
Transportschaarste is geen nieuw probleem, in onder andere mijn brief van 8 februari 2022 (Kamerstuk 29 023, nr. 281) ben ik uitgebreid ingegaan op de acties waarmee ik de transportschaarste en de problemen die ontstaan wil verlichten. Hierbij heb ik helaas ook moeten aangeven niet de illusie te hebben dat het probleem op korte termijn oplosbaar zou zijn, omdat de vraag naar transportcapaciteit sneller blijft groeien dan dat netbeheerders ondanks alle inzet bij kunnen bouwen.
Specifiek in Limburg en Noord-Brabant is in de maanden voorafgaand aan de congestiemelding door TenneT in korte tijd een bijzonder hoge vraag naar transportcapacteit gecontracteerd, namelijk 800 MW vermogen, vergelijkbaar met vier maal het verbruik van de stad Den Bosch. Het gaat hierbij bijvoorbeeld om industriële verbruikers die hun transportvraag willen verhogen. Zoals ook aangegeven op vragen van dhr. Erkens (Kenmerk 2022Z12151 zijn dergelijke volumes ook in historische zin absoluut ongekend en zijn door netbeheerders niet onmiddellijk te accommoderen Het gaat namelijk om zo’n 20% van de in die regio beschikbare transportcapaciteit. Zowel TenneT als Enexis hebben vooruitlopend op de grote vraag al forse investeringen in dit gebied gedaan en nog meer gepland staan. Zo heeft Enexis in deze regio’s de afgelopen jaren en vooruitkijkend tot eind dit jaar circa 2.900 MW aan nieuw transformatorvermogen gerealiseerd en gepland. Ondanks deze inzet kon deze situatie helaas niet voorkomen worden.
Wanneer komt u met de benodigde maatregelen om de doorlooptijden voor netuitbreiding te verkorten? (motie-Thijssen c.s. kamerstuk 32 813, nr. 763)
Een aantal maatregelen heb ik reeds genomen. Zo heb ik de slagkracht voor de Rijkscoördinatie versterkt en ben ik met de Raad van State in gesprek hoe ik hen kan versterken. Met de Energiewet, die nu voor advies bij de Raad van State ligt, maak ik het mogelijk om als provincie of als Rijk sneller te interveniëren bij moeilijk lopende energie-infrastructuurtrajecten bij provincie of gemeenten.
Niet alleen voor het Rijk, maar ook voor de medeoverheden ligt er een belangrijke opgave om netbeheerders maximaal te faciliteren bij de inpassing van energie-infrastructuur. Zo heb ik bijvoorbeeld met de medeoverheden in Limburg en Noord-Brabant afgesproken dat zij TenneT bijstaan bij de inpassing van de koppeltransformatoren waarmee deze regio’s sneller en beter ontsloten kunnen worden.
Wanneer komt u met de benodigde maatregelen voor een prioriteringskader voor nieuwe aansluitingen? (motie-Bontenbal/Thijssen kamerstuk 32 813, nr. 775)
Ik heb uw Kamer in de Kamerbrief Transportschaarste op het elektriciteitsnet in Nederland van 9 september geïnformeerd hoe ik met de prioritering om wil gaan.
Welke mogelijkheden ziet u om de bestaande capaciteit beter te benutten?
Het efficiënter of slimmer benutten van de bestaande capaciteit is een belangrijke mogelijkheid om bewegingsruimte op het elektriciteitsnet te creëren.
De Autoriteit Consument en Markt (ACM) heeft recent de codewijziging congestiemanagement afgerond. Hiermee hebben netbeheerders meer mogelijkheden gekregen om flexibiliteit in te kopen en daarmee meer transportcapaciteit beschikbaar te kunnen stellen. Daarnaast werken netbeheerders een plan uit over het aanbieden van een flexibele aansluitings- en transportovereenkomst aan partijen (zgn. non-firm aansluit- en transportovereenkomst). De vervolgstap is het aanpassen van de Netcode.
Dit kan er potentieel voor zorgen dat de ruimte op het elektriciteitsnet buiten de pieken om kan worden gecontracteerd. Hierdoor stijgt de piekbelasting niet, maar kunnen wel meer partijen worden aangesloten. Overcontractering door partijen zonder concreet plan van benutting is onwenselijk in tijden van transportschaarste en daarom biedt ik een grondslag in het wetsvoorstel tot wijziging van de Energiewet om het use-it-or-lose-it principe toe te passen, wat in zo’n geval bijdraagt aan het efficiënter benutten van bestaande netcapaciteit.
Bent u bereid om Tennet te ondersteunen in het vinden van de nodige aannemers om het netwerk uit te breiden, onder andere door ook naar aannemers uit andere Europese landen te kijken?
TenneT heeft zelf het beste in beeld welke behoefte het heeft en kan ook uit andere Europese landen contracteren en doet dat ook. Ik heb geen signalen dat TenneT hierin op enigerlei wijze beperkingen in ondervindt.
Welke gevolgen heeft de transportschaarste voor het behalen van de nationale klimaatdoelen?
Transportschaarste zorgt er onder andere voor dat geen nieuwe grootverbruiksaansluitingen kunnen worden aangeboden ten behoeve van nieuwe initiatieven, en dat bestaande klanten hun transportcapaciteit niet kunnen uitbreiden. Dit kan op onderdelen de energietransitie vertragen.
Transportschaarste kan voor een vertraging in de elektrificatie van de industrie zorgen. Het kan ook op de elektrificatie van de mobiliteit een negatieve impact hebben als het om een grootverbruiksaansluiting gaat. Dit vergt netuitbreidingen en het ontsluiten van flexibiliteit via bijvoorbeeld nieuwe flexibele contracten («Non Firm ATO’s»). Daarnaast is het op veel locaties als gevolg van de transportschaarste ook niet meer mogelijk om elektriciteit in te voeden. De precieze impact is echter moeilijk in te schatten. Ik voorzie niet of nauwelijks impact van de transportschaarste op de ombouw van het gasleidingen naar waterstof. Wel voorzie ik impact op de Regionale Energiestrategieën in de zin dat opwekprojecten waarvoor na het afkondigen van congestie een aanvraag wordt ingediend, zullen moeten wachten totdat er weer transportcapaciteit is als gevolg van bijvoorbeeld congestiemanagement of uitbreiding van het net. Het huidige doel van de RES (35 TWh hernieuwbaar in op land in 2030) blijft in beeld. Ten aanzien van de versnelde uitrol van hybride warmtepompen bij consumenten en kleine zakelijke gebruikers voorzie ik op dit moment nog geen problemen.
Welke gevolgen heeft de transportschaarste voor de afbouw van de afhankelijkheid van gas en de ombouw van gasleidingen naar waterstofleidingen?
Zie antwoord vraag 7.
Welke gevolgen heeft de transportschaarste voor de Regionale Energiestrategieën in Limburg en Noord-Brabant?
Zie antwoord vraag 7.
Welke gevolgen heeft de transportschaarste voor de versnelde uitrol van hybride warmtepompen?
Zie antwoord vraag 7.
Kunt u aangeven of de uitrol van laadpleinen voor elektrische auto’s bij bestaande pompstations en andere locaties hierdoor geraakt gaan worden?
Zie antwoord vraag 7.
Het bericht dat er volgens een Europees plan vanaf 2027 een verplichting komt van elektrificatie voor bedrijfswagens |
|
Daniel Koerhuis (VVD) |
|
Vivianne Heijnen (staatssecretaris infrastructuur en waterstaat) (CDA) |
|
Kent u bericht «EU plan: vanaf 2027 verplicht elektrificatie van bedrijfswagens»?1
Ja. Dat bericht ken ik.
Was u al op de hoogte van dit EU-plan? Is dit EU-plan al besproken in de Europese Transportraad of in de Europese Milieuraad? Zo ja, wanneer? Zo nee, wanneer verwacht u dat dit EU-plan zal worden besproken?
Ik was op de hoogte. Het voorstel is benoemd als onderdeel van het onlangs door de Commissie gepresenteerde REPowerEU plan dat als doel heeft de afhankelijkheid van Russische fossiele energiebronnen zo snel mogelijk af te bouwen door de transitie naar schone energie te versnellen. Een eerste bespreking van het REPowerEU plan zal geagendeerd worden in de Energieraad.
In hoeverre is dit EU-plan afgestemd met autofabrikanten en autoverkopers?
Dit betreft een voornemen van de Europese Commissie. Ik beschik niet over informatie in hoeverre de Europese Commissie contact heeft gehad met autofabrikanten en autoverkopers.
Welk deel van het bedrijfswagenpark valt onder dit EU-plan? Gaat het hierbij om het hele bedrijfswagenpark of alleen de zakelijke leasewagens?
Vooralsnog heeft de Europese Commissie slechts aangekondigd een wetgevingsinitiatief te overwegen om het aandeel van emissievrije voertuigen in openbare en bedrijfswagenparken boven een bepaalde omvang te verhogen. Het is daarom niet duidelijk of dit voornemen het gehele bedrijfswagenpark en/of de zakelijke leasewagens betreft.
Hoe staat u tegenover dit EU-plan om vanaf 2027 grote bedrijven te verplichten hun bedrijfswagens te elektrificeren en mkb-bedrijven vanaf 2030? Vallen zzp’ers ook onder dit EU-plan?
Ik verwelkom EU-maatregelen om de mobiliteitssector verder te verduurzamen. Spelregels op EU-niveau dragen bij aan een gelijk speelveld en een grotere markt voor nieuwe voertuigen. Ik sta daarom ook open voor evt. concrete maatregelen voor het vergroenen van vloten indien deze maatregelen bijdragen aan het verminderen van de uitstoot van de sector en proportioneel zijn in de gevolgen voor de sector.
Wat zou dit EU-plan betekenen voor grote bedrijven, mkb-bedrijven en zzp’ers?
Het is nog niet duidelijk hoe dit eventuele plan van de Commissie eruit zal gaan zien. Het is daarom nog onduidelijk wat de precieze gevolgen zijn voor het bedrijfsleven. Overigens zijn we als Nederland koploper in de EU-27 voor wat betreft elektrificatie van ons wagenpark. Ik verwacht daarom geen grote problemen voor de private sector. Uiteraard zal ik een nadere analyse van de impact van eventuele Europese maatregelen op dit vlak met uw Kamer delen via de gangbare BNC-procedure.
In hoeverre verwacht u dat vanaf 2027 er genoeg nieuwe elektrische bedrijfswagens zullen zijn voor dit EU-plan?
Het gaat om een Europees plan waarvan de details nog onbekend zijn, waaronder een beeld om hoeveel elektrische bedrijfswagens het in Europa gaat. Het initiatiefrecht om met een voorstel te komen voor Europese regelgeving ligt bij de Europese Commissie. Als onderdeel daarvan zal ook de impact van het voorstel in beeld moeten worden gebracht. Ik zal er bij de Europese Commissie op aandringen dat ze dit aspect meenemen bij de impactanalyse.
In hoeverre verwacht u dat vanaf 2027 er genoeg nieuwe laadpunten zullen zijn voor dit EU-plan?
In navolging van mijn antwoord op de vorige vraag, ligt het in de rede dat de Europese Commissie ook dit aspect onderzoekt bij de verdere uitwerking. Ik zal dit eveneens onder hun aandacht brengen.
Hoe verhoudt dit EU-plan zich tot het Europese «Fit for 55»-klimaatpakket?
De Europese Raad heeft de Europese Commissie op 25 maart gevraagd een uitgebreid plan te ontwikkelen om de Europese afhankelijkheid van fossiele brandstoffen uit Rusland zo snel als mogelijk af te bouwen. Het onlangs gepresenteerde REPowerEU plan bestaat deels uit aanscherpingen van afspraken die onderdeel uitmaken van het Fit For 55 klimaatpakket en deels uit nieuwe voorstellen.
Hoe verhoudt dit EU-plan zich tot het Nederlandse klimaatakkoord, waarin is afgesproken om te stimuleren en niet te verplichten?
Het Rijk heeft met diverse maatschappelijke partijen in het klimaatakkoord afspraken gemaakt over verduurzaming van personenmobiliteit. Dit Kabinet kijkt, gezien de huidige klimaatopgave, naar een goede balans tussen normeren, stimuleren en beprijzen2. Zo is afgesproken om te streven naar 100% nieuwverkoop van emissieloze auto’s per 2030 en wordt er een voorstel uitgewerkt voor normering van CO2-uitstoot van zakelijk verkeer voor grotere werkgevers3. Ik zal de Kamer conform de motie Van Ginneken, De Hoop en Kröger4 informeren over het eventueel meenemen van vlootnormering bij dit voorstel.
Wat is de Nederlandse inzet ten aanzien van dit EU-plan? Kunt u wat betreft de Nederlandse inzet toezeggen om vast te houden aan het Nederlandse klimaatakkoord, waarin is afgesproken om niet te verplichten, maar te stimuleren?
De Tweede Kamer zal voor de volgende Energieraad waar de eerste bespreking plaatsvindt van de Minister voor Klimaat en Energie een appreciatie van het REPowerEU-plan ontvangen, in de vorm van een Kamerbrief.
Kunt u deze vragen één voor één beantwoorden voor het commissiedebat Duurzaam vervoer op 29 juni?
Ik heb uw vragen voor het commissiedebat Duurzaam vervoer beantwoord.
De opschaling van de groen gas productie in Nederland |
|
Silvio Erkens (VVD) |
|
Rob Jetten (minister zonder portefeuille economische zaken) (D66) |
|
Kunt u aangeven wat de totale ambitie is in de groengassector op dit moment? Om hoeveel miljard kuub (bcm) groen gas gaat het dan per 2025 en 2030?
In het Klimaatakkoord heeft de groen gassector de ambitie uitgesproken 2 bcm groen gas te willen produceren in 2030. De recent opgerichte sectororganisatie Platform Groen Gas, die door een fusie van 4 brancheverenigingen is ontstaan, onderschrijft deze ambitie.
Hoe verhoudt deze totale ambitie zich ten opzichte van het doel voor groen gas dat u heeft gesteld van 2 bcm in 2030? Ziet u daarmee kansen om uw doelen te verhogen?
Deze sectorambitie is in lijn met mijn beleidsambitie. Op basis van de huidige productie in Nederland, namelijk 0,2 bcm, is 2 bcm in 2030 een stevige ambitie. Desalniettemin zal ik, in lijn met mijn toezegging aan het lid Erkens, tijdens het CD Klimaat & Energie d.d. 24 maart 2022, in het Programma Groen Gas onderzoeken of een hogere ambitie haalbaar is. Ik verwacht uw Kamer hier nader over te kunnen informeren aan het einde van 2022.
Welke verschillende technieken lijken volgens u vooralsnog kansrijk om een aanzienlijke hoeveelheid groen gas te produceren?
Op hoofdlijnen zijn er drie technieken om groen gas uit biogrondstoffen te produceren: vergisting, thermische vergassing en superkritische vergassing. Vergisting is een bestaande en reeds breed toegepaste techniek. Beide technieken voor vergassing zitten nog in de opschalingsfase, maar zullen naar verwachting een bijdrage leveren aan de ambities van 2030. Het kabinet ziet voor alle drie de technieken een rol weggelegd in het realiseren van de groen gasambities: iedere techniek kent zijn eigen optimale toepassingsbereik in termen van soorten biogrondstoffen die verwerkt kunnen worden en toepassingsschaal. Het kabinet zal in het kader van de in vraag 2 genoemde toezegging onderzoeken of er meer technieken of grondstoffen zijn die een duurzame bijdrage kunnen leveren aan groen gasproductie in Nederland.
Kunt u per techniek aangeven wat het aandeel in de ambitie onder vraag 1 is voor 2030?
Beleidsmatig heb ik geen verwachtingen of voorkeuren voor bepaalde groen gastechnieken. In de studie die CE Delft heeft gedaan voor de bijmengverplichting groen gas en die op 1 juli jl. aan uw Kamer is aangeboden, gaat CE Delft uit van circa 0,15 tot 0,55 bcm superkritische vergassing, circa 0,2 tot 0,5 bcm thermische vergassing en circa 0,65 tot 1,05 bcm vergisting.
Op welke manier wordt elk van deze technieken ondersteund? Is daarbij ruimte voor maatwerk?
Deze technieken worden op dit moment primair ondersteund middels de SDE++, waarbinnen aparte categorieën zijn ingericht voor vergisting en vergassing. Ook de regeling Energie voor Vervoer en de aangekondigde bijmengverplichting groen gas in de gebouwde omgeving dragen bij aan de opschaling en ondersteuning van deze technieken. Deze instrumenten zien alle drie op generieke stimulering van groen gas productie.
Daarnaast is vergassing één van de technieken waarvoor ondersteuning wordt beoogd via de in het Coalitieakkoord genoemde, vroege fase-opschalingsregeling. Bij de uitwerking van deze vroege fase-opschalingregeling zal ik nauwkeurig kijken naar de specifieke benodigde ondersteuning van vergassingsproducenten. Het kabinet acht aanvullende ondersteuning voor vergassing wenselijk omdat vergassing een significante bijdrage kan leveren aan de transitie, maar op dit moment als innovatieve techniek nog onvoldoende kan concurreren op kosteneffectiviteit in de SDE++.
Wat kunt u doen om de ontwikkeling van locaties, dat nu tegen lange vergunningaanvragen aanloopt, voor de ontwikkeling van groengasproductie te versnellen?
Ik herken dat de langdurige procedures voor ruimtelijke inpassing een barrière zijn voor de tijdige opschaling van de groen gas productie. In lijn met de Routekaart Groen Gas (Kamerstuk 32 813, nr. 487) onderzoek ik momenteel met de Unie van Waterschappen en Energiebeheer Nederland welke rol respectievelijk waterzuiveringslocaties en voormalige mijnbouwlocaties kunnen spelen in het versneld inpassen van groen gasproductie. In het Programma Groen Gas zal ik mijn beleid intensiveren. Naast het vinden van geschikte locaties, is het versnellen van ruimtelijke inpassingsprocedures en vergunningverlening een aandachtspunt. Om deze reden heb ik een interbestuurlijke werkgroep opgestart om met de decentrale overheden te bespreken in welke mate zij zich committeren aan de landelijke opgave voor groen gas, welke rol zij kunnen spelen in het versnellen van de ruimtelijke inpassing van groen gas productie en te verkennen welke werkwijze en instrumenten voor die versnelling nodig zijn. In het kader van RePowerEU heeft de Europese Commissie enkele voorstellen gedaan voor aanpassingen aan de RED die ook gericht zijn op het stroomlijnen van ruimtelijke procedures en besluitvorming. Ik heb u op 17 juni geïnformeerd over de RePowerEU voorstellen en mijn appreciatie hierop (Kamerstuk 22 112 nr. 3438).
Wat is uw analyse ten opzichte van de subsidieaanvragen van groengastechnieken binnen verschillende regelingen? Wat zijn de meest gehoorde problemen bij het aanvragen van stimulering? Hoe lost u deze problemen op?
Binnen de SDE++ is het – vanwege de onderlinge concurrentie tussen aanvragen – onzeker of het subsidiebudget toereikend is om alle groen gasaanvragen te honoreren. Dit is in het bijzonder het geval voor projecten die een relatief hoge subsidie-intensiteit hebben. Daarom is besloten om in de SDE++ 2023 zogenaamde «hekjes» te introduceren. Hierover zal ik uw Kamer op korte termijn nader informeren. Een andere beperking is dat groen gasprojecten heterogeen van aard en kosten kunnen zijn en het niet altijd mogelijk is om deze heterogeniteit te vatten in een passende subsidie voor alle projecten. Om onder meer deze redenen ziet het kabinet een rol weggelegd voor de bijmengverplichting als instrument om de verdere groei van groen gas te faciliteren. Zoals in mijn antwoord op vraag 5 aangegeven, kijkt het kabinet hiernaast ook naar de mogelijkheden om een innovatieve techniek als vergassing te ondersteunen via de vroege fase opschalingsregeling.
Ziet u ruimte voor een grotere rol voor (overheids-)investeringsmaatschappijen in het stimuleren van groengasproductie op grote schaal?
Ik zie voor zowel publieke, als private, kapitaalverstrekkers een grote rol in het stimuleren van de productie van groen gas. Ik zie dat verschillende partijen deze rol al pakken, zoals InvestNL dat in SCW Systems, een bedrijf dat zich bezighoudt met superkritische vergassing, heeft geïnvesteerd.1 Met de beoogde beleidsstappen, zoals de bijmengverplichting, verschaffen we verdere zekerheid aan de markt en stimuleren we de rol van publieke en private investeringsmaatschappijen.
Deelt u de mening dat stimulering van groen gas extra aandacht verdiend in bijvoorbeeld de SDE++ vanwege de toenemende krapte op het elektriciteitsnet?
De krapte op het elektriciteitsnet laat zien dat we in de verduurzaming van de energievoorziening op meerdere sporen moeten inzetten, waaronder groen gas. Dit is ook een reden dat het kabinet heeft besloten om in 2023 hekjes te introduceren in de SDE++. Daarnaast moeten bedrijven aan alle vereisten voldoen die bij een specifieke SDE++-categorie horen en aantonen dat hun project haalbaar is. Bij categorieën voor elektriciteitsproductie (zoals zon-PV en windenergie) moet een transportindicatie (van de netbeheerder) worden meegestuurd, waaruit moet blijken dat er transportcapaciteit (voor het terugleveren van elektriciteit op het elektriciteitsnet) beschikbaar is. Door toenemende krapte kunnen hierdoor minder zon-PV-projecten aan bod komen, wat ten goede kan komen aan andere technieken, waaronder groen gas. In de SDE++ 2022 is ten slotte een plafond voor hernieuwbare elektriciteit opgenomen en door de toevoeging van hekjes aan de SDE++ per 2023, verwacht ik dat de SDE++ de komende jaren een betere stimulans zal geven aan de productie van groen gas.
Kunt u een update geven van de uitwerking van de route voor bioLNG in de Regeling Energie Vervoer?
In de regeling Energie voor Vervoer zijn twee routes opgenomen ter stimulering van bioLNG: een fysieke en een vergroende route. Bij de fysieke bioLNG route moet er aangetoond worden dat de bioLNG direct uit groen gas is vervaardigd. Praktisch betekent dit dat er een duidelijke fysieke koppeling moet zijn tussen de locatie waar groen gas geproduceerd wordt en de locatie waar groen gas tot bioLNG vervloeid wordt. De vergroende bioLNG route houdt in dat een geleverde hoeveelheid LNG met garanties van oorsprong voor gas uit hernieuwbare energiebronnen boekhoudkundig vergroend kan worden. Hierdoor wordt het mogelijk gemaakt om bioLNG te produceren op plekken waar geen sprake is van fysieke groen gas productie. Hier staat tegenover dat er ergens in Nederland groen gas geproduceerd moet zijn en geïnjecteerd moet worden in het gasnet. Bij de verdere ontwikkeling van deze routes in de regeling Energie voor Vervoer zal gemonitord worden op de samenhang en interactie met de bijmengverplichting groen gas (cf. de Kamerbrief over de bijmengverplichting d.d. 1 juli jl.)
Zijn er mogelijkheden bij u bekend om de productie van groen gas in 2025 al fors te verhogen zodat we onze afhankelijkheid van Russisch gas versneld afbouwen? Hoe gaat u dit faciliteren?
Een van de manieren om minder afhankelijk te zijn van Russisch gas is door in te zetten op duurzame gasvormige energiebronnen, waaronder groen gas. Zoals in de kamerbrief van 14 maart aangegeven (Kamerstuk 29 023, nr. 283) zet het kabinet in op een significante opschaling van de groen gas productie. De Nederlandse productieambities tellen op tot 2 miljard m3 groen gas in 2030. Deze opschaling is significant en vraagt versnelling op meerdere aspecten, zoals stimuleringsmaatregelen, grondstofbeschikbaarheid, ruimtelijke inpassing en innovatie (zoals vergassing). Het kabinet zal bij de uitwerking van deze maatregelen in het Programma Groen Gas zeker oog hebben voor de mogelijkheid om al richting 2025 de productie van groen gas te versnellen op basis van bestaande instrumenten als de SDE++, maar stelt ook vast dat het gezien de langjarige (ruimtelijke) procedures en ontwikkeltrajecten niet realistisch is een forse productieverhoging richting 2025 te verwachten.
Welke handvaten geeft RePowerEU aan Nederland om versneld aan de slag te gaan met groen gas?
RePowerEU geeft verschillende handvaten om versneld aan de gang te gaan met groen gas. Zo heeft de Commissie het doel gesteld om in 2030 35 miljard kubieke meter (bcm) groen gas te produceren2. In de RePowerEU mededeling van afgelopen mei3 beschrijft de Commissie in het actieplan Biomethaan verschillende maatregelen om het 35 bcm-doel te halen. In het actieplan wordt o.a. ingezet op het 1) ontwikkelen van een pan-Europees groen gas publiek-privaat partnerschap, 2) nationale groen gas strategieën en 3) verschillende specifieke inhoudelijke acties (o.a. versnellen van de vergunningsverlening, innovatie en gebruik EU-(landbouw)fondsen voor groen gas).
Het kabinet staat positief tegenover het Europese groen gas doel (zie Kamerstuk 22 112, nr. 3403) en de maatregelen in het actieplan Biomethaan. Nederland wacht verdere uitwerking van het plan af. Hierbij heb ik in het bijzonder aandacht voor de inhoudelijke maatregelen uit het actieplan, specifiek de maatregelen rondom vergunningen en EU fondsen. Ik kijk nu naar de verschillende nationale mogelijkheden om vergunningverlening en ruimtelijke inpassing te versnellen, zie ook mijn antwoord op vraag 6. Daarnaast kijkt het kabinet (in lijn met de aanbevelingen van de Commissie op het Nationaal Strategisch Plan4) nu reeds naar de mogelijkheden om via het Gemeenschappelijk Landbouwbeleid en Subsidiemodules Brongerichte Verduurzaming Stal- en managementmaatregelen de productie van groen gas te ondersteunen, in aanvulling op andere (nationale) regelingen.
Het laatste IPCC rapport en het 'besparingsplan aardgas' van de NVDE |
|
Laurens Dassen (Volt) |
|
Micky Adriaansens (minister economische zaken) (VVD) |
|
Bent u bekend met het laatste IPCC rapport en het «besparingsplan aardgas» van de NVDE, gepubliceerd op 2 maart?1
Ja.
Deelt u de bevindingen uit het IPCC rapport, te weten dat de bestaande infrastructuur voor fossiele brandstoffen meer CO2 equivalenten uitstoot (660Gt), dan het koolstofbudget dat nog resteert voordat de 1,5 graden wordt bereikt (500Gt)? Zo niet, waarom niet?
Ja, het Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) geeft inderdaad aan dat de totale toekomstige CO2-uitstoot van bestaande fossiele infrastructuur (naast olie en gas ook gebruik van kolen) zonder CO2-maatregelen het resterende koolstofbudget voor 1,5 graden overstijgt (IPCC WGIII rapport, Summary for Policymakers, paragraaf B1.7).
Deelt u de mening dat de mogelijkheid tot het vervangen van Russisch gas via het loslaten van de maximale productiecapaciteit van 35 procent bij kolencentrales, het importeren van LNG en extra winning van (Gronings) gas en de plannen om nieuw gas te winnen op de Noordzee met Duitsland – waar op 1 juni de Nederlandse vergunning voor is afgegeven – haaks staat op de noodzaak om de bestaande infrastructuur voor fossiele brandstoffen sneller af te bouwen, zoals als noodzakelijk is aangekaart in het meest recente IPCC rapport? Zo ja, waarom heeft de Minister de vergunning afgegeven voor extra winning van aardgas in de Noordzee? Zo niet, graag een toelichting.
Nee. Het IPCC geeft aan voor beperking van de uitstoot van CO2 in lijn met de 1,5 graden op korte termijn, met name de mondiale uitfasering van het kolengebruik vergt. Dat is met het verbod op de inzet van kolen in de elektriciteitsvoorziening in 2030 voor Nederland reeds geborgd. Voor de uitfasering van het gebruik van olie en gas is meer tijd beschikbaar. De vervanging van Russisch gas vormt een grote uitdaging voor de Nederlandse energievoorzieningszekerheid. Het kabinet zet in op verschillende maatregelen om deze voorzieningszekerheid te waarborgen, met name voor huishoudens en vitale sectoren. Zij doet dit door het vullen van strategische gasvoorraden, het vergroten van de import van LNG, bevorderen van energiebesparing en door het maken van afspraken met bedrijven over productiebeperking bij eventuele acute tekorten. Het bevorderen van de lokale gasproductie in kleine velden vormt daar ook een onderdeel van. De inzet van lokale gasvoorraden kan de noodzaak en afhankelijkheid van de import van LNG en een toename van de inzet van kolen in de elektriciteitsproductie verminderen. Het kabinet blijft er de voorkeur aan geven gas te winnen uit de Nederlandse kleine velden op land en op zee, zolang en voor zover dit nodig is voor de Nederlandse gasvraag. Hierbij zal niet meer worden gewonnen dan nodig is voor de binnenlandse consumptie. Dit is beter voor het klimaat dan import van LNG en daarnaast remt productie in eigen land nieuwe importafhankelijkheid van andere landen. Nederland houdt daarbij vast aan zijn klimaatdoelen voor 2030 en eventuele extra emissies door de vervanging van Russisch gas, zoals het loslaten van de maximale productiecapaciteit van 35 procent bij kolencentrales, zullen worden gecompenseerd met extra maatregelen. De inzet van eigen gas ter vervanging van Russisch gas zal niets afdoen aan de ambitie van het kabinet om tot een energietransitie richting een klimaatneutrale energievoorziening te komen.
Kunt u een appreciatie geven van het besparingsplan aardgas van de NVDE?
Welke maatregelen ziet u als haalbaar om zo snel mogelijk uitvoering te geven aan het besparingsplan aardgas? Hoe voert u deze maatregelen op dit moment zo snel mogelijk uit?
Kunt u aangeven welke maatregelen, die onderdeel zijn van het besparingsplan aardgas, dit parlementaire jaar al zijn genomen?
Welke problemen zorgen er volgens u voor dat het besparingsplan aardgas niet kan worden uitgevoerd? Hoe bent u voornemens de obstakels zo snel mogelijk op te lossen?
Deelt de mening dat in uitvoering van het besparingsplan aardgas, gezien de huidige geopolitiek situatie, geen noodzaak bestaat voor het aanboren van nieuwe fossiele brandstoffen? Zo niet, kunt u uw standpunt toelichten?
Die mening deel ik niet. Ik ben eerder via de Kamerbrieven van 14 maart en 22 april (Kamerstuk 29 023, nrs. 283 en 302) uitgebreid ingegaan op de noodzaak en de maatregelen die nodig zijn voor de korte, middellange en lange termijn om het gasverbruik te reduceren. Daarbij heb ik ook het vergroten van het aanbod van andere fossiele bronnen genoemd (via extra LNG-importcapaciteit) om deels het gas uit Rusland te vervangen, naast het verhogen van de energie-efficiëntie en het versnellen van duurzame energieproductie.
De opslag van aardgascondensaat in Roodeschool |
|
Henk Nijboer (PvdA), Sandra Beckerman (SP) |
|
Hans Vijlbrief (staatssecretaris economische zaken) (D66) |
|
Kent u het bericht «overlaadstation in Roodeschool verplaatsen» en het «ongevraagd advies omtrent vergunningsituatie Noordgastransport in Roodeschool» van Staatstoezicht op de Mijnen (SodM)?1
Ja, ik ken beide.
Erkent u dat de risico’s hoger zijn dan wettelijk toegestaan, zoals door SodM wordt geconcludeerd?
De activiteiten op deze locatie zijn vergund en kunnen in de toekomst alleen doorgaan als NGT de extra maatregelen en voorzieningen treft die ik zal opleggen als de activiteiten in hun huidige omvang op deze locatie worden gecontinueerd. Dit betreft dan technische maatregelen die nu de stand der techniek zijn en waarmee het huidige veiligheidsniveau verder verhoogd kan worden.
Op dit moment heeft SodM geconstateerd dat het voorgeschreven grindbed op de overslaglocatie Roodeschool niet goed onderhouden is. Het grindbed is voorgeschreven in huidige vergunning uit 2004. Dit raakt in hoofdzaak de veiligheid van de medewerkers van NGT zelf. De overslagactiviteiten van NGT zijn daarom stil gelegd tot het grindbed voldoet aan de eisen.
Op de locatie Roodeschool wordt door NGT aardgascondensaat in treinwagons gepompt. Het aardgas wordt per pijpleiding aangevoerd vanaf aangesloten platforms van verschillende operators op de Noordzee. Het komt ongeveer 6 kilometer ten noorden van Roodeschool bij Uithuizen aan land waar het gescheiden wordt vanwaar het aardgascondensaat per pijpleiding naar Roodeschool gaat. Op de locatie Roodeschool worden twee maal per week vijf treinwagons gevuld met aardgascondensaat en afgevoerd. Buiten deze handelingen vinden geen activiteiten plaats op de locatie Roodeschool. Het huidige activiteiten niveau ligt fors (80% tot 90%) lager dan in 2004 is vergund. Mogelijk dat nieuwe projecten, zoals de gaswinning boven Schiermonnikoog, over twee jaar tot een verhoging van het huidige activiteitenniveau kunnen leiden. Dit acht ik niet wenselijk en dus kijk ik naar actualisatie van de vergunning en mogelijke verplaatsing.
Het onderhoud van het spoor en de spoorwegvoorzieningen binnen de inrichting vallen onder verantwoordelijkheid van ProRail. Mijn verantwoordelijkheid ligt bij de beoordeling van de veiligheid van de inrichting en haar activiteiten. SodM en EZK zijn in 2021 begonnen met een traject om de actualiteit van alle milieuvergunningen te toetsen. Uit de eerste toetsingen blijkt dat in sommige gevallen een actualisatie noodzakelijk is maar er zijn geen acute risico’s geconstateerd.
Dit geldt ook voor de locatie Roodeschool. Er is geen sprake van een acute dreiging voor de omgeving, maar de vergunning moet wel worden geactualiseerd naar de huidige stand der techniek. Er zijn sinds zes jaar nieuwe rekenregels voor het bepalen van risicocontouren en daarnaast ook nieuwe technieken en regels. SodM heeft geconstateerd dat niet wordt voldaan aan de in de vergunning voorgeschreven voorzieningen. De toepassing van de nieuwe rekenregels op wat maximaal vergund is, geeft een andere uitkomst dan in 2004. De beperkte omvang van de huidige activiteiten en mogelijke maatregelen en voorzieningen moeten hierin nog wel worden meegenomen. De beperkte omvang van de huidige activiteiten geeft een lager risico. SodM, mijn ambtenaren en NGT zijn hierover nog in overleg. Het verschil in het risico dat is verbonden aan de omvang van de in 2004 vergunde activiteiten en het risico dat is verbonden aan de huidige activiteiten neem ik mee in mijn afwegingen bij het actualiseren van de vergunning en een eventuele verplaatsing.
Met het actualiseren van de vergunning zal ik nog voor het einde van het jaar, indien nodig, aan NGT nieuwe extra maatregelen en voorzieningen opleggen of de vergunning beperken waarmee een hoger veiligheidsniveau kan worden gerealiseerd. SodM kan in de tussentijd vanuit haar rol als toezichthouder passende maatregelen opleggen aan NGT. De beantwoording van deze vragen en de actualisatie en mogelijke verplaatsing zijn en worden afgestemd met SodM.
De omvang van de activiteiten zoals die in 2004 zijn vergund is niet meer wenselijk en zal vermoedelijk ook niet meer vergund kunnen worden. Los van de mogelijkheid om de vergunning te actualiseren heeft het mijn sterke voorkeur om de overslag van aardgascondensaat op een andere locatie dan Roodeschool te laten plaatsvinden.
Erkent u dat cruciale voorzieningen om de veiligheid te borgen ontbreken, zoals SodM op locatie heeft vastgesteld?
Zie antwoord vraag 2.
Erkent u voorts de conclusie van SodM dat de berekening van de risicocontour zoals aangeleverd voor de vergunning niet correct is?
Zie antwoord vraag 2.
Neemt u de conclusie van SodM over dat de huidige activiteiten op de huidige locatie niet vergunbaar zijn?
Ik heb kennis genomen van het advies van SodM, waarin zij stelt dat zij er op dit moment van uitgaan dat de in 2004 vergunde activiteiten op deze locatie niet vergunbaar zijn. Om die reden geeft SodM mij in overweging om het gesprek met NGT te openen over een bedrijfsverplaatsing binnen een afzienbare periode. Daarnaast adviseert SodM mij de vergunning zo snel mogelijk te actualiseren. Beide adviezen neem ik over. Op dit moment wordt overigens slechts 10% tot 20% van de vergunde activiteiten benut. Hierdoor is er geen sprake van een onveilige situatie. Zie ook het antwoord op vraag 2, 3 en 4.
Gaat u zorgen dat het de opslag van aardgascondensaat in Roodeschool zo snel mogelijk stopt? Welke stappen gaat u daar op welke termijn voor zetten?
De activiteiten in hun huidige omvang in Roodeschool kunnen in de toekomst alleen worden voortgezet indien NGT extra maatregelen treft zoals een dampretoursysteem. Het heeft echter mijn sterke voorkeur de activiteiten te verplaatsen. Op dit moment wordt er een aantal projecten op de Noordzee gestart die binnen twee jaar mogelijk ook gebruik wil maken van Roodeschool. Dit vind ik ongewenst, los van de vraag of het past. Enkele jaren geleden waren er ook al plannen om de activiteiten te verplaatsen. Mijn ambtenaren hebben de eerste gesprekken met gemeente, provincie en NGT al gevoerd. Ook ikzelf ben in gesprek geweest met de gemeente over mogelijke scenario’s. De verschillende scenario’s voor verplaatsing zullen worden uitgewerkt en er zal gekeken worden wat het meest kansrijk en wenselijk is. Ik zal u hierover na het zomerreces verder informeren. NGT heeft als zelfstandig bedrijf en vergunninghouder een eigen verantwoordelijkheid bij het bepalen van haar keuze.
In antwoord op kamervragen van het lid Beckerman over de overslag van aardgascondensaat in Roodeschool (Aanhangsel handelingen II 2021/22, nr. 2515) gaf u aan dat: «de risico’s binnen de wettelijke normen vallen zodat ik een verplaatsing niet kan afdwingen», heeft u nu dit niet waar blijkt te zijn wel wettelijke mogelijkheden om deze verplaatsing af te dwingen?
Op basis van het recente onderzoek naar de actualiteit van de vergunning uit 2004 is geconstateerd dat het risico op de locatie Roodeschool verder verkleind kan en moet worden door maatregelen en voorzieningen die destijds nog niet gangbaar waren. Deze maatregelen zijn voorwaardelijk voor NGT om de activiteiten te kunnen continueren op de huidige locatie. Ik zal mij inspannen om NGT te overtuigen dat het vanuit maatschappelijk oogpunt wenselijker is om de activiteiten te verplaatsen naar een locatie die daarvoor meer geschikt is.
Hoe gaat u zorgen dat de communicatie met omwonenden over dit rapport en de vervolgstappen goed verloopt?
Ik heb inmiddels zelf kort gesproken met inwoners uit Roodeschool en bestuurders van de gemeente. Mijn ambtenaren hebben dit ook gedaan. Ambtenaren van het Staatstoezicht op de Mijnen hebben de conclusies van het toezicht toegelicht aan de bewoners. Mijn ambtenaren zullen de contacten met de bewoners verder onderhouden. De komende tijd zullen er gesprekken worden gevoerd over de toekomst van de activiteiten van NGT in Roodeschool. De bewoners zullen tijdig worden geïnformeerd over vervolgstappen in dit traject.
Hoe gaat u zorgen dat financiën geen probleem of vertragende factor worden bij het verplaatsen van deze opslag?
De uitwerking van de verschillende scenario’s zal in eerste instantie worden gebaseerd op veiligheid en ruimtelijke inpassing. In alle scenario’s zal NGT een deel van de kosten moeten dragen.
Dit SodM advies komt voort uit het «inhaalprogramma milieuvergunningen», welke andere vergunningen zijn en worden hiervoor onderzocht?
Het «inhaalprogramma milieuvergunningen» betreft een gezamenlijk project van het Ministerie van EZK en SodM om de gezamenlijke kennis op het vlak van het thema «Milieu» voor vergunningverlening en toezicht en handhaving een kwaliteitsimpuls te geven. Het is in 2021 gestart. Een groot deel van dit traject is het screenen van alle afgegeven milieuvergunningen. Dit traject is nog niet afgerond. Het gaat om ongeveer 750 vergunningen die zullen worden gescreend. Op basis van een eerste analyse door de ambtenaren van EZK en SodM zijn de omgevingsvergunningen en mijnbouwmilieuvergunningen voor een aantal locaties gescreend. SodM heeft deze locaties verscherpt gecontroleerd. Daarbij zijn bij Roodeschool diverse overtredingen aangetroffen, waaronder het achterstalligonderhoud aan het grindbed, geen acuut gevaarlijke situaties aangetroffen en was de feitelijke situatie ter plaatse in lijn met de beschrijvingen van de activiteiten en de installaties in de milieuvergunningen. Wel is duidelijk geworden dat verschillende milieuvergunningen, waaronder die van Roodeschool, moeten worden geactualiseerd om te voldoen aan meer recente wet- en regelgeving. Verder zullen ook alle afgegeven omgevingsvergunningen en mijnbouwmilieuvergunningen voor alle mijnbouwlocaties doorgelicht gaan worden. Deze twee trajecten zullen de komende jaren zijn beslag krijgen.
Kunnen omwonenden met zorgen ook op verzoek door SodM de vergunning laten onderzoeken?
De vergunning voor de inrichting in Roodeschool is inmiddels doorgelicht en de bewoners zijn hierover al geïnformeerd. Op basis van de omvang van de vergunde activiteiten, het type vergunning en de locatie wordt een selectie gemaakt van welke vergunningen wanneer worden doorgelicht.
SodM houdt toezicht op alle mijnbouwlocaties. Daarvoor maakt zij gebruik van de geldende vergunningen. Er wordt gecontroleerd of aan de vergunning wordt voldaan en of de situatie ter plaatse aanleiding geeft tot het aanpassen van de vergunning. SodM adviseert mij verder over alle vergunningaanvragen waar ik een besluit op moet nemen.
SodM houdt toezicht op de veilige werking van alle mijnbouwlocaties en installaties. Indien er zorgen zijn kan SodM indien nodig vanuit haar toezichthoudende rol des gevraagd duidelijkheid verschaffen over de zorgen van omwonenden. De feitelijke veiligheidssituatie is daarbij bepalend en indien nodig kan ik de vergunning aanpassen. Gezien het grote aantal vergunningen is het efficiënter dat de screening wordt gedaan op basis van de programmatische aanpak die door EZK en SodM is gemaakt.
Kunt u deze kamervragen met spoed beantwoorden zodat omwonenden niet nog langer in onveilige omstandigheden zitten?
Ja.
Het bericht 'Energieleveranciers moeten btw-verlaging direct doorberekenen' |
|
Renske Leijten (SP) |
|
Rob Jetten (minister zonder portefeuille economische zaken) (D66) |
|
Deelt u de mening dat de btw-verlaging energiegebruikers moet ontlasten en dat energieaanbieders dit niet voor zichzelf dienen te houden?1
Het kabinet deelt het streven dat de belastingverlaging van de btw volledig ten goede komt aan de eindgebruiker.
Erkent u dat het feit dat bij de meeste energieleveranciers klanten zelf in actie moeten komen om te profiteren van de btw-verlaging, de effectiviteit en de doelmatigheid van de btw-verlaging ondermijnt?
Energieleveranciers hebben via Energie-Nederland uitgesproken zich maximaal in te spannen om de btw-verlaging al in 2022 (in meerdere of mindere mate) voor consumenten zichtbaar te maken in hun maandelijkse voorschotten. Voorschotbedragen moeten zo goed mogelijk aansluiten op het eindbedrag op de jaarnota. Het doel daarvan is om consumenten bij de (jaar)afrekening zo min mogelijk bij -of terug te laten betalen. Consumenten worden goed geïnformeerd of hun voorschotbedrag past bij het actuele energieverbruik en de actuele energietarieven. Zij ontvangen adviezen voor eventuele aanpassing van het voorschotbedrag (naar boven of naar beneden). De (stijging van de) energierekening over de tweede helft van 2022 wordt bij de eindafrekening wel degelijk gedempt ook als de maandelijkse voorschotten in 2022 niet omlaag worden aangepast. Het breed verlagen van voorschotten is onwenselijk. Met name omdat de groep en de bedragen die consumenten moeten bijbetalen groter worden. Zeker omdat er momenteel meer consumenten zijn wier voorschotbedragen al te laag zijn als gevolg van de stijgende energietarieven.
De Staatssecretaris van Financiën – Fiscaliteit en Belastingdienst heeft hier op 29 juni met Energie-Nederland over gesproken. Daarmee is de motie van het lid Van Baarle2 afgedaan.
Begrijpt u dat vanwege de extra administratie en de angst voor een naheffing en de extra administratie veel mensen terughoudend zullen zijn met het terugvragen van hun geld en juist veel huishoudens die de btw-verlaging erg goed kunnen gebruiken hierdoor niet bereikt worden door de regeling?
Zie antwoord vraag 2.
Wat gaat u doen om energieleveranciers te verplichten om het voorschot direct door te berekenen aan hun klanten zodat huishoudens ook daadwerkelijk wat hebben aan de btw-verlaging?
Zie antwoord vraag 2.
Kunt u aangeven wat de winst is voor energieleveranciers om de verlaging van de btw niet automatisch toe te passen voor de gebruikers?
Het niet op eigen initiatief aanpassen van de voorschotten door de energiebedrijven levert hoogstens een cashflow-voordeel op omdat de energiebedrijven hebben aangegeven dat verrekening van de btw-verlaging wordt meegenomen in de eindnota’s. Daarnaast is het denkbaar dat energiebedrijven vanuit een prudentieoogpunt voorkeur geven aan een naar boven afgerond voorschot. Op die manier worden in enige mate de risico’s afgedekt die sterk stijgende energieprijzen in een dynamische markt met mogelijk te lage voorschotten oproepen. De (stijging van de) energierekening over de tweede helft van 2022 wordt bij de eindafrekening wel degelijk gedempt ook als de maandelijkse voorschotten in 2022 niet omlaag worden aangepast.
Wat is er gekomen uit uw toegezegde contact met energiebedrijven over hun (coulante) omgang met klanten met betalingsproblemen?
Het kabinet heeft regelmatig contact met de energieleveranciers. Tijdens deze gesprekken wordt ook stevig de maatschappelijke rol die energieleveranciers hebben om huishoudens te ondersteunen bij de hoge energierekening besproken, bijvoorbeeld middels informatievoorziening, energiecoaches en vroegsignalering van betalingsproblemen. Daarbij is het belangrijk dat energieleveranciers goede voorlichting geven over prijzen en contracten.
Net als het kabinet nemen de energieleveranciers de situatie zeer serieus. De energieleveranciers geven aan dat ze actief consumenten benaderen over de problematiek, signaleren vroegtijdig wanneer er betalingsproblemen kunnen ontstaan en werken samen met o.a. gemeenten om oplossingen te bieden.
Zo geven leveranciers aan dat ze hun klanten onder andere actief wijzen op het wijzigen van de voorschotten om een betalingsachterstand en hoge eindafrekening te voorkomen of om bijvoorbeeld de btw-verlaging per 1 juli te verwerken. Daarnaast geven leveranciers aan dat ze klanten wijzen op betalingsregelingen en schuldhulpverlening, om een oplossing te bieden bij betalingsachterstanden. Ook werken leveranciers mee aan het tot stand brengen van schuldhulpregelingen en geven leveranciers de gemeente een signaal wanneer hun eigen inspanningen, zoals persoonlijk contact zoeken en een betalingsregeling aanbieden, de betalingsachterstanden niet oplossen.
Het kabinet blijft in gesprek met een aantal energieleveranciers om betalingsproblemen als gevolg van de gestegen energierekening zo veel mogelijk te voorkomen. In de Aanpak Geldzorgen, Armoede en Schulden, waar de Minister voor Armoedebeleid, Participatie en Pensioenen uw Kamer voor de zomer over informeert, wordt de samenwerking met de energieleveranciers ook benoemd.
Is bekend hoeveel inwoners hun rekening niet meer kunnen betalen en een achterstand of zelfs een afsluiting hebben gekregen in 2021 en 2022? Kunt u dit uit (laten) zoeken?
Uit navraag bij de netbeheerders volgt dat het aantal afsluitingen in 2022 toeneemt ten opzichte van de jaren 2021 en 2020. De afgelopen twee jaar zijn minder mensen afgesloten vanwege de coronacrisis, recent zien netbeheerders de getallen weer toenemen. Betalingsproblemen zijn een belangrijke reden voor het beëindigen van het contract door de leveranciers. De energieleveranciers hebben aangegeven niet over exacte getallen over het aantal klanten met betalingsachterstanden te beschikken. Wel zien zij de aantallen op dit moment langzaam toenemen door de hoge energieprijzen. Om te voorkomen dat mensen in de betalingsproblemen komen bieden energieleveranciers daarom ruimere betaalregelingen en maatwerk voor klanten aan.
Zoals eerder genoemd is het kabinet in gesprek met een aantal energieleveranciers om betalingsproblemen als gevolg van de gestegen energierekening zoveel mogelijk te voorkomen. In de Aanpak Geldzorgen, Armoede en Schulden, waar de Minister voor Armoedebeleid, Participatie en Pensioenen uw Kamer voor de zomer over informeert, wordt de samenwerking met de energieleveranciers ook benoemd.
De huidige situatie omtrent de kolencentrales. |
|
Henri Bontenbal (CDA), Silvio Erkens (VVD) |
|
Rob Jetten (minister zonder portefeuille economische zaken) (D66) |
|
Klopt het dat Nederland tot nu toe zo’n 1 miljard kubieke meter gas extra heeft gebruikt dit jaar als gevolg van de 35%-maatregel op kolencentrales? Zo nee, hoeveel gas extra dan wel?
De productiebeperking in kolencentrales leidt tot meer productie door gasgestookte centrales. Het weggevallen elektriciteitsaanbod moet immers worden opgevangen door andere productiebronnen. Er wordt op jaarbasis naar verwachting tussen de 2,5 en 3 miljard m3 (bcm) gas in Nederland extra verbruikt als gevolg van de productiebeperking wanneer Nederlandse gascentrales het weggevallen aanbod volledig overnemen en er geen extra import is. Het is niet te zeggen wat het extra gasverbruik op jaarbasis exact is, omdat dit afhankelijk is van de inschatting hoeveel de kolencentrales zouden draaien zonder de productiebeperking en de mate van extra import.
Een inschatting van het extra gasverbruik in de eerste vijf maanden is daarnaast afhankelijk in hoeverre de centrales deze maanden minder hebben gedraaid. Met name Uniper en RWE hebben als gevolg van de maatregel minder productie geleverd, Onyx heeft juist relatief veel geproduceerd en kiest er daarmee voor met name in de tweede helft van het jaar minder te leveren. Het getal van zo’n 1 bcm extra gasverbruik in de eerste vijf maanden van het jaar komt overeen met de schatting van tussen de 2,5 en 3 bcm op jaarbasis.
Stel dat het gasverbruik onder vraag 1 gebruikt was om de gasopslagen te vullen, hoeveel procent waren onze gasopslagen dan ongeveer meer gevuld dan nu?
De totale omvang van de Nederlandse gasopslagen is 14 bcm. Wanneer er 1 bcm extra gas in de bergingen zou zijn opgeslagen leidt dit tot een verhoging van 7,1 procentpunt in de vulgraad van de gasopslagen.
Marktpartijen vullen de bergingen en de prijs van gas is primair bepalend voor de stimulans om te vullen. Er kan dus niet worden gesteld dat verminderd gasverbruik in de elektriciteitssector automatisch leidt tot een evenredige extra vulling van de gasopslagen.
Hoeveel euro verwacht u dit jaar te moeten betalen aan nadeelcompensatie aan de kolencentrales? En met deze prijzen, wat verwacht u dat u de komende twee jaar zal moeten betalen?
Zoals vastgelegd in het besluit wordt de nadeelcompensatie berekend door gebruik te maken van één peildatum en wordt het bedrag in één keer voor de drie jaren tezamen vastgesteld. De peildatum die is gehanteerd is de datum van de dag voor publicatie in het Staatsblad. Dit is 21 december 2021. Zoals toegezegd kom ik voor de zomer met een brief over kolen. Onderdeel hiervan zal zijn de nadeelcompensatie in het kader van de productiebeperking.
In hoeveel jaar tijd is het naar schatting technisch mogelijk om CCS te installeren op kolencentrales, ervan uitgaande dat er een buisleiding ligt die CO2 kan vervoeren?
Dit is afhankelijk van de technische details en de grootte van de CO2 afvanginstallatie. In de plannen voor het stopgezette ROAD Project werd gerekend met een bouwtijd van 3 jaar voor de CO2 afvanginstallatie bij de elektriciteitscentrale Maasvlakte Power Plant 3 (MPP3) (Read et al., 2014)1. In dit geval zou de CO2-afvanginstallatie toegepast worden op ongeveer een kwart van de totale capaciteit van de kolencentrale. De bouwtijd om CO2-afvang toe te passen op een installatie met grotere capaciteit zou dus mogelijk langer kunnen zijn. Daarnaast zal ook rekening gehouden moeten worden met de tijd die nodig is voor de vergunningverlening voor de afvanginstallatie.
Wat is de schatting van de kosten van het installeren van CCS op alle kolencentrales in Nederland en hoe verhoudt dat zich tot de te betalen nadeelcompensatie de komende drie jaar zoals aangegeven onder vraag 3?
Net als bij de vraag hierboven hangt het antwoord sterk af van de details en de grootte van de CO2 afvanginstallatie. Verder zijn mij geen algemene kostenramingen bekend die rekening houden met de recente gevolgen van inflatie en gestegen materiaalkosten. Om nogmaals het voorbeeld van het Maasvlakte CCS project te gebruiken dat in het antwoord op vraag 4 gebruikt wordt, werd er in 2012 een investeringsuitgave van € 417 miljoen, met jaarlijkse operationele kosten van € 226 miljoen aangegeven (Bijkerk, M., 2012)2. Dit betreft een demonstratie-installatie van 250 megawatt (~1.1 megaton CO2 afgevangen per jaar). De werkelijke kosten voor het afvangen van CO2 van een hele kolencentrale zullen naar verwachting veel hoger zijn.
Welke andere toepassingen ziet u voor de kolencentrales?
Zoals aangegeven in de memorie van toelichting bij de Wet verbod op kolen is het aan de bedrijven zelf een businesscase te maken als zij willen overschakelen op andere brandstoffen. Andere brandstoffen die exploitanten kunnen gebruiken voor de exploitatie van hun centrale zijn bijvoorbeeld biomassa, biobrandstoffen, hernieuwbare gassen, ammoniak, afvalstoffen, ijzerpoeder en waterstof.
Klopt het dat Nederland met de huidige hoge gasprijzen de Urgenda-doelen dit jaar naar verwachting zal halen? Zo nee, hoeveel zal dit naar uw schatting schelen?
De uitstoot in 2021 was op basis van voorlopige cijfers van het CBS 23,9% lager dan in 1990. Dat is ruim 2 Mton hoger dan benodigde om 25% emissiereductie te realiseren, voortvloeiend uit het Urgenda-vonnis. De uitstoot in 2022 is door het warme voorjaar en de hoge gasprijzen fors lager dan in dezelfde periode vorig jaar. Volgens het CBS was het gasverbruik in de maanden januari, februari en maart van dit jaar ca. 3,7 miljard m3 lager dan in 2021 en steeg de inzet van kolen in beperkte mate3. Dit komt overeen met een lagere uitstoot van ca. 6 Mton4 De voorlopige emissiecijfers van het CBS voor Q1 2022 worden halverwege juni verwacht. In deze cijfers wordt naast gasverbruik ook andere factoren meegenomen zoals wegverkeer en ontwikkeling van overige broeikasgassen. De uiteindelijke uitstoot voor het hele kalenderjaar 2022 is afhankelijk van temperatuur (warm/koud najaar) en ontwikkeling van energieprijzen, maar door de ontwikkelingen dit voorjaar wordt het steeds waarschijnlijker dat het kabinet in 2022 aan het Urgenda-vonnis gaat voldoen. Door de invloed van deze externe factoren op de jaarlijkse uitstoot blijft het de komende jaren onzeker of het Urgenda-doel wordt behaald, al neemt deze onzekerheid richting 2025 steeds verder af.
Kunt u deze vragen beantwoorden voorafgaand aan het commissiedebat op 9 juni 2022?
Ja.