Vraag 1

Hoe apprecieert u dit artikel?1

Het artikel is gebaseerd op de mededeling van landelijk netbeheerder TenneT dat het via het Tijdsduurgebonden Transportrecht (TDTR) 9 gigawatt aan restruimte beschikbaar stelt om het stroomnet efficiënter te benutten. Het kabinet is blij dat deze restruimte op het (extra)hoogspanningsnet middels deze nieuwe contractvorm kan worden benut.

Vraag 2

Hoe kan het dat Tennet meer dan 9 gigawatt aan capaciteit heeft gevonden op het hoogspanningsnet buiten de spitsuren? Waar komt deze ruimte plotseling vandaan? Waarom is dit niet eerder ingezet?

Deze ruimte is niet ontstaan of beschikbaar gekomen, maar betreft zogenoemde «restruimte». Restruimte duidt op de beschikbare capaciteit buiten de piekmomenten: de dalen waarop meer transportcapaciteit beschikbaar is, dan dat gebruikers van het stroomnet vragen. TenneT wist dat er restruimte beschikbaar was, maar mocht tot op heden wettelijk gezien enkel reguliere vaste aansluitingen (een firm contract) aanbieden.
In congestieonderzoeken kijkt TenneT of er ruimte is om nieuwe klanten van een firm contract te voorzien, en of bestaande aangeslotenen flexibiliteit kunnen leveren om overbelasting van onderdelen van het net te voorkomen. Helaas biedt dit niet altijd voldoende perspectief voor partijen op de wachtrij.
Het Landelijk Actieprogramma Netcongestie (LAN) heeft daarom diverse flexibele contractvormen ontwikkeld. Het nieuwe Tijdsduurgebonden Transportrecht (TDTR) biedt TenneT de mogelijkheid klanten aan te sluiten met minimaal 85% van de tijd transportrecht, tegen een aanzienlijk lager nettarief. Dit betekent dat deze klanten met een grootverbruikersaansluiting op het (extra)hoogspanningsnet tot 15% van de tijd minder of geen elektriciteit kunnen invoeden of afnemen. Het TDTR was eerder bekend onder de namen ATR85 of opslagtarief.
De ACM heeft op 16 juli 2024 een definitief codebesluit genomen over deze contractvorm. TenneT is vervolgens gestart met de implementatie. Onderdeel van deze implementatie is een diepgaande netanalyse waarin onder andere gekeken is naar waar op het net restruimte beschikbaar is, hoe deze middels de TDTR benut kan worden en wat de impact op de lagere gelegen regionale netvlakken is. Het inzicht in de 9 gigawatt capaciteit die specifiek voor aanvragen van het TDTR beschikbaar is, is dus het gevolg van extra inzichten en de nieuw mogelijk gemaakte contractvorm en betreft geen nieuw vrijgekomen ruimte.

Vraag 3

Hoe kan het dat er zo plotseling wordt bericht over het vrijkomen van deze beschikbare ruimte? Had dit niet al eerder bekend moeten zijn aangezien Tennet verplicht is om bij congestie congestieonderzoeken te publiceren?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 4

Hoe zal de vrijgekomen ruimte worden verdeeld?

Bedrijven en instellingen hebben hun interesse in de TDTR bij TenneT kenbaar kunnen maken. TenneT benadert hen volgens het geldende first come, first served-principe op volgorde van hun positie op de wachtrij en de beschikbare geïdentificeerde restruimte in een congestiegebied. Het bedrijf of de instelling krijgt vervolgens een bepaalde periode om het aanbod te accepteren. Wanneer zij niet op het aanbod ingaan, dan start TenneT het gesprek met de volgende partij op de wachtrij.
Dit is een vergelijkbaar proces als het benaderen van de wachtrij naar interesse om een Capaciteitsbeperkingscontract (CBC) af te sluiten, waarmee zij onder voorwaarde van het op verzoek TenneT aanpassen van hun transportvraag toch transportcapaciteit krijgen toegewezen. Wanneer partij 1 op de wachtrij het aanbod niet accepteert, dan start TenneT het gesprek met de volgende partij op de wachtrij.
TenneT verwacht dat zij tientallen (nieuwe) netgebruikers van toegang tot het stroomnet kan voorzien middels deze nieuwe contractvorm. Helaas is niet zeker of voor iedereen die interesse heeft in de TDTR capaciteit beschikbaar is, omdat TenneT meer aanvragen voor TDTR capaciteit heeft dan nu aan ruimte beschikbaar is. Dit is ook afhankelijk van hoeveel partijen ingaan op het aanbod.

Vraag 5

Bent u van mening dat de ruimte ingezet moet worden voor batterijparken? Zo ja, hoe gaat u ervoor zorgen dat deze exploitanten netcongestie niet verergeren?

Alle contractvormen van TenneT en de regionale netbeheerders worden, conform de Elektriciteitswet, non-discriminatoir en techniek-neutraal aangeboden. Wel kunnen bepaalde netgebruikers beter inspelen op de beperkingen die de netbeheerder bij een bepaalde contractvorm kan opleggen. In theorie is het bijvoorbeeld mogelijk dat de TDTR een bedrijf of instelling vraagt om 15% van de tijd aaneengesloten af te schakelen. De meeste netgebruikers hebben geen back-up voorziening die deze onderbreking kan faciliteren of hebben een bedrijfsproces dat niet zomaar een maand stopgezet kan worden. Ook een kortere duur, of de korte tijd van aankondiging tot afschakelen (een dag van tevoren) is voor sommige bedrijven een probleem. Bij opslag, zoals (grootschalige) batterijenparken kan dit wel. Daarmee is het aannemelijk dat met name deze netgebruikers interesse hebben in dit contract.
Het TDTR contract zorgt ervoor dat netgebruikers ondanks netcongestie toch transportcapaciteit kunnen krijgen. Om te voorkomen dat hierdoor de netcongestie verergert, sluit TenneT met deze TDTR klanten ook een zogenoemd Capaciteitsbeperkingscontract (CBC) en redispatch-contract af. Op momenten dat het net overbelast raakt en de TDTR niet meer kan worden ingezet, kan TenneT de netgebruiker op basis van deze flexcontracten alsnog vragen tegen een financiële compensatie haar transportvraag te beperken en de congestie te verzachten.

Vraag 6

Deelt u de mening dat de vrijgemaakte ruimte moet worden toegewezen aan aansluitingen voor bedrijven? Zou het hierbij een mogelijkheid zijn bedrijven deze beperkte contracten aan te bieden totdat het net uitgebreid is? Hoe kunt u hiervoor zorgen?

Het TDTR contract is beschikbaar voor aangeslotenen op het hoogspanningsnet van TenneT. TenneT dient transportcapaciteit, net als de regionale netbeheerders op hun netvlak, non-discriminatoir en volgens het first come, first served-principe aan te bieden. Dit betekent dat zij op volgorde van de wachtrij beschikbare capaciteit toekennen. Zolang er sprake is van netcongestie, en dus geen firm transportrecht kan worden aangeboden, zijn alleen flexibele contractvormen af te sluiten.
Zoals toegelicht in het antwoord op vraag 5 zijn deze contractvormen niet voor alle bedrijven interessant. Samen met de netbeheerders, ACM en marktpartijen verkent het kabinet binnen het LAN doorlopend andere mogelijkheden om het net nog efficiënter te kunnen benutten totdat het stroomnet is uitgebreid.

Vraag 7

Klopt het dat Tennet verplicht is om partijen op de wachtlijst een reguliere transportovereenkomst aan te bieden, met verplichte deelname aan congestiemanagement, in plaats van een tijdsduurgebonden transportrecht? Waarom wordt dit niet door Tennet gedaan?

Er is geen sprake van eerste en tweede instantie, maar van twee verschillende contractvormen die op een andere wijze rekening houden met netcongestie en het niet kunnen toekennen van firm transportrechten. De afgelopen twee jaar zijn binnen het LAN verschillende flexibele contractvormen ontwikkeld, waaronder het CBC en het TDTR. Het TDTR is niet bedoeld om pieken af te zwakken, maar om restruimte op te vullen. Waar de netgebruiker bij een CBC, ofwel deelname aan congestiemanagement, een financiële compensatie voor geleverd vermogen ontvangt, betaalt de netgebruiker met een TDTR in ruil voor de flexibiliteit een aanzienlijk lager nettarief.
Beide contractmogelijkheden worden, evenals de andere beschikbare flexibele contractvormen, door de netbeheerders aan bedrijven en instellingen in de wachtrij aangeboden. Het is vervolgens aan de aanvragers om te beoordelen of zij hun bedrijfsprocessen passend bij de beperkingen kunnen inrichten. Vanuit het Ministerie van Klimaat en Groene Groei worden netgebruikers geholpen met flexibilisering, bijvoorbeeld via de onlangs beschikbaar gestelde Flex-e subsidieregeling.

Vraag 8

Deelt u de mening dat Tennet eerst de beschikbare capaciteit zou moeten aanbieden in reguliere transportovereenkomsten aan partijen die willen deelnemen aan congestiemanagement, aangezien dit voor bedrijven voordeliger zou zijn?

Zie antwoord vraag 7.

Vraag 9

Deelt u het standpunt dat Tennet pas in tweede instantie zou moeten inzetten op tijdsduurgebonden transportrecht, in plaats van dit nu in eerste instantie te doen?

Zie antwoord vraag 7.

Vraag 10

Als er plotseling zoveel ruimte wordt gevonden, wordt er dan door Tennet voldoende gemonitord hoeveel ruimte er daadwerkelijk nog beschikbaar is? Hoe meet Tennet dit? Hoe wordt ervoor gezorgd dat er in de toekomst beter inzicht komt in de beschikbare capaciteit?

TenneT monitort actief hoeveel ruimte beschikbaar is. Na verdeling van de beschikbare restcapaciteit is in principe alle restcapaciteit die beschikbaar is voor 85% van de tijd verdeeld. Mochten er veranderingen ontstaan in de situatie op het net (zoals een stationsuitbreiding) dan zal opnieuw gekeken worden naar de beschikbare restcapaciteit.

Vraag 11

Hoe monitoren regionale netbeheerders hoeveel ruimte er nog beschikbaar is op hun netten? Kan er met zekerheid worden gesteld dat er daar geen extra ruimte beschikbaar is? Wordt hierbij gemeten op stroom en spanning of op temperatuur?

De regionale netbeheerders voeren op verschillende netvlakken netberekeningen uit, TenneT doet dit ook op haar netvlakken. Deels zijn de netbeheerders hierbij nog afhankelijk van handmatige berekeningen. Deze gemeten en berekende inzichten worden aangevuld met prognoses over toekomstig netgebruik. De combinatie van berekeningen, metingen en prognoses geeft het inzicht in de beschikbare ruimte.
Voor het hoogspanningsnet geldt dat alle onderstations bij de regionale netbeheerders digitaal bemeten worden. Voor het middenspanningsnet geldt dat een deel wel en een deel niet digitaal bemeten is. De verhouding tussen de wel en niet digitaal bemeten netten verschilt tussen de regionale netbeheerders.
Voor het deel van de middenspanningsnetten dat niet digitaal bemeten is wordt middels slimme algoritmes bepaald hoe zwaar het net nu belast is en wat de verwachting van de mate van belasting is.
De regionale netbeheerders zijn jaren geleden gestart met het uitrollen van de digitale meters in het middenspanningsnet, omdat dit meer inzicht geeft. Dit is een zeer grote klus en zal ook de aankomende jaren (5–10 jaar) plaatsvinden. Hierbij worden de grootste knelpunten (assets met meeste belasting) als eerst voorzien van digitale bemeting zodat nog beter gemonitord kan worden wat de werkelijke situatie is.
De limieten van assets zijn gebaseerd op de maximaal toelaatbare stroom: er kan niet te veel stroom door de assets heen lopen, want dan branden ze door. Als het koud is, kunnen de assets zwaarder worden belast dan wanneer het warm is. Daarom hanteren de netbeheerders voor de transportnetten sinds jaar en dag winter- en zomerlimieten. Soortgelijke analyses voor de distributienetten spelen daar inmiddels ook seizoen afhankelijk ruimte vrij. Het Ministerie van Klimaat en Groene Groei onderzoekt samen met de ACM en de gezamenlijke netbeheerders hoe assets nog zwaarder kunnen worden belast, bijvoorbeeld door real-time temperatuurmetingen toe te passen.

Vraag 12

Klopt het dat regionale netbeheerders voor een deel van hun netstations niet weten hoeveel ruimte er nog beschikbaar is, omdat deze stations nog niet bemeterd zijn?

Zie antwoord vraag 11.

Vraag 13

Wat betekent dit voor de volle stroomnetcapaciteit in Nederland? Zijn netbeheerders voldoende in staat om in te schatten hoe vol het stroomnet daadwerkelijk is, als zij niet over alle gegevens beschikken?

Voor TenneT geldt dat alle stations in Nederland real time gemonitord worden in de control room. Daarnaast is veel data beschikbaar over de verwachting van opwek en afname in de komende jaren. Dit geeft al goed inzicht in de belasting van netwerk.
Ook de regionale netbeheerders hebben data beschikbaar waarmee zij de actuele situatie op haar netten kunnen berekenen en te bepalen op welke wijze nog partijen kunnen worden aangesloten door gebruik te maken van congestiemanagement en flexibele contractvormen, zonder dat de veiligheid van het net in het gedrang komt. Zoals bij het antwoord op de vorige vraag aangegeven werken de netbeheerders aan het nog verder verbeteren van hun inzicht. Dit gebeurt onder andere in het kader van het LAN.

Vraag 1

Bent u bekend met het stuk «The future of the supply and pricing of electricity in the EU»1 van het European Economic and Social Committee (EESC) met daarin onder andere het voorstel voor het oprichten van een e-faciliteit?

Ja.

Vraag 2

Deelt u de mening dat hervorming van de Europese elektriciteitsmarkt zich naast het doel van klimaatneutraliteit in 2050 ook moet richten op het borgen van leveringszekerheid en stabiele en betaalbare prijzen? Zo nee, waarom niet?

Ja, het kabinet deelt deze mening. Het in balans houden van de publieke belangen van duurzaamheid, betrouwbaarheid en betaalbaarheid vormt de basis van zowel Europees als nationaal beleid ten aanzien van de elektriciteitsmarkt.

Vraag 3

Deelt u tevens de mening dat deze doelen alleen kunnen worden behaald met een combinatie van overheidsoptreden en marktmechanismen?

Ja, het kabinet deelt deze mening. De ordening en regulering van de elektriciteitsmarkt – die veelal in Europese wetgeving zijn vastgelegd – vormen een belangrijke basis voor een goed functionerende elektriciteitsmarkt. Markt en overheid vervullen daar beide een belangrijke rol in. Marktmechanismen hebben een belangrijke rol in die zin dat ze zorgen voor concurrentie, efficiënte prijsvorming en keuzevrijheid voor consumenten. Dit komt de betaalbaarheid van het energiesysteem ten goede. Dit wordt ook onderschreven door Strategy& in het onderzoek naar borging van de publieke belangen in de energiesector2, waarover de Minister voor Klimaat en Energie de Kamer in september 2023 heeft geïnformeerd. De overheid is verantwoordelijk voor de ordening en regulering van de energiemarkt en het toezicht daarop om zo eventuele negatieve effecten van marktwerking te mitigeren. Gerichte overheidsinterventies worden ingezet om de publieke belangen te borgen.

Vraag 4

In hoeverre en op welke wijze zou het oprichten van een e-faciliteit, een van overheidswege opgericht bedrijf dat op de elektriciteitsmarkt als marktmaker fungeert met als doel klimaatneutraliteit, voorzieningszekerheid en het realiseren van stabiele en betaalbare prijzen, daarbij volgens u een rol kunnen spelen?

Het oprichten van een e-faciliteit zoals deze wordt beschreven in het genoemde EESC-rapport ziet het kabinet als een zeer vergaande wijziging van het huidige marktmodel voor de elektriciteitsmarkt. Dit marktmodel is gebaseerd op vrije concurrentie en prijsvorming. Dit model heeft de afgelopen decennia een grote welvaartswinst opgeleverd voor Europa en Nederland. Het kabinet acht het risicovol om over te stappen naar een model waarbij de overheid een bedrijf opricht dat op de elektriciteitsmarkt als «marktmaker» gaat functioneren, waarbij de toegevoegde waarde hiervan niet evident is. Het kabinet ziet daarom, in de context van de huidige goed functionerende Europese elektriciteitsmarkt en de interventiemogelijkheden die het kabinet op dit moment al tot zijn beschikking heeft, geen reden tot het oprichten van een e-faciliteit. Wel werkt het kabinet aan de vormgeving van nieuw beleid om de leveringszekerheid op langere termijn te borgen, zoals aangegeven in de recente Kamerbrief over leveringszekerheid3 naar aanleiding van de gepubliceerde Monitor Leveringszekerheid (MLZ) van TenneT4. Het invoeren van een capaciteitsmechanisme is hierbij één van de beleidsopties die overwogen wordt. In deze afwegingen wordt ook betaalbaarheid als een belangrijke factor meegenomen.

Vraag 5

Hoe kijkt u aan tegen het voorstel om een dergelijke e-faciliteit (met financiële steun van de staat of via rechtstreeks staatseigendom) via aanbestedingsprocedures langetermijncontracten af te laten sluiten met elektriciteitsproducenten en deze elektriciteit vervolgens te verkopen aan distributiebedrijven en/of rechtstreeks aan grote elektriciteitsgebruikers?

Het kabinet ziet geen reden om aan te nemen dat een dergelijke e-faciliteit beter in staat is om langetermijnrisico’s te beperken dan momenteel door marktpartijen met bestaande instrumenten wordt gedaan. Op dit moment hebben zowel producenten als afnemers van elektriciteit verschillende mogelijkheden om langetermijncontracten af te sluiten, bijvoorbeeld via elektriciteitsbeurzen of door gebruik te maken van Power Purchase Agreements (PPA’s) tussen producenten en afnemers. Deze contracten bevatten een marktconforme risicopremie die representatief is voor het risico op lange termijn dat marktpartijen wensen af te dekken. Ook de huidige SDE++ dekt een groot deel van het prijsrisico af voor wind- en zonprojecten. Het kabinet is daarmee van mening dat marktpartijen al voldoende mogelijkheden hebben om langetermijnrisico’s af te dekken.
Dit neemt niet weg dat het kabinet positief staat tegenover het versterken van de Europese langetermijnmarkten. In de herziening van de elektriciteitsverordening die in 2024 in werking is getreden (EMD-pakket), is hier al een aanzet voor gedaan. Een aantal van de voorstellen gericht op versterking van Europese lange termijnmarkten zal nader uitgewerkt worden in de herziening van de EU Forward Capacity Allocation Regulation (FCA-verordening) die in 2026 wordt verwacht.

Vraag 6

In hoeverre ziet u het model van de e-faciliteit als een goede manier om de grote risico’s die producenten en afnemers van groene elektriciteit nu lopen te verminderen en daarmee ook de kosten van de energietransitie te verlagen?

Zie antwoord vraag 5.

Vraag 7

Wat is uw visie op de mogelijkheid om de e-faciliteit te laten bieden op specifieke elektriciteitsbronnen, om een optimale mix te bereiken waarmee de vereiste CO2-reductie voor de elektriciteitsmarkt kan worden gehaald? Acht u deze mogelijkheid haalbaar en wenselijk?

Via het Europese ETS en ander overheidsbeleid wordt gestuurd op een zo efficiënt mogelijke CO2-reductie waarbij eerlijke concurrentie centraal staat om kosten te minimaliseren. Het huidige model maakt hierbij geen onderscheid tussen verschillende technologieën (technologieneutraliteit), iets wat ook door Europese regelgeving geborgd wordt. Het laten bieden op specifieke elektriciteitsbronnen, zoals voorgesteld in het EESC-rapport, lijkt te impliceren dat bepaalde bronnen de voorkeur krijgen boven andere. Het kabinet geeft er de voorkeur aan om vast te houden aan het genoemde uitgangspunt van technologieneutraliteit. Het stimuleren van specifieke technologieën kan bovendien een negatief effect hebben op nieuwe innovatieve technologieën, die door de voorkeurspositie van bestaande technologieën minder kans zouden maken op eerlijke toetreding tot de markt.

Vraag 8

Kunt u reageren op de drie door het EESC geschetste fasen van het hervormen van elektriciteitsmarkt en de rol die een e-faciliteit in elke fase kan spelen:

Zoals benoemd in vraag 4 en 5, is het kabinet geen voorstander van het oprichten van een e-faciliteit. Om deze reden vindt het kabinet het niet opportuun om te reflecteren op de rol die een e-faciliteit kan spelen in de geschetste fasen.

Vraag 9

Deelt u het pleidooi van het EESC voor EU-brede coördinatie over hoe voor de laagst mogelijke en meest stabiele energieprijzen kan worden gezorgd en coördinatie tussen lidstaten over de vereiste capaciteit, de netwerkinfrastructuur en de aanvullende energiemix? Zo nee, waarom niet?

Ja, het kabinet hecht veel waarde aan een brede coördinatie binnen de EU over deze vraagstukken van capaciteit, infrastructuur en de energiemix. Gegeven de onderlinge verbondenheid binnen de Europese elektriciteitsmarkt is het kabinet voorstander van Europese afstemming. Coördinatie op Europees niveau bevordert lage en stabiele prijzen. Deze afstemming krijgt ook steeds meer vorm op het niveau van de Europese Unie, op bilateraal niveau, maar ook binnen de regionale energiesamenwerking in het Pentalaterale Forum en de North Sea Energy Cooperation (NSEC).

Vraag 10

Welke rol zou coördinatie tussen nationale e-faciliteiten in overheidsbezit op EU-niveau kunnen spelen in het verder harmoniseren en optimaliseren van de Europese elektriciteitsmarkt?

Het kabinet heeft geen signalen ontvangen dat in andere lidstaten wordt gewerkt aan het oprichten van een e-faciliteit. Om die reden vindt het kabinet het niet opportuun om een oordeel te vellen over de mogelijke coördinatie tussen dergelijke nationale e-faciliteiten.

Vraag 11

Klopt het dat het uiteindelijk aan EU-lidstaten zelf is om te beslissen of zij al dan niet een e-faciliteit op willen zetten?

In beginsel is dit aan lidstaten zelf. Het instellen van een e-faciliteit zoals voorgesteld in het EESC-rapport zou echter een fundamentele wijziging van het huidige marktmodel van de Europese elektriciteitsmarkt betekenen. Elektriciteitsmarkten zijn binnen de EU sterk geïntegreerd; om die reden is het niet aannemelijk dat lidstaten zelfstandig zullen kiezen voor het inrichten van een e-faciliteit.

Vraag 12

Wat zijn de belangrijkste afwegingen die gemaakt moeten worden indien Nederland zou overwegen om een e-faciliteit op te richten en welke eventuele obstakels bestaan daarvoor?

De belangrijkste afweging die gemaakt dient te worden, is of het oprichten van een e-faciliteit de borging van de publieke belangen rondom betaalbaarheid, duurzaamheid en betrouwbaarheid in de energiesector ten goede zou komen, en een verbetering ten opzichte van de huidige situatie teweeg zou brengen. Hiervan is het kabinet niet overtuigd en het rapport van het EESC geeft hier onvoldoende onderbouwing voor. Het rapport van Strategy& uit 2023 waarnaar het antwoord op vraag 3 verwijst, laat duidelijk zien dat het huidige marktmodel goed in staat is geweest om deze publieke belangen te borgen.

Vraag 1

Bent u bekend met het investeringsplan van TenneT en de regionale netbeheerders waarin de komende jaren tot 195 miljard euro aan netuitgaven wordt voorzien, waarvan naar schatting 88 miljard euro op zee? Kunt u bevestigen dat deze investeringen deels samenhangen met de realisatie van interconnecties en mogelijke doorvoer van stroom naar Duitsland en België?

Het kabinet is bekend met de investeringsplannen van de netbeheerders van 2024 en het FIEN+ rapport dat PwC in opdracht van netbeheerders heeft opgesteld en waarin het bedrag van € 195 mld. is genoemd. Dit laatste rapport betreft prognoses zonder dat hier altijd al concrete projecten voor zijn benoemd. Het genoemde bedrag komt ook terug in het IBO-rapport.
De investeringsplannen van netbeheerders en het FIEN+ rapport zijn dus verschillende stukken. Van de voorgenomen investeringen uit het investeringsplan van TenneT uit 2024 houdt slechts een zeer beperkt deel direct verband met interconnecties zelf: het betreft slechts de opwaarderingen van twee bestaande interconnectoren met België en Duitsland. Deze werkzaamheden van ongeveer € 4 miljoen zijn in 2024 vrijwel afgerond. Verder kent dit investeringsplan geen investeringen voor de realisatie van nieuwe interconnecties naar Duitsland en België. Eventuele nieuwe interconnecties worden meegenomen in het beoordelingskader voor nieuwe interconnectoren, welke onderdeel zal zijn van het Windenergie Infrastructuurplan Noordzee (WIN).
Investeringen in elektriciteitsinfrastructuur worden gedreven door de optelsom van (verwachte) elektriciteitsstromen binnen Nederland en die tussen Nederland en (alle) met zijn elektriciteitsnet verbonden landen. Een deel van de investeringen hangt dus ook samen met eventuele doorvoer van stroom naar andere landen, waaronder Duitsland en België.

Vraag 2

Hoeveel van deze investeringen zijn volgens u direct of indirect bedoeld voor exportcapaciteit, interconnecties, of faciliteren de stroomafname door het buitenland? Is er een analyse beschikbaar van het kabinet of van TenneT die deze verdeling inzichtelijk maakt?

In aanvulling op antwoord 1 zijn er, anders dan de interconnector met het Verenigd Koninkrijk (genaamd LionLink) geen nieuwe investeringen voorzien voor interconnectoren (die dienen voor de import en export van elektriciteit).
Binnenlandse investeringen hebben potentieel effect op de rest van Europa, dat geldt evengoed voor de investeringen in de landen om ons heen die een effect op Nederland hebben. Een tracé dat van een kustlocatie naar Oost-Nederland loopt is primair bedoeld om de transportbehoefte te voorzien van productie aan de kust (van o.a. windenergie op zee) naar verbruikers in het binnenland, bijvoorbeeld voor Chemelot, maar voedt potentieel ook interconnectie naar het buitenland.
De impact van potentiële nieuwe interconnectoren op het bestaande net wordt door TenneT meegewogen in de besluitvorming om deze te ontwikkelen. Deze is ook opgenomen in het beoordelingskader van nieuwe interconnectoren, welke onderdeel zal zijn van het Windenergie Infrastructuurplan Noordzee (WIN). Een nieuwe of additionele analyse is hiervoor naar de mening van het kabinet niet nodig.

Vraag 3

Als deze analyse niet beschikbaar is, zou deze niet zeer wenselijk zijn gezien de enorme bedragen die geïnvesteerd gaan worden?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 4

In hoeverre wordt bij de aanleg van windparken op zee en de stopcontacten op zee expliciet rekening gehouden met buitenlandse afname van elektriciteit, bijvoorbeeld vanuit Duitsland waar de industriële elektrificatie snel toeneemt maar de opwekcapaciteit achterblijft?

In het licht van de klimaatdoelstellingen moet Nederland nog ongeveer de helft van de elektriciteitsproductie mix verduurzamen. Nederland zal hierin de komende jaren grote stappen zetten met o.a. windenergie op zee en kernenergie. Deze plannen zijn primair opgesteld om in de Nederlandse elektriciteitsvraag te voorzien. De buitenlandse vraag speelt bij het formuleren van de ambities tot nu toe een beperkte rol. De elektriciteitsmarkt is echter geen nationale markt maar maakt onderdeel uit van de (EU) interne markt. Als Nederlandse elektriciteitsproductie per saldo goedkoper is dan in het buitenland, zal er op dat moment export plaatsvinden. En dat geldt ook andersom, als landen om ons heen goedkoper produceren dan importeert Nederland.
De uitwisseling van elektriciteit vormt een essentieel onderdeel voor het garanderen van de leveringszekerheid. Deze rol van interconnectie wordt steeds belangrijker naarmate landen steeds afhankelijker worden van zon- en windenergie. Er wordt gekeken naar de mogelijkheden om de capaciteit van het net op zee beter te benutten door ook uitwisseling van elektriciteit met buurlanden via het net op zee te laten verlopen. Voordat daartoe concrete stappen gezet worden is het van belang dat er overeenstemming met die buurlanden wordt bereikt over de verdeling van de kosten die moeten worden gemaakt voor de infrastructuur op zee. In het Windenergie Infrastructuurplan Noordzee (WIN) dat rond de zomer aan de Kamer zal worden toegestuurd wordt verder ingegaan op de benodigde opwekcapaciteit voor Nederland, waarbij ook interconnectie met buurlanden wordt meegenomen.

Vraag 5

Is een aandeel van offshore windcapaciteit, bijvoorbeeld via de 12 GW aanlanding genoemd in een recente studie van CE Delft1, primair bedoeld voor doorvoer naar buurlanden? Wordt dit meegenomen in de netontwerpen en investeringsbesluiten van TenneT?

Er is sprake van een integrale Noordwest-Europese energiemarkt. Er is daarom niet een specifiek deel van de offshore wind op zee primair bedoeld voor export. Afhankelijk van de markt- en weersomstandigheden op een specifiek moment importeert of exporteert Nederland elektriciteit, waaronder elektriciteit opgewekt door middel van windparken op zee. Zie daarnaast het antwoord op vraag 4.

Vraag 6

Kunt u een overzicht geven van de concrete infrastructuurprojecten die de komende jaren worden ontwikkeld met als doel of neveneffect het verbeteren van de exportcapaciteit van elektriciteit naar het buitenland, en zijn deze projecten volledig voor rekening voor de Nederlandse energiegebruiker?

In het antwoord op vraag 1 is aangegeven voor welke interconnectoren in 2024 investeringen hebben plaatsgevonden.
Bij interconnectoren worden de kosten verdeeld tussen de Transmission System Operators (TSO’s) van de betreffende landen. Doorgaans wordt hierbij een 50–50 verdeelsleutel gehanteerd, maar er kan ook een andere verdeelsleutel worden afgesproken. Bijvoorbeeld als de baten van een (extra) interconnector niet gelijk verdeeld zijn over de betreffende landen. Zoals ook in de kabinetsreactie op het IBO is aangegeven zet Nederland zich op Europees niveau in om netkosten tussen landen te verdelen voor de aanleg van het net op zee. Het kabinet zet hierbij in op samenwerking met andere EU-landen binnen de North Seas Energy Cooperation (NSEC) met als doel een gezamenlijke en gebalanceerde verdeling van kosten en baten te verkennen en met een gezamenlijk voorstel te komen voor de Europese Commissie. Voor de toekomstige windparken en (hybride) interconnectoren zet het kabinet in op een verdeling van de kosten tussen landen die een afspiegeling is van de baten die ermee samenhangen. Hierbij zet het kabinet zich ook in om binnenlandse investeringen welke noodzakelijk zijn voor de ontwikkeling van deze projecten in de toekomst onderdeel te maken van de afspraken over kostendeling. Vooralsnog worden deze investeringen bekostigd door Nederlandse tariefbetalers. In het WIN zal hier verder op worden ingegaan.

Vraag 7

In hoeverre leidt de snelle uitrol van offshore wind, gecombineerd met hernieuwbaar op land, netcongestie en beperkte vraag, tot frequente negatieve elektriciteitsprijzen in Nederland? Is de verwachting dat dit de komende jaren toeneemt?

De toename van elektriciteitsproductie uit wind en zon in Noordwest-Europa leidt tot steeds meer momenten met negatieve of zeer lage elektriciteitsprijzen in Noordwest-Europa en dus ook in Nederland als onderdeel van die Europese elektriciteitsmarkt. Naar verwachting neemt het aantal uren of kwartieren per jaar met zeer lage of negatieve uren de komende jaren verder toe.
In de Kamerbrief van september 20232 is het kabinet ingegaan op de verwachte variatie van de elektriciteitsgroothandelsprijzen in een toekomstig CO2-vrij elektriciteitssysteem. Gemiddeld genomen kunnen de prijzen 100 tot 500 uur per jaar sterk oplopen (€ 200–15.000/MWh) doordat bijvoorbeeld vrijwillige vraagafschakeling in de industrie nodig is om vraag en aanbod in balans te brengen. Vervolgens zijn er gemiddeld ongeveer 2.000 uren in een jaar dat gascentrales op basis van waterstof de prijs bepalen (~€ 150/MWh). Het grootste deel van de tijd, gemiddeld zo’n 5.000–6.000 uur per jaar, zal de prijs relatief laag zijn (~€ 30–50/MWh) en bepaald worden door de naar verwachting flink toenemende flexibele elektriciteitsvraag voor warmte, mobiliteit en waterstofproductie die inspeelt op relatief grote beschikbaarheid van elektriciteit uit wind en zon, die dan volledig benut wordt. Deze flexibele vraag is nu nog beperkt aanwezig in het elektriciteitssysteem en is één van de oorzaken van de negatieve prijzen op dit moment. De laatste ongeveer 1.000 uur in een jaar is het aanbod van elektriciteit uit wind en zon zo groot, dat er geen vraag meer is naar deze laatste stroom. Dan zal een deel van de windturbines of zonnepanelen afschakelen en de groothandelsprijs naar € 0/MWh gaan.

Vraag 8

Klopt het dat Nederland in toenemende mate te maken heeft met situaties waarin het via export bij negatieve prijzen moet betalen aan Duitsland of België om stroom kwijt te kunnen? Zo ja, hoe vaak is dit de afgelopen jaren voorgekomen en wat zijn de kosten geweest? Wat zijn de inschattingen voor de komende jaren? Wanneer gaan die kosten fors stijgen?

Het is niet Nederland als lidstaat die betaalt voor de export van elektriciteit bij negatieve prijzen, maar de producenten van elektriciteit in Nederland. Bij import door Nederland betalen de producenten van elektriciteit in het buitenland voor hun productie in het geval van negatieve prijzen. Deze producenten kunnen er ook voor kiezen hun elektriciteit alleen te verkopen als de prijs nul of positief is en bij negatieve prijzen de windmolens of zonnepanelen uit te zetten. Overigens is de situatie op dit moment dat Nederland bij lage of negatieve prijzen als gevolg van veel wind elektriciteit importeert. Het zijn met name Duitsland en Denemarken die bij veel wind meer elektriciteit uit windenergie produceren dan ze verbruiken. Omdat het de producenten zijn die zelf betalen voor hun productie bij negatieve uren, zijn de kosten en inschattingen hiervoor voor de komende jaren niet bekend. Marktpartijen en elektriciteitsproducenten lijken inmiddels wel beter in staat om in te spelen op situaties met overschot waardoor de elektriciteitsprijzen bij overschotten steeds vaker dicht bij € 0/MWh uitkomt in plaats van op een sterk negatieve elektriciteitsprijs. Ook als de elektriciteitsvraag die goed kan inspelen op elektriciteitsproductie uit wind en zon, toeneemt, bijvoorbeeld door het laden van elektrische auto's, batterijen, elektrolyse en e-boilers, kan dit het aantal momenten met negatieve of zeer lage prijzen beperken.

Vraag 9

Vindt u het wenselijk dat Nederlandse huishoudens en bedrijven in zulke situaties in feite betalen om duurzame stroom te exporteren, en hoe voorkomt u dat dit een steeds grotere hoeveelheid wordt? Vindt u het wenselijk dat de omvang van dit probleem groter wordt door de keuze om internationaal meer verbonden te zijn en ook door over te programmeren op wind-op-zee?

Huishoudens en bedrijven kunnen ervoor kiezen om geen elektriciteit te produceren bij prijzen die negatief zijn en hoeven dan uiteraard ook niet daar voor te betalen. Daarbij spelen internationale verbindingen een belangrijke rol om het aantal momenten waarop negatieve prijzen optreden te verminderen. Bijvoorbeeld in het geval van veel zon is de prijs vaak positief, omdat de elektriciteit ook geëxporteerd kan worden en afnemers in landen om ons heen bereid zijn om te betalen voor de stroom die is opgewekt met zonnepanelen in Nederland. Ook kan bijvoorbeeld Noorwegen stroom uit wind en zon uit Noordwest-Europa importeren en de waterkrachtcentrales uitzetten, om op andere momenten bij weinig wind en zon juist veel elektriciteit uit waterkracht te produceren en elektriciteit te exporteren. Een goed verbonden Europees elektriciteitssysteem draagt daarom bij aan het maximaal benutten van de goedkoopste elektriciteitsproductie op elk moment. Bovendien kan een goed verbonden elektriciteitssysteem de benodigde productiecapaciteit per land beperken, waardoor kosten bespaard worden. Het kabinet is daarom niet van mening dat het probleem groter wordt door Europees meer verbonden te zijn. Een goed verbonden Europees elektriciteitssysteem biedt juist kansen voor export en import, en daarmee mogelijkheden om de kosten te beperken. Nederland kijkt bij de uitrol van wind op zee naar de vraag die hiervoor in Nederland bestaat en die in de toekomst zal ontstaan. Hierbij wordt niet specifiek op overprogrammering voor het buitenland gestuurd, maar op tijdige beschikbaarheid van voldoende duurzame elektriciteit. In het Windenergie Infrastructuurplan Noordzee (WIN) dat rond de zomer aan de Kamer wordt verzonden zal hier verder op ingegaan worden.

Vraag 10

Acht u het mogelijk dat TenneT als netbeheerder met belangen in zowel Nederland als Duitsland keuzes maakt in investeringen die optimaal zijn voor het totale concern, maar niet noodzakelijk voor Nederland?

De investeringsplannen van TenneT Nederland worden getoetst door de ACM en het Ministerie van Klimaat en Groene Groei (KGG). De ACM toetst op nut en noodzaak van de investeringen. Hierbij ligt de nadruk erop dat TenneT de noodzakelijke investeringen uitvoert volgens haar wettelijke taak, en niet meer of minder. KGG toetst of TenneT zich in voldoende mate rekenschap heeft gegeven van ontwikkelingen in de energiemarkt. De betrokkenheid van genoemde partijen borgt dat er in Nederland primair investeringen plaatsvinden die noodzakelijk zijn voor het faciliteren van de afname en de productie van elektriciteit via het Nederlandse net. TenneT Duitsland heeft vergelijkbare taken op basis van Duitse wetgeving, die net als in Nederland grotendeels is gebaseerd op Europese wetgeving. De keuzes die worden gemaakt met betrekking tot investeringen komen daar tot stand op basis van het NetzEntwicklungsPlan (NEP).

Vraag 11

Hoe wordt binnen TenneT gewaarborgd dat investeringskeuzes ten bate van het Duitse net niet leiden tot hogere kosten voor Nederlandse gebruikers, gezien de gedeelde governance?

Alle netinvesteringen in Duitsland worden door Duitse afnemers via de daar geldende nettarieven betaald.

Vraag 12

In hoeverre acht u het toezicht door het Rijk en de Autoriteit Consument & Markt (ACM) op netbeheerders, in het bijzonder TenneT, voldoende effectief om te waarborgen dat investeringsbeslissingen in lijn zijn met het Nederlandse publieke belang? In hoeverre is dat toezicht sterk genoeg om te voorkomen dat in de investeringsplannen keuzes gemaakt worden die ten bate zijn van de Duitse energietransitie en die juist op conto van de Nederlandse belastingbetaler komen?

TenneT is een 100% staatsdeelneming en is vrijwel voor 100% actief in gereguleerde activiteiten met ACM als toezichthouder. TenneT voert wettelijke taken uit. Juist door deze vorm is geborgd dat TenneT geen andere belangen dient dan het publieke belang.

Vraag 13

Welke maatregelen zijn er genomen om te verzekeren dat de investeringsbeslissingen van TenneT, zowel in Nederland als in Duitsland, transparant zijn en primair het Nederlandse publieke belang dienen? Kunt u hierbij ingaan op de genomen maatregelen sinds de aankoop van het Duitse hoogspanningsnet «Transpower» circa 10 jaar geleden? Hoe is hierbij omgegaan met de kritiek van de Algemene Rekenkamer in 2015 op het feit dat deze overname risico’s voor de belastingbetaler bevatte doordat de scheiding tussen het Nederlandse en Duitse belang van Tennet onvoldoende was afgebakend?

In aanvulling op het antwoord op vraag 10 wordt de investeringsagenda van TenneT in zowel Nederland als Duitsland opgesteld in overleg met de toezichthouder en het beleidsverantwoordelijke departement. Dit proces is niet gewijzigd sinds de aankoop van Transpower. Investeringsbeslissingen aan zowel Nederlandse als Duitse zijde zijn gebaseerd op landelijk beleid vanuit respectievelijk het Ministerie van KGG en het Ministerie van BMWK. In Nederland wordt dit bekrachtigd in het Investeringsplan (net op zee en net op land). In Duitsland met het Netzentwicklungsplan Strom (NEP). Bij de samenstelling van deze programma’s worden zowel in Nederland als in Duitsland verschillende consultatierondes gehouden. Omdat de Duitse investeringen in het Duitse net door de Duitse consument en industrie worden betaald, is hier geen risico voor de Nederlandse belastingbetaler. In de afgelopen jaren is er verder dividend vanuit TenneT Duitsland naar TenneT Holding (en daarmee de Nederlandse staat) gevloeid. Voor de huidige eigenvermogensbehoefte van TenneT Duitsland is het kabinet nu op zoek naar een oplossing.
In het onderzoek van de Algemene Rekenkamer werd het risico benoemd dat de Nederlandse staat loopt «... als TenneT er door omstandigheden niet in zou slagen voldoende eigen vermogen aan te trekken voor de aansluitingsprojecten die het in Duitsland verplicht is te realiseren, in het uiterste geval het risico als aandeelhouder een kapitaalinjectie te moeten geven.» TenneT Nederland en TenneT Duitsland worden separaat gefinancierd vanuit TenneT Holding. Op dit moment wordt de mogelijkheid onderzocht om via private partijen kapitaal aan te trekken voor de kapitaalbehoefte van TenneT Duitsland3. Hiermee wordt de kans dat de Nederlandse staat zelf een kapitaalinjectie moet doen in TenneT voor de activiteiten Duitsland aanzienlijk verminderd. Een kapitaalinjectie door de Nederlandse staat heeft bovendien geen invloed op Nederlandse investeringen van TenneT. Het Nederlandse publieke belang wordt dus hiermee niet geschaad.

Vraag 14

Welke concrete afspraken zijn er met Duitsland en België over kostendeling bij grensoverschrijdende infrastructuur? Worden bijvoorbeeld de kosten van nieuwe verbindingen en converterstations evenredig verdeeld?

Zoals is aangegeven in het antwoord op vraag 1 zijn er geen actuele investeringsprojecten tussen Nederland en Duitsland. In het Windenergie Infrastructuurplan Noordzee (WIN) wordt ingegaan op de mogelijkheden voor nieuwe interconnectoren. Tegelijkertijd verkent TenneT momenteel de kansrijkheid van nieuwe (hybride) interconnectoren met België en Duitsland, alsook met andere landen. De meerwaarde van dergelijke projecten voor Nederland zal nauwkeurig worden afgewogen, waarbij de verdeling van de kosten en baten, en ook de effecten op de welvaart, prijsstabiliteit en leveringszekerheid nauwkeurig worden gewogen.

Vraag 15

Klopt het dat de kosten van de uitbreiding van het net grotendeels uit Nederlandse nettarieven worden gefinancierd, terwijl de opbrengsten van grensoverschrijdend gebruik (export) niet of beperkt terugvloeien naar Nederlandse gebruikers?

Dat is onjuist. De investeringen van TenneT in het Nederlandse net worden via de Nederlandse nettarieven terugverdiend. De investeringen in het Duitse net worden via de Duitse nettarieven terugverdiend.
Op interconnectoren worden inkomsten gerealiseerd door de veiling van transportcapaciteit door de TSO’s. TSOs kunnen deze opbrengsten volgens de Europese regels op een aantal manieren inzetten, zodat deze ten goede komen aan de netgebruikers. Met goedkeuring van de ACM worden de opbrengsten van TenneT Nederland ingezet om de kosten van het gebruik van deze interconnectoren te dekken, zoals hieraan gerelateerde redispatch. Ook worden deze inkomsten ingezet voor verlaging van de nettarieven. De opbrengsten vloeien daarmee terug naar de Nederlandse netgebruikers.

Vraag 16

Wordt overwogen om een buurlandentarief of ander mechanisme in te voeren waarmee ook buitenlandse afnemers meebetalen aan de kosten van het Nederlandse net, zoals eerder gesuggereerd is door onder meer netbeheerders?

Om tot concrete opties te komen voor een kosten- en batendelingsmechanisme van infrastructuur op zee met buurlanden zet Nederland in op internationale samenwerking om tot gezamenlijke voorstellen te komen binnen de North Seas Energy Cooperation (NSEC).
Overigens is het unilateraal instellen van heffingen of een buurlandentarief niet verenigbaar met bestaande EU- wetgeving en zou belemmerend werken voor de koppeling van de Nederlandse elektriciteitsmarkt met buurlanden. Deze belemmering zou ook een negatief effect hebben op de borging van de leveringszekerheid en de integratie van CO2-vrije energiebronnen.

Vraag 17

Hoe transparant zijn de investeringsplannen van TenneT, Enexis, Stedin en Liander over het aandeel internationale componenten? Bent u bereid hen te verplichten om toekomstige plannen explicieter te onderbouwen met betrekking tot buitenlandse doorvoer of interconnectie?

TenneT is als TSO de enige van de genoemde netbeheerders die interconnectoren realiseert, de regionale netbeheerders doen dit niet. TenneT is transparant over haar investeringen in haar investeringsplan. Mogelijke waardevolle interconnectieprojecten zijn in het verleden door TenneT geïdentificeerd en vervolgens onderdeel van gesprek en besluitvorming geworden tussen TenneT, het Ministerie van KGG en ACM. Het is dus niet TenneT die hier alleen over besluit. Het afwegingskader voor toekomstige interconnectoren zal in het WIN nader richting geven.

Vraag 18

Bent u bereid om het aandeel van de geraamde 195 miljard euro aan investeringen dat bedoeld is voor buitenlandse afname of doorvoer van elektriciteit expliciet in kaart te laten brengen aangezien dit in het IBO (Kamerstuk 29 023, nr. 553) niet voldoende onderzocht is?

Op dit moment heeft TenneT – naast LionLink met het Verenigd Koninkrijk en ook een betere benutting van het net op zee – geen concrete projecten voor nieuwe interconnectoren. Op basis van het WIN zal worden bezien welke additionele interconnectoren opportuun kunnen zijn.
TenneT voorziet op dit moment dat een toename van de interconnectiecapaciteit met buurlanden wenselijk is voor het realiseren van de energietransitie. Daarom is in een aantal scenario’s van het investeringsplan aangenomen dat vanaf 2035 de interconnectiecapaciteit met buurlanden verder zal toenemen. Besluitvorming over de realisatie van interconnectoren vindt plaats tussen het Ministerie van KGG, het Ministerie van Financiën, ACM en TenneT, en de betrokken partijen in het te verbinden land.

Vraag 19

Acht u aanvullende stappen nodig om te voorkomen dat Nederlandse huishoudens en bedrijven onevenredig opdraaien voor de energie-infrastructuur van anderen? Zo ja, welke? Overweegt u hierbij ook om projecten voor hernieuwbare opwek en de aanleg van bijbehorende infrastructuur die specifiek ten bate is van het buitenland on hold te zetten totdat er afspraken zijn gemaakt over kostendeling?

Het kabinet richt zich op het verduurzamen van de energievoorziening om de Nederlandse industrie en huishoudens te voorzien van betaalbare energie. De energietransitie vereist forse investeringen in infrastructuur zoals hoogspanningsnetten, conversiestations en grensoverschrijdende verbindingen. Deze investeringen zijn voor Nederland van strategisch belang met het oog op leveringszekerheid, verdere marktintegratie en economische ontwikkeling. Ook andere landen profiteren van deze energie-infrastructuur en daarom moeten de kosten eerlijk verdeeld worden. Om dit te borgen werkt het kabinet samen met netbeheerders, andere lidstaten en de Europese Commissie aan afspraken over kostenverdeling bij grensoverschrijdende projecten. Hierbij wordt nadrukkelijk gekeken naar wie profiteert van een project en in welke mate, om de kosten naar verhouding te verdelen.

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht «Netbeheerders vrezen rampscenario: 200.000 huizen zonder stroom»?1

Ja.

Vraag 2

Hoe beoordeelt u de scenario’s dat netcongestie zal zorgen voor stroomstoringen van meer dan vier uur, en hoe beoordeelt u het «donker scenario» waarbij 200.000 woningen zonder stroom komen te zitten?

In het artikel wordt over dit scenario gezegd «dit is nadrukkelijk een scenario waar we niet naartoe willen», en dat deelt het kabinet volledig. Het heeft absolute prioriteit om te voorkomen dat elektriciteitsinfrastructuur overbelast raakt met stroomuitval en storingen tot gevolg. Dit is ook de reden dat Nederland netcongestie heeft afgekondigd en een wachtlijst heeft voor grootverbruikers. Dat is juist om overbelasting van het net en stroomuitval te voorkomen.
Dit scenario gaat specifiek over de situatie in de provincie Utrecht. Daar is het gebrek aan netcapaciteit nijpend. De congestieproblematiek kan verergeren doordat kleinverbruik klanten – die niet op de wachtlijst staan – capaciteit toegewezen krijgen of doordat het verbruik van klanten groeit binnen het bestaande contract. Daarnaast kan vertraging van de oplevering van nieuwe stations en verbindingen aan de orde zijn. In de prognoses voor de komende jaren wordt zichtbaar dat op specifieke momenten in het jaar (sterk afhankelijk van weer en temperatuur) overbelasting van stations kan plaatsvinden. Deze momenten nemen in de toekomst toe.
Om dit te voorkomen wordt er in het Landelijk Actieprogramma Netcongestie (LAN) gewerkt aan maatregelen om belasting te verminderen of te verschuiven en om de realisatie van elektriciteitsinfrastructuur te versnellen, waar het kabinet op 25 april jl.2 een maatregelenpakket voor heeft aangekondigd. Netbeheerders bereiden zich voor op noodscenario’s, waarbij een (onder)station moet worden afgeschakeld vanwege overbelasting. Deze voorbereiding behoort al decennia tot de taken van de netbeheerders, maar heeft in de huidige situatie van netcongestie extra urgentie gekregen. Indien het noodzakelijk zou zijn om een station af te schakelen, dan treft dit in het meest ernstige geval 200.000 klanten. Dat is juist het scenario dat we proberen te voorkomen met de maatregelen voor netcongestie.

Vraag 3

Hoe beoordeelt u de scenario’s dat stroomstoringen essentiële onderdelen van de maatschappij zullen raken, zoals mobiel bereik, rioolzuivering en opslag van voedsel? Hoe beoordeelt u de waarschijnlijkheid van deze scenario’s?

In de meest ernstige scenario’s kunnen ook deze essentiële diensten worden geraakt. Het noodgedwongen afschakelen van een station raakt namelijk direct alle klanten die daarop zijn aangesloten. Tegelijkertijd doen netbeheerders er alles aan om dit te voorkomen, o.a. via het LAN en door middel van congestiemanagement, waarbij overbelasting kan worden voorkomen door het gecontroleerd afschakelen van bepaalde partijen. Indien een station in een risicofase belandt, zullen netbeheerders dus eerst andere partijen tegen betaling afschakelen om te voorkomen dat het station overbelast wordt en dat ook essentiële onderdelen van de maatschappij daardoor geraakt worden.

Vraag 4

In hoeverre zijn deze scenario’s het gevolg van vastlopende regelgeving, en onvoldoende investeringen?

Zoals gemeld in de brief aan de Kamer over het sneller uitbreiden elektriciteitsnet van 25 april jl.3 is aanpassing van de huidige wet- en regelgeving nodig om tot structurele versnelling van de realisatie van elektriciteitsprojecten te komen. Hierop wordt ingezet met het wetgevingsprogramma Aanpak voor kortere procedures. De netbeheerders hebben de afgelopen jaren circa 5 miljard per jaar geïnvesteerd in het elektriciteitsnet en uit het interdepartementaal beleidsonderzoek (IBO) bekostiging van de elektriciteitsinfrastructuur4 blijkt dat er de komende decennia ook fors geïnvesteerd zal worden. Deze investeringen zijn juist nodig om het donkere scenario van stroomuitval te voorkomen.

Vraag 5

Welke concrete stappen gaat u zetten om te voorkomen dat er stroomstoringen zullen voorkomen? Hoe gaat u voorkomen dat essentiële onderdelen van de maatschappij niet geraakt zullen worden?

De netbeheerders zijn verplicht om een systeembeschermings- en herstelplan te hebben en beschermingsmaatregelen toe te passen om het stroomnet te stabiliseren wanneer er een grootschalige storing dreigt te ontstaan. De systeembeschermings- en herstelplannen van de netbeheerders worden ieder jaar geactualiseerd en getoetst aan Nederlandse en Europese richtlijnen.
Daarnaast zijn de maatregelen in het LAN gericht op het betrouwbaar en toekomstbestendig houden van het elektriciteitsnet. De voornaamste manier om storingen in de toekomst te voorkomen, is door het net op tijd uit te breiden. Met de genoemde brief over het sneller uitbreiden van het elektriciteitsnet heeft het kabinet de Kamer geïnformeerd over de versnellingsaanpak om de doorlooptijden van de realisatie van elektriciteitsinfrastructuur-projecten te verkorten. Dit versnellingspakket wordt met prioriteit toegepast op de cruciale projecten in de regio Flevopolder-Gelderland-Utrecht, omdat de situatie op het stroomnet daar het meest nijpend is.
In de beantwoording van vragen van het lid Bontenbal (CDA)5 heeft het kabinet daarnaast de Kamer op 25 maart jl. geïnformeerd over de ontwikkeling van netbescherming, waarmee op basis van een noodsignaal overbelasting van het net in uiterste gevallen kan worden voorkomen. Het kabinet ziet kansen voor netbescherming bij het voorkomen van grootschalige stroomstoringen en verkent met netbeheerders hoe netbescherming geïmplementeerd kan worden.

Vraag 6

In hoeverre bent u in gesprek met netbeheerders en lokale overheden om versnellingsopties in te zetten naar aanleiding van motie Erkens c.s. (Kamerstuk 29 023, nr. 536)?

In de genoemde brief aan de Kamer over sneller uitbreiden elektriciteitsnet van 25 april jl. is toegelicht hoe het kabinet uitvoering geeft aan deze motie.

Vraag 7

Bent u het ermee eens dat er sterker moet worden ingezet op regelbaar vermogen en dat de regelgeving hiervoor versoepeld dient te worden? Bent u het ermee eens dat de huidige regelgeving een belemmering vormt voor noodzakelijke uitbreidingen van het stroomnet?

Tijdelijke inzet van regelbaar vermogen kan congestieproblematiek in bepaalde gevallen verlichten. Dat kan bijvoorbeeld doordat partijen meer of minder elektriciteit gebruiken, daarvoor wordt congestiemanagement (tegen betaling vrijwillig minder elektriciteit gebruiken) ingezet en zijn flexibele contracten ontwikkeld. Bij kortdurende congestie kunnen ook (grootschalige) batterijen worden ingezet. Het kabinet verkent daarnaast de mogelijkheden voor de inzet van bestaande gasgestookte regelbare opwek om afnamecongestie te verzachten. In deze verkenning wordt ook gekeken naar eventuele belemmeringen op het gebied van regelgeving en de gevolgen voor stikstof- en CO2-uitstoot.
Tijdens de parlementaire behandeling van de Energiewet vorig jaar is in de wet expliciet verduidelijkt dat er ruimte is voor regelbaar vermogen en dat netbeheerders onder bepaalde voorwaarden ook zelf regelbaar vermogen kunnen beheren.
Ten slotte ziet het kabinet mogelijkheden om met aanpassing van wet- en regelgeving de uitbreiding en verzwaring van het stroomnet te versnellen. In de brief aan de Kamer over sneller uitbreiden van het elektriciteitsnet heeft het kabinet daarom het wetgevingsprogramma Aanpak voor kortere procedures gepresenteerd.

Vraag 8

In hoeverre is er sprake van meer vertraging bij de bouw van hoogspanningsstations, zoals in Utrecht? Hoe bent u voornemens deze vertragingen te voorkomen?

In de brief aan de Kamer over sneller uitbreiden elektriciteitsnet heeft het kabinet een aanpak gepresenteerd waarmee wordt beoogd om de doorlooptijden van hoogspanningsprojecten met jaren te verkorten en nieuwe vertragingen te voorkomen. Onderdeel daarvan is dat het Rijk voor meer hoogspanningsprojecten die cruciaal zijn voor het aanpakken van netcongestie de regie pakt door het bevoegd gezag over te nemen.

Vraag 9

Wat is de laatste stand van zaken van het voornemen om voldoende transformatorhuisjes te bouwen? Welke knelpunten constateert u hierbij?

In 2024 zijn bijna 2.500 transformatorhuisjes geplaatst, fors meer dan in de jaren daarvoor. De initiatieven die genomen zijn om dit werk op te schalen hebben goed uitgepakt. Ook de buurtaanpak wordt steeds verder uitgerold. De eerste buurten zijn uitgevoerd en nieuwe worden voorbereid. Het verkrijgen van vergunningen, inspraakprocedures, materiaal en personeel blijven aandachtspunten voor verdere opschaling. Op 24 april jl.6 hebben de regionale netbeheerders en de VNG afspraken gemaakt over de juridische borging van de trafohuisjes met beter gebalanceerde voorwaarden voor de ligging van transformatorhuisjes, die recht doen aan zowel de regierol van de gemeente in de openbare ruimte als het belang om vitale infrastructuur langdurig op essentiële locaties te houden. Hiermee worden toekomstige knelpunten bij het sluiten van overeenkomsten zo veel mogelijk voorkomen en wordt tijdwinst geboekt.

Vraag 10

In hoeverre acht u dat de onorthodoxe maatregelen de kans op stroomstoringen verlichten? Welke onorthodoxe maatregelen overweegt u om te nemen en wat is hiervan de laatste stand van zaken?

Bij brief van 25 april 20247 is de Kamer geïnformeerd over negen maatregelen die voor Flevopolder, Gelderland en Utrecht (FGU) worden genomen om uitval van de elektriciteitsvoorziening te voorkomen en – ondanks de beperkte capaciteit van het elektriciteitsnet in de komende jaren – ruimte te creëren voor het realiseren van maatschappelijke doelen op het gebied van duurzame woningbouw, mobiliteit en economie. Naar verwachting kunnen deze maatregelen ook toepasbaar zijn in andere gebieden waar zich vergelijkbare problematiek voordoet. De maatregelen betreffen onder andere slim laden, netbewuste nieuwbouw, inzet van regelbare opwek, het net (tijdelijk) zwaarder belasten en congestiemanagement bij bedrijven. Sinds april 2024 wordt samen met de netbeheerders en provincies gewerkt aan de uitvoering van deze negen maatregelen en is voortgang geboekt8. De beoogde verlaging is helaas nog niet definitief gerealiseerd. Hiervoor zullen de komende maanden nog stappen moeten worden gezet. Dit najaar is er naar verwachting meer inzicht in de effecten van de maatregelen en de belasting van het net.

Vraag 11

Klopt het dat netbeheerders overwegen om een wachtlijst op te zetten voor een aansluiting voor huishoudens? Wat zou dit betekenen voor de ambities van het kabinet om structureel 100.000 woningen per jaar bij te bouwen?

In de genoemde Kamerbrief over de FGU-regio is aangegeven dat naast de negen maatregelen die worden uitgevoerd ook een tiende maatregel, wachtrijen voor kleinverbruikaansluitingen, wordt voorbereid voor het geval de negen maatregelen onvoldoende effectief en tijdig kunnen worden ingezet, of als de beoogde verlaging van de belasting van het net niet wordt gehaald. Het effect van een wachtrij voor kleinverbruikaansluitingen op de woningbouw is afhankelijk van de exacte vormgeving van de wachtrij en de ruimte die nog resteert. In het ergste geval zal de nieuwbouw in de FGU regio tijdelijk vertraging oplopen en zal een inhaalslag gemaakt moeten worden op het moment dat de netuitbreidingen gereed zijn.

Vraag 12

Welke extra maatregelen worden er getroffen om stroomstoringen in Noord-Holland te voorkomen, aangezien ook in Noord-Holland het stroomnet vanaf 2026 overbelast dreigt te raken?

De provincie Noord-Holland, netbeheerders Liander, TenneT en gemeenten werken in de Taskforce Energie-infrastructuur samen om zo snel mogelijk het elektriciteitsnetwerk uit te breiden. In de tussentijd wordt gezocht naar slimme oplossingen om het elektriciteitsnet efficiënter te gebruiken, zoals congestiemanagement en slim laden.

Vraag 13

Is er in andere provincies ook onderzocht wat het risico op stroomstoring door overbelasting van het net in de komende jaren zal zijn? Kunt u de Kamer informeren over mogelijke andere risicogebieden?

Indien er te veel transportvraag dreigt te ontstaan dan het elektriciteitsnet aankan, starten de netbeheerders een congestiemanagementonderzoek. Na zo’n onderzoek is de netsituatie in beeld en kan worden beoordeeld of maatregelen nodig zijn om overbelasting te voorkomen. Aanvragers van transportcapaciteit kunnen dan bijvoorbeeld op een wachtlijst worden geplaatst. In heel Nederland zijn dergelijke onderzoeken uitgevoerd, waarbij de uitkomsten verschillen en dus ook de noodzakelijke maatregelen. De netbeheerders werken daarnaast binnen het LAN aan een verdere verbetering van inzicht in de elektriciteitsnetten. Naast de capaciteitskaart9 is daartoe sinds begin dit jaar ook de stroomnetchecker op postcode beschikbaar.

Vraag 14

Kunt u een overzicht maken van de piekvraag van andere provincies?

De netbeheerders laten weten dat in de congestiemanagementonderzoeken de verwachte (piek)vraag per station in kaart wordt gebracht. Bij grote veranderingen kan er aanleiding zijn congestiemanagementonderzoeken te herijken waarmee ook updates van de piekvraag inzichtelijk gemaakt worden. Scherp inzicht in de netten is noodzakelijk voor het tijdig treffen van passende maatregelen per situatie. Het kabinet verzoekt de netbeheerders daarom een plan van aanpak te maken voor diepe netanalyses per provincie, geprioriteerd naar de huidige inschatting van de omvang van de problematiek (hoog- en middenspanning). Beoogd wordt te komen tot een volledig overzicht tot 2030 van periode, locatie en de impact op de achterliggende laagspanningsnetten.

Vraag 15

Kunt u deze vragen apart beantwoorden?

Ja.

Vraag 1

Bent u bekend met de publicatie van RTL Nieuws van 25 maart «Consumenten betalen een toeslag betalen voor groen gas, maar dat is er nog helemaal niet»?1

Ja

Vraag 2

Wat is de status van het wetsvoorstel bijmengverplichting groen gas, en van de gesprekken met de Europese Commissie over het wetsvoorstel? Wanneer wordt de reactie van de Europese Commissie op het gewijzigde wetsvoorstel verwacht?

Een informele reactie van de Europese Commissie wordt in april verwacht. Na akkoord van de Europese Commissie moet de advisering door de Raad van State worden gedaan. Parallel aan dit proces vindt de voorjaarsbesluitvorming plaats over de reikwijdte van de bijmengverplichting.

Vraag 3

Gaat u de tijdslijn nog halen van behandeling? Wanneer wordt de wet in de Tweede Kamer verwacht en wanneer in de Eerste Kamer?

Het kabinet zet zich in voor een zo spoedig mogelijke verzending van het wetsvoorstel aan de Tweede Kamer na ontvangst van het advies van de Raad van State. Vervolgens kan behandeling van het wetsvoorstel in de Tweede Kamer en Eerste Kamer plaatsvinden. De planning daarvan is uiteraard aan de Kamer.

Vraag 4

Bent u het ermee eens dat de kans dat de wet op 1 jan 2026 in werking treedt zeer klein is?

Het kabinet doet zijn uiterste best om 1 januari 2026 te halen. De tijdslijn is mede afhankelijk van het tempo waarmee de Europese Commissie met een oordeel komt en de tijd die de RvS nodig heeft voor zijn advisering. Het kabinet zal voor de zomer in een Kamerbrief communiceren over het vervolgproces.

Vraag 5

Bent u het ermee eens dat het logisch is dat bedrijven zich op wetgeving voorbereiden en er in de bedrijfsvoering vanuit mogen gaan dat als er een datum gecommuniceerd wordt, deze datum ook gerespecteerd wordt?

Het kabinet vindt het logisch dat bedrijven zich voorbereiden op wetgeving als die wordt aangekondigd door de overheid. Tegelijkertijd is een proces om tot nieuwe wetgeving te komen altijd omgeven met onzekerheden, waarvan bij antwoord 4 een voorbeeld is gegeven.

Vraag 6

Bent u het ermee eens dat de huishoudens nu een onnodige hoge energierekening hebben omdat ze betalen voor iets waarvan bijna zeker is, dat het dan nog niet speelt?

Het kabinet vindt het onwenselijk dat energieleveranciers kosten in rekening brengen die mogelijk niet gemaakt hoeven te worden. Tegelijkertijd bestaat er contractvrijheid en mogen energieleveranciers zich voorbereiden op de inwerkingtreding van de bijmengverplichting. Er zijn in ieder geval een aantal praktische mogelijkheden voor leveranciers bij het vormgeven van hun contract om onnodige kosten te vermijden, die diverse partijen al inzetten en waarvan in het artikel van RTL Nieuws een aantal voorbeelden zijn gegeven. Het staat leveranciers bijvoorbeeld vrij om klanten de mogelijkheid te bieden het contract tussentijds te herzien. Leveranciers kunnen ook ervoor kiezen om nu nog geen kosten door te berekenen in de prijs, maar wel een helder wijzigingsbeding op te nemen voor het geval specifieke nieuwe wetgeving leidt tot kosten tijdens de looptijd van de overeenkomst. Aan kleinverbruiker moet wel de reële mogelijkheid worden geboden om de overeenkomst te beëindigen wanneer de leverancier de leveringstarieven eenzijdig aanpast.

Vraag 7

Bent u het ermee eens dat huishoudens dit bedrag terug moeten krijgen?

Zie antwoord vraag 6.

Vraag 8

Bent u het ermee eens dat de meest charmante manier voor energiebedrijven om met deze overheidonvolkomendheid om te gaan de optie is om prijzen tussentijds te kunnen wijzigen? Heeft dat wat u betreft ook de voorkeur?

Zie antwoord vraag 6.

Vraag 9

Bent u het ermee eens dat indien het klopt dat energiemaatschappijen de rekening vanwege groen gas verhogen met 10% dat dan deze verhoging de energierekening die voor veel huishoudens al te hoog is, nog onbetaalbaarder maakt?

In de huidige opzet van het wetsvoorstel bedragen de geschatte meerkosten in het eerste jaar van de verplichting 1–2 ct.jm3 gas. Een verhoging van 10% kan het kabinet niet plaatsen. De hoogte van de energierekening hangt af van vele factoren, waarvan sommige prijsverhogend en andere prijsverlagend werken; dit moet daarom integraal worden bekeken. Het gebruik van groen gas is daarnaast voor veel huishoudens een optie met lagere kosten dan andere duurzame alternatieven, onder andere omdat de bestaande gasinfrastructuur gebruikt kan worden.

Vraag 10

Deelt u de mening dat 10% opslag niet draagbaar is voor veel huishoudens die amper rondkomen, zie ook aangenomen motie Postma (Kamerstuk 31 239, nr. 410)?

Zoals in vraag 9 uitgelegd, herken ik een 10% opslag niet.
Het kabinet vindt het belangrijk dat alle consumenten hun energierekening kunnen blijven betalen, ook wanneer de energieprijzen stijgen. Er is daarom extra aandacht voor huishoudens die kwetsbaar zijn voor hoge energieprijzen, bijvoorbeeld vanwege een laag inkomen en/of het ontbreken van mogelijkheden om te investeren in verduurzaming. De snelste maatregel om deze groep te helpen is het openstellen van het Energiefonds in de week van 21 april aanstaande. Vorig jaar zijn op die manier meer dan honderdduizend huishoudens geholpen bij het betalen van hun energierekening. Daarnaast worden huurwoningen met slechte energie (EFG)-labels uitgefaseerd waardoor het energieverbruik en de rekening daalt, juist bij huishoudens met een lager inkomen. Tot slot wordt een definitie van energiearmoede opgenomen in het Energiebesluit, conform het door de Kamer aangenomen amendement op de Energiewet. Dit is de basis voor de monitoring van de ontwikkelingen rond energiearmoede, om deze goed in beeld houden en het beleid er zo nodig nader op toe te spitsen.

Vraag 11

Hoe houdt u groen gas betaalbaar voor huishoudens?

Zie het antwoord op vraag 10. Daarnaast is groen gas, zoals meermaals aangetoond (waaronder in de Startanalyse 2025) voor veel huishoudens de goedkoopste optie voor het verduurzamen van de warmtevoorziening. De effecten van de bijmengverplichting op de energierekening worden, conform het gebruikelijke proces, tijdens de reguliere besluitvormingsmomenten meegenomen in de integrale weging van de koopkracht voor huishoudens of de lastendruk voor bedrijven en maatschappelijke organisaties. Indien, n.a.v. de integrale weging, het wenselijk wordt geacht om de meerkosten van de bijmengverplichting (deels) te compenseren via generiek beleid of specifieke maatregelen, dan vindt hierover besluitvorming plaats, in samenhang met een ordentelijke budgettaire dekking.

Vraag 12

Hoe waarborgt u dat energiemaatschappijen die reeds een groen gas-toeslag in rekening hebben gebracht, deze aan huishoudens terugbetalen?

Voor het antwoord op deze vraag verwijst het kabinet u naar het antwoord op vraag 7 en 8.

Vraag 13

Bent u het ermee eens dat, liefst nog voor 1 januari 2026, genormeerd moet worden hoe energiemaatschappijen de energierekening voortaan op moeten stellen op zo’n manier dat huishoudens kunnen zien hoeveel ze voor de bijmenging van groen gas betalen?

Het kabinet is het ermee eens dat het voor huishoudens belangrijk is om inzicht te hebben in de opbouw van de energierekening. Tegelijkertijd is het kabinet terughoudend in het opleggen van nieuwe extra eisen aan de opbouw van de energierekening voor energiemaatschappijen. Per 1 januari 2026 zal de Energiewet in werking treden. Na inwerkingtreding worden energieleveranciers reeds verplicht om op de factuur onderscheid te maken tussen de verbruiksafhankelijke en verbruiksonafhankelijke kosten. Verder stelt de energieleverancier de factuur op in begrijpelijke en duidelijke taal. Daarnaast wordt op dit moment gewerkt aan de implementatie van de herziene Gasrichtlijn. Daarbij zal geregeld worden dat leveranciers het aandeel groen gas in het geleverde gas specificeren. Op grond van de herziene Gasrichtlijn hoeft echter niet gespecificeerd te worden wat de meerkosten zijn van specifiek het bijmengen van groen gas.

Vraag 14

Hoeveel m3 groen gas is er nodig per jaar vanaf 1 januari 2026 als de wet wel in gaat, wil er aan de bijmengverplichting kunnen worden voldaan? Is dat beschikbaar in Nederland? Voor hoeveel procent zijn we afhankelijk van de buitenlandse markt?

Het opbouwpad van de bijmengverplichting wordt vastgelegd in een algemene maatregel van bestuur. In de Kamerbrief «Aanpassingen bijmengverplichting groen gas» is gecommuniceerd over het opbouwpad tot 2030. In de memorie van toelichting behorende bij het concept wetsvoorstel is een opbouwpad genoemd uitgedrukt in de hoeveelheid CO2 reductie. Dit betekent dat het doel uitgedrukt in volume een schatting is op basis van de verwachte grondstoffen, oplopend van ca. 210 mln. m3 tot 1,1 mld. m3 in 2030. In de Kamerbrief «Nadere uitwerking bijmengverplichting groen gas» is beschreven dat de productiepotentie van groen gas in Nederland hoger is dan het doel van de bijmengverplichting. Het doel wordt voor het eerste jaar lager vastgesteld dan de reeds bestaande groen gas productie.

Vraag 15

Hoeveel m3 van het totaal aan benodigd groen gas komt er per 1 januari 2026 uit rioolslib uit Nederland, hoeveel uit groente-, fruit- en tuinafval (gft) uit Nederland, hoeveel uit etensresten uit Nederland, hoeveel uit (koe)mest uit Nederland en hoeveel uit welke andere bron(nen)?

Het is niet te voorspellen uit welke grondstof groen gas in 2026 geproduceerd wordt. In het jaar 2023 werd er volgens het CBS in totaal 276 mln. m3 biogas geproduceerd. Daarvan was 6% afkomstig uit rioolslib, 56% uit mest- en co­ vergisting van mest en 35% uit overige biogrondstoffen (zoals GFT en allesvergisting).

Vraag 16

Hoe zijn Nederlandse waterzuiveringsinstallaties (rioolslib), Nederlandse gft-inzamelaars (gft), Nederlandse horeca (etensresten) en Nederlandse boeren (mest)betrokken bij de plannen voor groen gas per 1 januari 2026

De plannen voor de bijmengverplichting zijn besproken met stakeholders, waaronder de Unie van Waterschappen en het Platform Groen Gas. Daarnaast is het wetsvoorstel in consultatie gegeven.

Vraag 17

Hoe heeft en houdt u regie op de groengasproductie in Nederland?

Binnen het Programma Groen Gas wordt er gewerkt aan de opschaling en inzet van groen gas in Nederland. Binnen dit programma houdt het kabinet zicht op de productie van groen gas, of het groen gas voldoet aan de gestelde duurzaamheidseisen, welke knelpunten er zijn voor verdere opschaling van groen gas. Dit doet het kabinet in samenwerking met verschillende organisaties zoals de Unie van Waterschappen, NEa, VertiCer, RvO en Netbeheer Nederland.

Vraag 18

Zal er ook groen gas worden geïmporteerd, en zo ja: waar vandaan en hoeveel m3?

Het Programma Groen Gas zet in op het stimuleren van de groen gas productie in Nederland. Het wetsvoorstel bijmengverplichting is gericht op groen gas dat in Nederland in het gasnet wordt ingevoed. Import via het gasnet wordt niet gestimuleerd, omdat dit niet meetelt voor de Nederlandse klimaatdoelstellingen, conform de IPCC-emissie statistiekregels. Het staat energieleveranciers of consumenten vrij om groen gas te importeren voor andere doelen dan de bijmengverplichting groen gas, momenteel gebeurt dit niet op grote schaal.

Vraag 19

Wat is de winst van Nederlands groen gas, respectievelijk geimporteerd groen gas, ten opzichte van aardgas?

Groen gas geproduceerd uit mest zorgt voor een extra verdienvermogen voor de boeren. Daarnaast, telt groen gas dat wordt ingevoed in het Nederlands gasnet mee voor de Nederlandse klimaatdoelstellingen. Geïmporteerd groen gas kan gebruikt worden om te voldoen aan internationale RED-doelstellingen voor duurzame energie en t.b.v. de verplichtingen van grootschalige uitstoters van CO2 als gevolg van het handelssysteem voor CO2, het zogeheten EU ETS. Voor de nationale Nederlandse klimaatdoelen, zoals vastgelegd in de Klimaatwet, telt geïmporteerd groen gas niet mee. Ook voor de COrreductie doelen in het kader van de Effort Sharing Regulation en het Parijsakkoord telt alleen groen gas mee dat in Nederland in het gasnet is ingevoed, conform IPCC-emissie statistiekregels.

Vraag 20

Met welk bijmengpad moeten energiebedrijven rekening houden in de meerjarige contracten die ze willen aanbieden?

Zoals benoemd in het antwoord op vraag 14, wordt het opbouwpad van de verplichting vastgesteld in de algemene maatregel van bestuur bij het wetsvoorstel. De specifieke verplichting per energieleverancier wordt berekend naar rato van de marktaandelen, dit zorgt voor een beperkte onzekerheid over de exacte verplichting per leverancier aangezien deze marktaandelen niet vaststaan. Leveranciers kunnen omgaan met deze onzekerheid, omdat het wordt toegestaan een klein gedeelte van de benodigde handelseenheden mee te nemen naar het volgende boekjaar. Daarnaast kunnen leveranciers onderling handelen na vaststelling van de marktaandelen.

Vraag 21

Voor welke soort(en) woningbouw is groen gas de oplossing binnen de gemeentelijke warmtetransitie?

Groen gas, in combinatie met een hybride warmtepomp, is een oplossing voor huizen die niet kunnen overstappen op een all-electric warmtepomp of een warmtenet. Dit geldt met name voor woningbouw in het landelijk gebied.

Vraag 22

Welke afspraken zijn er gemaakt met Nederlandse gemeenten over het laten liggen van het aardgasleidingenstelsel voor het transport van groen gas?

Hier zijn geen afspraken over gemaakt. Gemeenten en netbeheerders spreken met elkaar over de warmtetransitie om per wijk tot een warmteplan te komen. Indien gekozen wordt voor volledig collectieve warmte of volledig elektrisch, dan geeft de Wet gemeentelijke instrumenten warmtetransitie gemeenten de netbeheerders, indien dat technisch gezien kan, het gasnet verwijderen omdat in die wijken ook in de toekomst geen gasnet nodig is.

Vraag 23

Welke afspraken heeft u gemaakt met gemeenten over de rol van groen gas binnen de warmtetransitie, vanaf 1 januari 2026?

De gemeente voert regie in de warmtetransitie. Gemeenten hebben daarvoor een transitievisie warmte opgesteld. Deze visie moet in 2026 worden geactualiseerd als verplicht warmteprogramma onder de Wet gemeentelijke instrumenten warmtetransitie. Gemeenten kunnen daarbij onder andere gebruik maken van de Actualisatie startanalyse 2025 van het PBL en de daarbij genoemde strategieën, zoals de inzet van klimaatneutrale gassen, waaronder groen gas. Tegelijkertijd is de beschikbaarheid van duurzame gassen onzeker en naar alle waarschijnlijkheid schaars. Het is daarom van belang dat gemeenten daar rekening mee houden in de warmteprogramma's. Als voor gebieden onzeker is welke warmtestrategie op lange termijn robuust is, is het van belang dat in die gebieden in ieder geval al wordt begonnen met energiebesparing.

Vraag 24

Kunt u deze vragen afzonderlijk en voor het commissiedebat Betaalbare energierekening voor huishoudens beantwoorden?

Het kabinet heeft de vragen zoveel mogelijk afzonderlijk beantwoord. Het antwoord op vraag 6, 7 en 8 is gecombineerd. Voor het antwoord op vraag 12 verwijst het kabinet u naar het antwoord op vraag 6, 7 en 8.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Zonnestroom is in 2027 geen cent meer waard, dus paneelbezitters zijn de dupe»?1

Ja.

Vraag 2

Bent u het eens dat het onwenselijk is dat energiebedrijven voor zonnestroom (in de eerste bekendmakingen van tarieven) maar € 0,25 cent per kilowattuur bieden?

Het is begrijpelijk dat veel zonnepaneelbezitters teleurgesteld zijn dat de salderingsregeling wordt beëindigd en dat de door hun aan het net teruggeleverde elektriciteit vanaf 2027 minder oplevert. Leveranciers zijn verplicht teruggeleverde elektriciteit af te nemen van klanten met zonnepanelen en moeten daar een redelijke vergoeding voor geven. Wat redelijk is, is met name afhankelijk van de waarde van de door de klant teruggeleverde elektriciteit op het moment van teruglevering. Deze wordt onder andere bepaald door de prijzen op de groothandelsmarkt voor elektriciteit op dat moment. Deze prijs zal op zonnige momenten doorgaans laag of zelfs negatief zijn. De vergoeding die een leverancier aanbiedt moet voldoen aan de wettelijke eisen en mag niet negatief zijn. Verder is het aan marktpartijen hoe ze hun aanbod op de markt vormgeven en vormt concurrentie een prikkel om een voor klanten aantrekkelijk aanbod in de markt te zetten.
Mensen die recent geïnvesteerd hebben in zonnepanelen zullen in sommige gevallen rekening hebben gehouden met een kortere terugverdientijd. Het kabinet voorziet echter dat het ook met een lage terugleververgoeding rendabel blijft om te investeren in zonnepanelen. Door het eigen verbruik kunnen mensen met zonnepanelen de afname van elektriciteit verminderen en zo tot enkele honderden euro’s voordeel per jaar behalen uit zonnepanelen.
Overigens betreft de € 0,25 cent niet de terugleververgoeding, maar het saldo na aftrek van de terugleverkosten. De terugleververgoeding bedraagt afgerond € 5,4 cent.

Vraag 3

Kunt u verklaren hoe het kan dat een dergelijke vergoeding in geen enkele verhouding staat tot wat ingekochte zonnestroom hetzelfde huishouden kost?

Het leveringstarief dat een huishouden betaalt voor de afname van elektriciteit is doorgaans niet maatgevend voor de actuele waarde van de zonnestroom die aan het net wordt teruggeleverd. Dit heeft vooral te maken met de momenten op de dag en in het jaar waarop elektriciteit wordt afgenomen en elektriciteit wordt teruggeleverd. Afname vindt voor een groot deel ook plaats in de winter of in de ochtend- en avonduren wanneer zonnepanelen weinig tot geen elektriciteit produceren. Teruglevering vindt voornamelijk plaats op zonnige momenten overdag in de lente, zomer en herfst. De prijs van elektriciteit op de groothandelsmarkt kan aanzienlijk verschillen tussen die periodes, waarbij de prijs voor elektriciteit tijdens zonnige periodes met veel zonnestroomproductie doorgaans lager ligt dan tijdens de momenten met minder productie waarop meer elektriciteit van het net wordt afgenomen.

Vraag 4

Bent u het eens dat het strijdig is met het aangenomen amendement 26 611 nr. 19 van lid Postma dat leveranciers na 1 januari 2027 een overstapboete in rekening brengen, zoals in het artikel gesuggereerd wordt?

Het amendement Postma2 regelt dat voor lopende overeenkomsten, waarbij een opzegvergoeding in rekening gebracht kan worden, de opzegvergoeding achterwege blijft indien de overeenkomst is afgesloten voorafgaand aan de bekendmaking van de Wet beëindiging salderingsregeling en de leverancier die overeenkomst wegens het in werking treden van deze wet eenzijdig wijzigt.
Voor contracten die zijn afgesloten na de bekendmaking van deze wet en die doorlopen na de datum van inwerkingtreding van de wet – en die niet al aangepast zijn op de nieuwe wetgeving – gelden de gewone regels voor aanpassingen gedurende de looptijd van een contract. Tussentijdse wijziging kan alleen als leveranciers in hun eigen contracten met kleinverbruikers een redelijk en transparant wijzigingsbeding hebben opgenomen. Daarnaast moet aan de kleinverbruiker de reële mogelijkheid worden geboden om de overeenkomst te beëindigen wanneer de leverancier de leveringstarieven eenzijdig aanpast.

Vraag 5

Bent u het eens dat het wijzigen van de kilowattuurprijs voor levering en teruglevering ook een wijziging is van de voorwaarden, en dat na het in werking treden van de wet Beëindiging salderingsregeling, het contract zonder overstapstapboete opgezegd moet kunnen worden?

Of en wanneer een prijs gewijzigd kan worden hangt af van de bepalingen van het contract. Ook los van de bepaling uit de Wet beëindiging salderingsregeling over het opzeggen van reeds lopende contracten gelden hiervoor regels ingevolge de Elektriciteitswet 1998 en de Energiewet. Zie ook het antwoord op vraag 4.

Vraag 6

Hoe wilt u voorkomen dat woningeigenaren/ huurders zonnepanelen zullen verwijderen of uitzetten?

Voor woningeigenaren is er geen reden om hun zonnepanelen te verwijderen of uit te zetten. Met het eigen verbruik van zelfopgewekte zonnestroom kunnen woningeigenaren nog altijd enkele honderden euro’s op jaarbasis besparen. Daarbij is er een ruim aanbod aan contracten voor zonnepaneelbezitters waarbij er een positief bedrag overblijft voor de teruggeleverde elektriciteit. In alle gevallen is het advies aan ieder huishouden om goed te kijken naar de contractvoorwaarden die de leveranciers bieden en het contract te kiezen dat het beste past bij diens situatie.
Voor wat betreft de gevolgen voor huurders wordt een onderzoek uitgevoerd in samenwerking met Aedes en Woonbond. De Kamer wordt op korte termijn geïnformeerd over de uitkomsten.

Vraag 7

Ziet u een oplossing in opslag van zonne-energie? Zo ja, hoe wilt u de opslag van zonne-energie stimuleren (subsidie thuisbatterij, buurtbatterij)?

Batterijen kunnen mogelijk een uitkomst bieden voor het verhogen van eigen gebruik, door het opslaan van zonne-energie. Met de huidige salderingsregeling en een vast nettarief voor alle huishoudens is de inzet van thuis- en buurtbatterijen voor eigen gebruik echter nog niet voldoende aantrekkelijk. Batterijen worden op dit moment voornamelijk ingezet voor handel op de elektriciteitsmarkten, waaronder de onbalansmarkt, waardoor netcongestie kan toenemen. Om die reden is het belangrijk zo snel mogelijk randvoorwaarden te creëren die verergering van netcongestie voorkomen. Hierover worden gesprekken gevoerd met de sector en netbeheerders. Het doel is om voor de zomer deze gesprekken afgerond te hebben en de randvoorwaarden te hebben bepaald. Daarna kan worden onderzocht of stimulering van thuisbatterijen wenselijk of nodig is.

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht «Zonnestroom is in 2027 geen cent meer waard, dus paneelbezitters zijn de dupe»?1

Ja.

Vraag 2

Deelt u de mening dat consumenten een eerlijke terugleververgoeding verdienen?

Ja.

Vraag 3

Hoe beoordeelt u de voorwaarden van Greenchoice voor 2027 waar zowel de terugleverkosten als terugleververgoeding dalen, waarbij er slechts 0,25 cent per Kilowattuur (kWh) verschil tussen zit? Hoe kijkt u naar het feit dat consumenten nauwelijks nog iets overhouden aan het terugleveren van zonnestroom hierdoor?

Het is begrijpelijk dat veel zonnepaneelbezitters balen dat de salderingsregeling wordt beëindigd en dat de door hun aan het net teruggeleverde elektriciteit vanaf 2027 minder oplevert. Tijdens de behandeling van het wetsvoorstel voor beëindiging van de salderingsregeling kwam reeds aan bod dat de verwachting was dat de terugleverkosten vanaf 2027 zouden dalen als gevolg van het beëindigen van de salderingsregeling. Uit de contractvoorwaarden van Greenchoice blijkt dat deze kosten inderdaad fors dalen per 2027. De vergoeding voor teruggeleverde elektriciteit per kilowattuur ligt echter niet veel hoger dan de kosten.
Vanaf 2027 gelden er enkele nieuwe regels2 met betrekking tot de doorberekening van kosten aan klanten en de terugleververgoeding. Een vergoeding voor de teruggeleverde elektriciteit is redelijk indien die vergoeding niet onevenredig laag is gezien de kosten en baten van de marktdeelnemer en/of niet concurrerend is. Bij het bepalen van deze vergoeding zullen zowel de marktwaarde van de teruggeleverde elektriciteit als de kosten die samenhangen met de teruglevering een rol spelen. Verder is vastgelegd dat de vergoeding niet negatief mag zijn bezien over een periode van ten minste één maand. Voor de vergoeding geldt van 1 januari 2027 tot 1 januari 2030 bovendien het vereiste dat deze minimaal 50% van het kale leveringstarief moet bedragen. De Autoriteit Consument en Markt (ACM) ziet als toezichthouder op de naleving van deze wettelijke eisen toe en kan zo nodig vanaf 2027 handhavend optreden bij overtredingen van de wettelijke vereisten.
Consumenten zullen ongeacht de hoogte van de vergoeding ook na 2027 nog financieel voordeel ondervinden van het hebben van zonnepanelen. Met het eigen verbruik van zelfopgewekte zonnestroom bespaart de consument immers het volledige leveringstarief, inclusief belastingen. Bij een gemiddeld huishouden met een eigen verbruik van 30% van de opgewekte zonnestroom kan de besparing die zonnepanelen met zich meebrengen al oplopen tot enkele honderden euro’s per jaar. De consument kan deze besparing verhogen door het eigen verbruik verder te verhogen. Dit vraagt bijvoorbeeld dat de consument meer elektriciteit gebruikt op het moment dat de zon schijnt.

Vraag 4

Kunt u aangeven hoe dit verschil rijmt met de eerdere schattingen van een netto waarde van 5 cent per kWh in 2027?

In onderzoek van Berenschot3 uit 2024 werd aangenomen dat teruggeleverde zonnestroom vanaf 2027 nog circa € 0,04/kWh zou opleveren. In onderzoek van CE Delft en TNO4 werd aangenomen dat de consument nog circa € 0,02/kWh zou krijgen voor de teruggeleverde zonnestroom. Beide onderzoeken concludeerden al in 2024 dat het terugleveren van zonnestroom minder zou gaan opleveren vergeleken met de huidige situatie en dat het voordeel van zonnepanelen voornamelijk uit het eigen verbruik van zonnestroom zou bestaan. Met elke kilowattuur aan zelfopgewekte zonnestroom die een huishouden zelf verbruikt bespaart deze immers het volledige leveringstarief inclusief energiebelasting en btw.
Overigens is het zo dat er momenteel slechts één leverancier is die de contractvoorwaarden voor vanaf 2027 heeft bekendgemaakt. Hieruit kunnen nog geen conclusies getrokken worden over de gemiddelde contractvoorwaarden voor zonnepaneelbezitters vanaf 2027. De komende periode zullen meer leveranciers hun contractvoorwaarden voor de periode vanaf 2027 bekendmaken en met elkaar concurreren. Zonnepaneelbezitters doen er goed aan om goed te kijken naar de voorwaarden die leveranciers vanaf 2027 aanbieden voordat ze een meerjarig contract afsluiten.

Vraag 5

In hoeverre acht u de voorwaarden van Greenchoice als «redelijke vergoeding»?

Greenchoice voldoet aan het wettelijke vereiste van een terugleververgoeding van minimaal 50% van het kale leveringstarief. Of de voorwaarden voldoen aan de overige vereisten, zoals opgesomd in het antwoord op vraag 3, is niet op basis van de informatie in het artikel te beoordelen. Zo nodig kan de ACM dit nader onderzoeken en beoordelen.

Vraag 6

Hoe rijmt u de voorgestelde lage terugleververgoeding met het aangenomen amendement Grinwis c.s. (Kamerstuk 36 611, nr. 17) waarin wordt gevraagd om tot 1 januari 2030 de redelijke vergoeding vast te stellen op niet minder dan 50% van voor de levering overeengekomen prijs?

Uit de contractvoorwaarden van Greenchoice volgt dat het bedrijf het hoogste leveringstarief rekent voor het daltarief. Dit daltarief bedraagt € 0,10868 per kWh exclusief energiebelasting en btw. Greenchoice rekent vanaf 2027 een terugleververgoeding van € 0,05434 exclusief btw. Hiermee bedraagt de terugleververgoeding exact 50% van het kale leveringstarief, oftewel de voor levering overeengekomen prijs.
Zoals eerder gecommuniceerd aan de Eerste Kamer, mogen leveranciers eventuele verliezen die ze maken op het toepassen van het wettelijke vereiste van minimaal 50% van het kale leveringstarief niet enkel doorberekenen aan de zonnepaneelbezitter5. Als energiebedrijven verlies maken op deze wettelijke minimumvergoeding, volgen deze dus uit de toepassing van de wettelijke prijsgarantie van minimaal 50% van het kale leveringstarief, en hangen deze niet samen met teruglevering als zodanig. Hiermee kunnen deze dus niet als terugleverkosten worden opgevoerd. Daarnaast zal een leverancier rekening moeten houden met (i) het vereiste dat leveranciers actieve afnemers niet mogen discrimineren (zie artikel 2.3 en de aanvulling daarvan door het amendement Erkens (artikel 0A)), en (ii) het vereiste dat de voorwaarden en prijs respectievelijk kosten voor leveren respectievelijk terugleveren transparant en redelijk moeten zijn (zie artikel 2.5, lid 1 en 2, en artikel 2.34, lid 6 en 7 (nieuw)).

Vraag 7

Bent u van mening dat er op dit moment voldoende controle is op energieleveranciers? Bent u van mening dat de Autoriteit Consument & Markt (ACM) voldoende kan optreden conform het aangenomen amendement Erkens c.s. (Kamerstuk 36 611, nr. 16) wanneer toch kosten voor saldering in rekening worden gebracht?

Het kabinet vindt het belangrijk dat de voorwaarden die leveranciers aanbieden redelijk zijn voor al hun klanten. De ACM houdt hier nu al toezicht op en kan daar zo nodig op handhaven. Daarom vindt het kabinet het goed dat de ACM heeft aangegeven opnieuw onderzoek te doen naar de manieren waarop leveranciers kosten voor zonnepanelen verwerken in hun tarieven. De resultaten hiervan worden over enkele maanden verwacht. Vanaf 2027 krijgt de ACM extra handvatten om toe te zien op de voorwaarden voor teruglevering die leveranciers aanbieden aan zonnepaneelbezitters. Deze handvatten zijn toegelicht in het antwoord op vraag 3.

Vraag 8

Hoe beoordeelt u de lage terugleververgoeding van Greenchoice in het licht van de wettelijke verplichting middels het amendement Erkens (Kamerstuk 35 594, nr. 22) dat de Minister vanaf 2027 tweejaarlijks een redelijke vergoeding vaststelt op advies van de ACM? Acht u 5,4 cent per kWh passend bij de belangen van afnemers volgens artikel 95a, eerste lid, van de Energiewet?

Het tweejaarlijks vaststellen van een redelijke vergoeding was geamendeerd in het wetsvoorstel voor de afbouw van de salderingsregeling. Dit wetsvoorstel is in februari 2024 verworpen door de Eerste Kamer. De strekking van dat amendement is niet overgenomen in de huidige wet voor het beëindigen van de salderingsregeling.
De Energiewet bevat geen artikel 95a. Dat artikel volgt uit de nu nog geldende Elektriciteitswet 1998 die zal worden vervangen door de Energiewet. Zoals toegelicht in het antwoord op vraag 3, worden er vanaf 2027 verschillende eisen gesteld aan de terugleververgoeding en de terugleverkosten ter bescherming van actieve afnemers met een kleine aansluiting.

Vraag 9

In hoeverre acht u de transparantie van andere partijen, naast Greenchoice, over de voorwaarden per 2027 van belang? Hoe ziet u dit in het licht van de verplichting om objectief aantoonbare kosten verbonden aan het hebben van zonnepanelen op een vergelijkbare wijze transparant te maken zodat huishoudens kunnen kiezen voor het beste aanbod (Kamerstuk 36 611, nr. 16)?

Het kabinet vindt de transparantie van contractvoorwaarden die leveranciers aanbieden van groot belang. Daarom is de eis van transparantie ook vastgelegd in artikel 2.34, zesde lid van de Energiewet, zoals dit zal luiden na inwerkingtreding van de Wet beëindiging salderingsregeling. Deze eis geldt zowel voor de leveringsvoorwaarden als voor de kosten en voorwaarden die met teruglevering samenhangen. Voor zover bekend is dit het eerste contract dat op de markt is dat de voorwaarden voor teruglevering vanaf 2027 bevat.

Vraag 10

In hoeverre voldoen de door Greenchoice gestelde terugleverkosten aan de beperkingen die de Energiewet hieraan stelt? Kan Greenchoice onderbouwen dat de kosten direct gerelateerd zijn aan het terugleveren van zelfopgewekte hernieuwbare elektriciteit door actieve afnemers?

Dit kan niet op basis van de inhoud van het artikel worden vastgesteld. De ACM kan als onafhankelijk toezichthouder dit onderzoeken en toetsen of de contractvoorwaarden van Greenchoice vanaf 2027 aan de eisen uit de Energiewet voldoen. Hiervoor gelden de wettelijke eisen zoals opgesomd in het antwoord op vraag 3.

Vraag 11

Hoe bent u van plan te waarborgen dat consumenten worden beschermd tegen lage terugleververgoedingen?

De wet biedt consumenten vanaf 2027 bescherming tegen een vergoeding die onevenredig laag is gezien de kosten en baten van de marktdeelnemer of wanneer deze niet concurrerend is. Een dergelijke vergoeding voldoet niet aan de eis van redelijkheid. Het is aan marktpartijen om een concurrerend en aantrekkelijk aanbod vorm te geven dat voldoet aan de eisen die de wet stelt aan de vergoeding. De ACM kan hier als onafhankelijke toezichthouder op toezien en zo nodig handhaven.

Vraag 12

Welke stappen worden er genomen om het verschil tussen de verwachte netto waarde van 5 cent per kWh in 2027 en de werkelijke vergoeding aan consumenten aan te pakken?

De Energiewet bevat geen norm voor een bepaalde absolute waarde die zonnepaneelbezitters moeten ontvangen voor de teruggeleverde zonnestroom. Leveranciers zijn gebonden aan de wettelijke eisen bij het vaststellen van de hoogte van de vergoeding en van de terugleverkosten. De vergoeding moet naast het redelijkheidsvereiste tot 2030 ook ten minste 50% van het kale leveringstarief bedragen en mag niet op een negatief bedrag worden vastgesteld.

Vraag 13

Wat voor maatregelen wilt u treffen om ervoor te zorgen dat de norm van 50% wordt gehaald bij de terugleververgoeding na 2027?

Leveranciers moeten zich aan de wet houden bij het vormgeven van contracten voor de periode vanaf 2027. De ACM houdt toezicht op de naleving van de wettelijke vereisten en kan zo nodig hierop handhaven.

Vraag 14

Welke maatregelen overweegt u om de controle op energieleveranciers te versterken en ervoor te zorgen dat de ACM voldoende kan optreden tegen onterecht in rekening gebrachte salderingskosten?

Het toezicht op de naleving van de wettelijke vereisten is een bestaande taak van de ACM, die wordt voortgezet in de Energiewet. De Wet beëindiging salderingsregeling geeft een precisering van de regels over de redelijkheid van de voorwaarden en kosten voor teruglevering en de vergoeding voor teruggeleverde elektriciteit. Verder bevat de wet meerdere eisen waaraan de door leveranciers aan zonnepaneelbezitters in rekening gebrachte kosten moeten voldoen. De ACM kan op basis van deze regels toezien op de kosten die samenhangen met terugleveren en zo nodig ingrijpen.

Vraag 15

Bent u van plan om de ACM op te roepen om de financiële overwegingen van Greenchoice te onderzoeken? Zo ja, wanneer kunnen we de uitkomsten van dit onderzoek verwachten? Zo nee, waarom niet?

De ACM maakt als onafhankelijk toezichthouder een eigen afweging over wat zij wel en niet onderzoekt. Overigens heeft de ACM aangekondigd in zijn algemeenheid opnieuw onderzoek te doen naar de gestegen terugleverkosten op basis van de nu geldende wetgeving. Het kabinet vindt het van belang dat dit onderzoek snel duidelijkheid geeft of leveranciers te hoge terugleverkosten rekenen. De resultaten van dit onderzoek worden over enkele maanden verwacht.

Vraag 16

Welke stappen gaat u nemen om de transparantie van energieleveranciers te verbeteren, zodat huishoudens met zonnepanelen duidelijk kunnen zien welke objectief aantoonbare kosten er verbonden zijn aan hun energiecontracten?

Het kabinet vindt het belangrijk dat zonnepaneelbezitters weten waar ze aan toe zijn op het moment dat ze een contract afsluiten. Daarom is in de wet is opgenomen dat de kosten en voorwaarden van leveranciers transparant moeten zijn, dus ook de terugleverkosten. Zoals ook toegelicht in het antwoord op vraag 9 zal het kabinet nog voor 2027 komen met een uitwerking van regels om ervoor te zorgen dat leveranciers de kosten en voorwaarden op een uniforme wijzen presenteren en factureren.

Vraag 17

In hoeverre verwacht u dat andere energieleveranciers bij veranderingen in wet- en regelgeving de tarieven aanpassen ten nadele van consumenten? Welke maatregelen treft u mocht dit van toepassing zijn?

Leveranciers moeten per 1 januari 2027, als de Wet beëindiging salderingsregeling in werking treedt, voldoen aan de eisen die de wet stelt. Het is mogelijk dat leveranciers hierdoor hun contractvoorwaarden moeten aanpassen. Huishoudens doen er dan ook goed aan om bij het sluiten van een contract dat doorloopt tot na 1 januari 2027 goed te kijken naar de voorwaarden die de leverancier aanbiedt vóór en vanaf 1 januari 2027. Zo weet je als zonnepaneelbezitter waar je aan toe bent na het beëindigen van de salderingsregeling. Overigens is het zo dat consumenten die vóór de publicatiedatum van de Wet beëindiging salderingsregeling (29 januari 2025) een contract hadden dat doorliep tot na 1 januari 2027, dit contract kosteloos kunnen opzeggen.

Vraag 18

Kunt u deze vragen één voor één beantwoorden?

Ja.

Vraag 1

Bent u bekend met het paper van het TU Delft PowerWeb Institute over het introduceren van een flexibele backstop waarmee meer aansluitingen op het laagspanningsnet mogelijk kunnen worden gemaakt (Kamerstuk 2024D43816)?

Bent u bekend met het paper van het TU Delft PowerWeb Institute over het introduceren van een flexibele backstop waarmee meer aansluitingen op het laagspanningsnet mogelijk kunnen worden gemaakt (Kamerstuk 2024D43816)

Vraag 2

Klopt het dat een flexibele backstop, een klein apparaatje dat bij extreme stress op het netwerk snel en automatisch de hoeveelheid elektriciteit vermindert die bijvoorbeeld een laadpaal of warmtepomp van het net onttrekt, het mogelijk maakt om de huidige capaciteit van het elektriciteitsnet efficiënter te gebruiken zonder dat daarmee de veiligheid en betrouwbaarheid van het net in gevaar worden gebracht? Zo nee, waarom niet?

De kern van een «flexibele backstop» is dat een slim net-intensief apparaat in staat is om bij overbelasting van het net een noodsignaal te ontvangen en daarop te reageren op zo’n manier dat de overbelasting wordt voorkomen. Het klopt dat dit met een «klein apparaatje» kan, het is echter ook mogelijk dat het wordt geïntegreerd in net-intensieve apparaten als laadpalen, warmtepompen, thuisbatterijen en omvormers van zonnepanelen. Ook kunnen energiemanagementsystemen (HEMS) hierbij een rol spelen. Dit is ook voorzien bij maatregelen in het Landelijk Actieprogramma Netcongestie (LAN). Over de voortgang van deze maatregelen is de Kamer op 24 maart jl. geïnformeerd.1
Bij overbelasting van het net is de kans reëel dat de stroom uitvalt in het gebied. Een «flexibele backstop» is een veiligheidsmechanisme waarmee vlak voordat zo’n overbelasting zich voordoet, of in real time,de productie of het verbruik van slimme net-intensieve apparaten automatisch beperkt wordt. Productie of verbruik wordt dan alleen beperkt voor laadpalen, warmtepompen, thuisbatterijen en zonnepanelen en alleen voor zover als nodig is om de overbelasting van het net te voorkomen. Daardoor blijft het licht aan en worden huishoudens met bijvoorbeeld medische apparatuur, die afhankelijk zijn van elektriciteit, beschermd. De huishoudens met laadpaal, warmtepomp, zonnepanelen of thuisbatterij kunnen hier wel hinder van ondervinden. Netbeheerders werken bij uitwerking van een dergelijke maatregel aan oplossingen om deze hinder zoveel mogelijk te beperken.
In een onderzoek van TNO naar de rol van slimme apparaten bij netcongestie in het laagspanningsnet heeft TNO een aanbeveling gedaan om zo’n «flexibele backstop» te implementeren om daarmee de kans op en impact van een stroomstoring te beperken.2 In dat onderzoek noemde TNO dit een «technisch vangnet». In de Kamerbrief stand van zaken netcongestie heeft het kabinet ook de term «technisch vangnet» aangehouden.3 In de voortgangsrapportage van het LAN4 heeft het kabinet dit veiligheidsmechanisme «netbescherming» genoemd. Al deze termen beschrijven hetzelfde mechanisme en komen op hetzelfde neer. Het kabinet houdt in het vervolg van de beantwoording de term «netbescherming» aan.

Vraag 3

Deelt u de constatering dat met de introductie van een flexibele backstop er meer nieuwe aansluitingen mogelijk worden gemaakt, er meer fijnmazige controle van de beschikbare capaciteit mogelijk wordt en dat de maatregel sneller kan worden uitgevoerd met minder verstoring dan bij uitbreiding van het elektriciteitsnet? Zo nee, waarom niet?

De netbescherming geeft meer zekerheid dat het licht aanblijft in situaties waarin andere maatregelen onvoldoende hebben opgeleverd om overbelasting te voorkomen. De netbescherming maakt de impact van overbelasting van het net dus veel kleiner. In plaats van stroomuitval in de wijk wordt dan bijvoorbeeld slechts de laadsnelheid van laadpalen tijdelijk beperkt. Dit zorgt voor een fijnmazigere beheersing van de beschikbare netcapaciteit.
Omdat de gevolgen van overbelasting veel kleiner zijn, is het aannemelijk dat er meer risico genomen kan worden en daardoor ook meer aansluitingen mogelijk gemaakt kunnen worden.5 De netbescherming is echter geen wondermiddel. Als te veel aansluitingen worden toegestaan, zal de netbescherming vaker ingrijpen, wat meer hinder voor gebruikers van net-intensieve apparaten kan veroorzaken. De netbescherming is dus vooral een uiterst redmiddel om de betrouwbaarheid van het net te waarborgen. Het kabinet ziet de netbescherming daarom vooral als mogelijk waardevolle aanvulling op netverzwaring en slim netgebruik.

Vraag 4

Klopt het tevens dat de impact van het introduceren van een flexibele backstop voor huishoudens beperkt is, omdat de maatregel met name gericht is op elektrische apparaten, zoals laadpalen en warmtepompen, die veel stroom gebruiken, maar waarbij de hinder voor gebruikers minimaal is als de stroomtoevoer tijdelijk verlaagd wordt? Zo nee, waarom niet?

Zie de beantwoording van vragen 2 en 3. De impact is inderdaad beperkt tot slimme net-intensieve apparaten zoals laadpalen, warmtepompen, thuisbatterijen en omvormers van zonnepanelen. Hierdoor blijft het overige elektriciteitsgebruik ongemoeid. Voor huishoudens met zulke slimme net-intensieve apparaten zal de hinder waarschijnlijk minimaal zijn als de netbescherming soms kort productie of verbruik beperkt. In uitzonderlijke gevallen kan de hinder groter zijn als productie of verbruik vaker en langer beperkt wordt om stroomuitval te voorkomen. Een netbeheerder zal het betreffende net dan met prioriteit moeten verzwaren. De hinder door de netbescherming is in alle gevallen kleiner dan bij een stroomstoring die door de netbescherming juist voorkomen wordt.

Vraag 5

Deelt u de mening dat de flexibele backstop gezien het bovenstaande een «no-regret»-optie is die kan worden geïntegreerd in langetermijnplannen voor netwerkuitbreiding en -management? Zo nee, waarom niet?

Het kabinet ziet kansen voor netbescherming bij het tegengaan van netcongestie. Zoals toegelicht in het antwoord op vraag 3 is de toegevoegde waarde van de netbescherming dat de betrouwbaarheid van het net gewaarborgd wordt, ook als het net vaker tot zijn grenzen belast wordt. Het kabinet verkent daarom samen met de netbeheerders de mogelijkheden en kansen en betrekt daarbij, naast de technische uitwerking, de kosten van implementatie en vraagstukken op het gebied van privacy en cybersecurity.

Vraag 6

Klopt het dat in Duitsland al een vergelijkbaar systeem is ingevoerd voor elektrische laadpalen? Kunt u beschrijven hoe het systeem daar in elkaar steekt en wat de voor- en nadelen van het Duitse systeem zijn?

Ja. Voor een beschrijving van het Duitse systeem verwijs ik naar onderzoek van TNO over de rol van slimme apparaten.6
De voor- en nadelen in Duitsland zijn op hoofdlijnen zoals in de beantwoording op voorgaande vragen weergegeven. Wel zijn er technische verschillen, omdat in Duitsland noodsignalen naar de slimme meter gestuurd kunnen worden. In Nederland is het sturen van zulke signalen naar slimme meters niet zondermeer mogelijk.

Vraag 7

Hoe wordt de aanbeveling van het TU Delft PowerWeb Institute om een routekaart voor de implementatie van een flexibele backstop te ontwikkelen opgepakt? Bent u daarmee bezig?

Op dit moment verkent het kabinet samen met netbeheerders hoe de netbescherming technisch kan werken en aan welke randvoorwaarden voldaan moet zijn om de netbescherming te laten werken. Net-intensieve apparaten moeten bijvoorbeeld in staat zijn om te reageren op een noodsignaal. Ook kan bijvoorbeeld een register van net-intensieve apparaten nodig zijn, zodat duidelijk is waar een noodsignaal naartoe gestuurd kan worden. Naast de technische werking verkent het kabinet ook de juridische mogelijkheden. Het kabinet zal de Kamer einde jaar informeren over de uitkomsten van deze verkenning.

Vraag 8

Bent u bijvoorbeeld al in gesprek met netbeheerders om afspraken te maken over hoe en hoe vaak de flexibele backstop mag worden ingezet, in welke mate het vermogen daarbij wordt verlaagd en hoe deze maatregel kan worden geïmplementeerd op een wijze waarbij de eindverbruiker zo weinig mogelijk nadeel ervaart?

Op dit moment concentreren gesprekken zich op de technische werking van de netbescherming en de randvoorwaarden om netbescherming mogelijk te maken. Als op basis van die verkenning besloten wordt tot invoering van een netbescherming, dan zal bij de uitwerking hiervan vanzelfsprekend worden bezien welke mogelijkheden er zijn om eindverbruikers hier zo min mogelijk hinder van te laten ondervinden.

Vraag 9

Hoe kijkt u, ten slotte, aan tegen de suggestie om de integratie van een flexibele backstop als vereiste te stellen voor nieuwe elektrische grootverbruikers zoals laadpalen en warmtepompen die op het elektriciteitsnetwerk worden aangesloten?

Voor de werking van de netbescherming is het essentieel dat er slimme net-intensieve apparaten zijn die in staat zijn om op basis van een noodsignaal dat het net overbelast wordt, snel productie of verbruik te beperken. Het kabinet betrekt daarom de eventuele implementatie van netbescherming bij de eisen aan slimme net-intensieve apparaten.

Vraag 1

Wat is uw reactie op het bericht «Groningen schrikt wakker van aardbeving (2.2) bij Usquert: «Het bed schudde»»?1

Aardbevingen hebben grote impact op het welzijn en de veiligheid van Groningers. Dat horen we van de mensen zelf. Ook blijkt dit uit de verschillende onderzoeken daarover, bijvoorbeeld van het Kennisplatform Leefbaar en Kansrijk Groningen en het Groningers Perspectief. Daarom heeft het vorige kabinet het Groningenveld gesloten. Staatstoezicht op de Mijnen (SodM) heeft aangegeven dat er nog gedurende decennia na sluiting van het veld aardbevingen kunnen plaatsvinden. Daar heeft het kabinet oog voor.

Vraag 2

Begrijpt u dat deze aardbeving extra beangstigend is voor de bewoners van de duizenden woningen die nog niet veilig zijn verklaard en dan wel versterkt moeten worden dan wel gesloopt?

Ja.

Vraag 3

Snapt u dat het ook voor bewoners van woningen die op norm zijn verklaard extra beangstigend kan zijn, gezien de berichtgeving over tientallen twijfelachtige rapporten van de NCG betreffende de versteviging van woningen?2, 3

Ja. Als er Groningers zijn met twijfel over hun rapporten, dan kunnen ze contact opnemen met de NCG en in gesprek gaan. Ze kunnen zich melden bij hun bewonersbegeleider of het bewonerscontactcentrum. Zie ook antwoord 10 op eerdere Kamervragen4. Om twijfel over de veiligheid weg te nemen heb ik ook een onafhankelijk onderzoek aangekondigd. De Kamer wordt op korte termijn geïnformeerd.

Vraag 4

Erkent u dat het pijnlijke besluit om het gasveld Warffum open te houden in het licht van deze aardbeving, waarbij mensen in Warffum wakkerschrokken en rechtop in bed zaten nog pijnlijker is voor de Groningers?

Het Kabinet begrijpt de zorgen van mensen over de gaswinning uit het gasveld Warffum. Zeker gezien het feit dat het gasveld vlak bij het Groningenveld ligt en het dorp Warffum te maken heeft met de effecten van het Groningengasveld, zoals de recente beving bij Usquert. Deze beving heeft plaatsgevonden door de voormalige gaswinning uit het Groningengasveld. Het gasveld Warffum en het Groningengasveld zijn niet met elkaar verbonden.
Het Kabinet heeft de aanvraag van de NAM om langer gas te mogen winnen uit het gasveld Warffum zeer zorgvuldig bekeken en heeft advies gevraagd aan onder meer TNO, SodM en de Mijnraad. Deze adviseurs geven aan dat de winning veilig kan plaatsvinden. Ook is de Minister van Klimaat en Groene Groei persoonlijk in gesprek gegaan met omwonenden om te luisteren naar de zorgen en tot een zorgvuldige afweging te komen. Op basis van alle informatie heeft het Kabinet begin december een positief ontwerpbesluit genomen.

Vraag 5

Waarom heeft u uw oordeel om de vergunning voor het Warffum-veld gestoeld op een verouderd SodM advies? En waarom heeft u geen nieuwe advies gevraagd? Hoe verhoudt dat zich tot uw uitspraak «Ik heb dit besluit niet licht genomen»?4

In haar advies uit 2022 geeft SodM aan dat de winning technisch veilig kan plaatsvinden. Dit is nog steeds het standpunt van SodM. Volgens SodM zijn de risico’s vergelijkbaar met andere kleine gasvelden in Nederland6. Wel heeft SodM aangegeven dat het advies uit 2022 voor de uitkomsten van de parlementaire enquête Groningen (PEGA) is uitgebracht en dat het goed zou zijn als SodM destijds ook was ingegaan op het burgerperspectief (zie ook het antwoord op vragen van Kamerlid de Groot waarin op basis van input van SodM is opgenomen: «Gelet op de uitkomst van de parlementaire enquête aardgaswinning Groningen zou het goed zijn geweest als SodM destijds in het advies uitdrukkelijker was ingegaan op het burgerperspectief.» 7). Zoals bij vraag 4 aangegeven begrijpt het kabinet de zorgen over de gaswinning bij Warffum en is om deze reden de Minister van Klimaat en Groene Groei persoonlijk in gesprek gegaan met omwonenden.

Vraag 6

Kunt u aangeven of er contact is geweest tussen u en het SodM over de vergunningverlening inzake het Warffum-veld? Zo ja op welke momenten en zijn er signalen geweest dat het SodM mogelijk anders zou adviseren met de kennis van nu inzake de verlenging van de gaswinning bij Warffum?

De Minister van Klimaat en Groene Groei heeft op verschillende momenten contact gehad met de inspecteur-generaal Mijnbouw. Daarbij is ook gesproken over het voortzetten van de winning uit het gasveld Warffum. De vraag wat een nieuw advies van SodM zou inhouden, is een speculatieve vraag want dat is niet aan de orde.

Vraag 7

Hoe kijkt u aan tegen het recente besluit om de gaswinning bij Warffum te verlengen in het licht van het herziende SodM advies, waarin «maatschappelijke onrust» wordt meegewogen?5

SodM heeft geen herziend advies uitgebracht met betrekking tot de aanvraag van de NAM om de gaswinning uit het gasveld Warffum voor een aantal jaar voort te zetten. Wel heeft SodM op 20 december 2024 een verzoek van de NAM om tijdelijk af te zien van handhaven, afgewezen. De NAM had dit verzoek gedaan omdat het huidige winningsplan voor gaswinning uit het gasveld Warffum tot en met 31 december 2024 liep en er na het ontwerpbesluit nog een definitief besluit genomen moet worden. Zonder geldig winningsplan mag NAM geen gas winnen. SodM heeft deze aanvraag afgewezen omdat, aldus SodM, de bewoners van Warffum zich niet gehoord voelden over het eventueel gedogen en er grote onrust ontstond naar aanleiding van berichten hierover. Gedogen zonder deze onrust serieus te nemen zou leiden tot verder afnemen van het vertrouwen van de omgeving in de rijksoverheid. De bevoegdheid om deze beslissing te nemen ligt bij SodM9. Het Kabinet heeft hier geen rol in.

Vraag 8

Gaat u beiden in gesprek met bewoners in Warffum, Usquert en de directe omgeving over de impact van de aardbeving en ook in het licht van de het nieuwe SodM rapport en de voorgenomen voortzetting van de vergunning voor gaswinning in Warffum?

Zoals hierboven aangegeven heeft SodM geen nieuw rapport uitgebracht. Het kabinet staat in contact met bewoners, zowel de Minister van Klimaat en Groene Groei vanuit haar verantwoordelijkheid voor de gaswinning uit kleine velden, als de Staatssecretaris Herstel Groningen vanuit zijn verantwoordelijkheid voor de schadeafhandeling en versterking in het aardbevingsgebied.

Vraag 1

Bent u bekend met slimme gestuurde warmtebatterijen, zoals ontwikkeld door Newton Energy Solutions (NEStore), en de mogelijkheden die deze oplossingen bieden om netcongestie te verminderen en duurzame stroom lokaal op te slaan?

Ja, het kabinet is hiermee bekend.

Vraag 2

Hoe beoordeelt u de huidige regelgeving rondom Bijna Energieneutrale Gebouwen (BENG) en het Bouwbesluit, die de focus legt op energie-efficiëntie, maar geen waarde toekent aan de flexibiliteit die innovatieve energieopslag zoals deze kan bieden?

BENG-eisen gelden alleen voor nieuwe bouwwerken, waarmee wordt gestuurd op de energiezuinigheid en duurzaamheid. Of een nieuw bouwwerk voldoet aan de BENG2-eis (op basis van primair fossiel energiegebruik) wordt berekend door alle zelf opgewekte elektriciteit in mindering te brengen op het gebouwgebonden energiegebruik. Opslag van zelfopgewekte elektriciteit wordt tot op heden nog niet apart gewaardeerd, aangezien dit het totale gebouwgebonden energiegebruik feitelijk niet beïnvloedt. De energie wordt slechts tijdelijk lokaal opgeslagen.
De nieuwe Energy Performance Building Directive verplicht lidstaten wel om rekening te houden met opslag bij de bepaling van de energieprestatie van gebouwen. Dit moet uiterlijk in mei 2026 worden geïmplementeerd. Op dit moment lopen de besprekingen over hoe dit vertaald moet worden in de bepalingsmethode voor de energieprestatie (NTA8800).
Om opslag te waarderen wordt gedacht aan een beperkte en voor de gebouweigenaar gunstige bijstelling. Op dit moment wordt uitgewerkt hoe naast elektrische opslag ook thermische opslag gewaardeerd kan worden. De afstemming hierover vindt plaats in de breed samengestelde projectgroep van NTA8800 bij de Stichting Koninklijk Nederlands Normalisatie Instituut (NEN).

Vraag 3

Klopt het dat bestaande subsidies zoals Investeringssubsidie Duurzame Energie (ISDE), Energie-investeringsaftrek (EIA) en Stimulering bouw en onderhoud sportaccommodaties (BOSA) uitsluitend gericht zijn op isolatie en warmtepompen, en dat energieopslag daardoor niet wordt gestimuleerd? Zo ja, bent u bereid deze regelingen te herzien om ook innovaties zoals de slimme gestuurde warmtebatterijen te ondersteunen?

De Investeringssubsidie Duurzame Energie (ISDE) kan worden gebruikt voor isolatie en warmtepompen, maar ook voor andere technieken zoals bijvoorbeeld windturbines (zakelijk) en zonneboilers. Binnen een aantal van deze technieken speelt tijdelijke energieopslag ook een rol via bijvoorbeeld een buffervat. In de Energie-investeringsaftrek (EIA) kan energieopslag (en dus batterijopslag) ook worden meegenomen, maar deze is alleen beschikbaar voor ondernemers. Dit komt doordat dit een fiscale regeling is. De Stimulering bouw en onderhoud sportaccommodaties (BOSA) is gericht op amateursportorganisaties. Sinds 2025 kunnen deze organisaties kiezen of zij voor verduurzamingsmaatregelen een beroep willen doen op de BOSA of de regeling Duurzaam maatschappelijk vastgoed (DUMAVA). Middels de DUMAVA kunnen verduurzamingsmaatregelen zoals energieopslag worden meegenomen.
Veel initiatieven rondom energieopslag zijn nog in ontwikkeling en niet klaar om op de markt gebracht te worden. Daarom ondersteunt het kabinet technologische ontwikkelingen in energieopslag via onderstaande regelingen:
In de afgelopen jaren zijn er verschillende projecten ondersteund via deze subsidieregelingen. Zo ook twee projecten van Newton Energy Solutions (NEStore) via de MOOI-regeling.
Gezien de beschikbare subsidies waarbij technologische ontwikkelingen in energieopslag worden ondersteund, ziet het kabinet op dit moment geen redenen om de ISDE, de EIA of de BOSA op dit vlak te herzien.

Vraag 4

Ziet u het risico dat zonder grootschalige stimulering van energieopslag de energietransitie onnodig duur en inefficiënt wordt?

Energieopslag is een cruciaal onderdeel van de toekomstige flexibiliteitsbehoefte van een duurzaam energiesysteem. Daarom wordt energieopslag op dit moment gestimuleerd vanuit de overheid. Om deze stimulering van energieopslag toe te lichten, moet er een onderscheid worden gemaakt tussen innovatie en uitrol van energieopslag.
Op het gebied van innovatie ondersteunt de overheid onderzoek, ontwikkeling en demonstratie van innovaties in energieopslag op verschillende manieren. Dit gebeurt via de regelingen DEI+, MOOI, EKOO en de regelingen vanuit het Battery Competence Cluster (BCC-NL). Deze maatregelen dragen bij aan de ontwikkeling van technologische ontwikkelingen in energieopslag. Indien deze ontwikkelingen niet tijdig plaatsvinden, kan het gebrek aan betere oplossingen ertoe leiden dat de energietransitie inefficiënt wordt. Gelukkig zien we dat de markt veel gebruik maakt van deze regelingen met overschrijvingen op de regelingen.
Voor de uitrol van opslagprojecten heeft de overheid een faciliterende rol. De faciliterende rol houdt in dat de overheid zich inzet om de juiste marktcondities te creëren waarbij een gezonde business case tot stand kan komen. Er is bijvoorbeeld met de ACM gekeken naar verschillende tariefcontracten voor korting op nettarieven voor o.a. energieopslag (tijdsduurgebonden contracten). Ook wordt vanuit de overheid ondersteuning geboden bij de marktintroductie van energieopslagtechnologieën via de Energie-investeringsaftrek (EIA). Daarnaast is in de Flex-e regeling mogelijk om ondersteuning te krijgen voor energieopslag wanneer deze bijdraagt aan het verminderen van netcongestie.

Vraag 5

Bent u het eens dat lokaal geplaatste warmtebatterijen zoals de NEStore, effectiever zijn in het verminderen van netcongestie bij lokale duurzame energiebronnen?

Warmtebatterijen die geplaatst zijn bij lokale duurzame energiebronnen kunnen de energie die wordt opgewekt direct opslaan als warmte. Hiermee wordt voorkomen dat deze energie wordt teruggeleverd aan het net. Het net wordt hierdoor minder belast, waardoor op bepaalde piekmomenten netcongestie verminderd kan worden.
Het effect op netcongestie is afhankelijk van de tijden waarop de energie als warmte wordt opgeslagen. Wanneer de warmtebatterij vol zit, zal het overschot alsnog aan het net moeten worden geleverd. De hoeveelheid energie waarmee de warmtebatterij het net «ontziet», hangt daarom af van de capaciteit van de warmtebatterij.
Hiermee rekening houdend kan een strategisch geplaatste warmtebatterij in theorie netcongestie helpen verzachten. De efficiëntie hangt daarentegen dus af van de capaciteit en plaatsing van de batterij en op welke momenten energie als warmte wordt opgeslagen.

Vraag 6

Bent u bereid om de ontwikkeling van lokaal schaalbare energieopslag als prioriteit op te nemen in uw beleid?

Energieopslag speelt een belangrijke rol in het toekomstig energiesysteem. Voor thuis- en buurtbatterijen lopen met netbeheerders en de sector gesprekken over hoe deze het beste in het net ingepast kunnen worden, zonder dat deze netcongestie verergeren. Ontwikkelingen in prijs en opslagduur van batterijen kunnen de mogelijkheden voor netcongestieneutrale inpassing verder verbeteren.
Daarnaast bieden bestaande regelingen voor innovatie en energie-infrastructuur, zoals de Missiegedreven Onderzoek, Ontwikkeling en Innovatie (MOOI), reeds mogelijkheden voor bedrijven zoals Newton Energy Solutions (NEStore) om innovaties verder te ontwikkelen en op te schalen.
Op deze wijze ondersteunt het kabinet de uitrol van lokale schaalbare energieopslag.

Vraag 7

Bent u op de hoogte van het feit dat met een investering van 100 miljoen euro een Nederlandse Gigafactory gebouwd kan worden die 100.000 NEStores per jaar produceert, en dat dit zowel banen als concurrentievoordeel kan opleveren?

In algemene zin kijkt het kabinet met interesse naar investeringsvoorstellen die bijdragen aan het duurzame verdienvermogen van Nederland. Wanneer een investeringsvoorstel wordt ingediend kan de haalbaarheid en de kansrijkheid van het voorstel het best worden bepaald. Voor ondersteuning van de financiering zijn de verschillende regelingen benoemd in de beantwoording van vraag 3 beschikbaar.

Vraag 8

Hoe verklaart u dat Tesla soortgelijke fabrieken bouwt in Duitsland voor een investering van zes miljard euro, terwijl Nederland achterblijft in vergelijkbare initiatieven?

Wanneer bedrijven zoals Tesla een locatie kiezen voor hun productiefaciliteiten, maken zij een afweging op basis van een breed scala aan factoren. Nederland scoort traditioneel sterk dankzij uitstekende logistieke verbindingen en de sterke innovatieve hubs. Tegelijkertijd zijn er enkele bekende uitdagingen, zoals ruimtelijke ordeningsvraagstukken (beperkte ruimte, stikstofproblematiek, netcongestie).
Sommige lidstaten, zoals Frankrijk en Duitsland, zijn in bepaalde gevallen bereid om met substantiële financiële middelen dergelijke investeringen te ondersteunen. Dit kan mede verklaren waarom de genoemde fabrieken in Duitsland worden gebouwd. Ook in Nederland is de overheid actief bezig met het aantrekken van investeringen uit het buitenland via bijvoorbeeld de Netherlands Foreign Investment Agency (NFIA) en de NFIA wijst daarbij partijen ook op de in Nederland beschikbare ondersteuningsregelingen.

Vraag 9

Bent u bereid te onderzoeken hoe u kunt bijdragen aan het draagvlak en financiering voor de bouw van een dergelijke Gigafactory in Nederland?

In algemene zin is Nederland actief met het aantrekken van significante investeringen en veelbelovende, innovatieve bedrijven, ook op het gebied van batterijtechnologie. Partijen zoals de Netherlands Foreign Investment Agency (NFIA) benaderen proactief buitenlandse bedrijven bij signalen over op handen zijnde investeringen.
Daarnaast kijkt het kabinet met interesse naar nationale initiatieven die een grote toegevoegde waarde kunnen hebben voor ons duurzame verdienvermogen, onze internationale concurrentiekracht en de maatschappelijke uitdagingen waarvoor we staan. Het initiatief voor dergelijke nationale projecten ligt primair bij private partijen. Overheidspartijen staan vervolgens open voor een gesprek om te verkennen hoe afhankelijk van de specifieke casus zij kunnen ondersteunen bij het creëren van de juiste randvoorwaarden en of door te wijzen op de beschikbare overheidsregelingen.

Vraag 10

Welke concrete stappen bent u bereid te nemen om innovatieve bedrijven zoals Newton Energy Solutions te ondersteunen en hun bijdrage aan de energietransitie te maximaliseren?

Innovatieve bedrijven kunnen zowel gebruik maken van het generieke als het gerichte innovatie-instrumentarium van de Ministeries van EZ en KGG. Zo helpt de Wet Bevordering Speur- en Ontwikkelingswerk (WBSO) innovatieve bedrijven in het algemeen, en zijn de PPS-innovatieregeling (PPS-i) en de regeling Missiegedreven Onderzoek, Ontwikkeling en Innovatie (MOOI) voorbeelden van enkele gerichte regelingen waar bedrijven als Newton Energy Solutions (NEStore) gebruik van kunnen maken.
In de Nationale Technologiestrategie (NTS) is Energy Materials aangemerkt als prioriteit. De activiteiten van NEStore lijken goed aan te sluiten op deze prioriteit zeker omdat warmteopslag één van de drie aandachtsgebieden is binnen Energy Materials. Op dit moment werkt de Minister van Economische Zaken aan het omvormen van het EZ-instrumentarium zodat het nog beter te laten aansluiten bij de prioriteiten van de NTS. Het doel hiervan is dat bedrijven als NEStore in de nabije toekomst nog beter gebruik kunnen maken van het instrumentarium van EZ. In het derde kwartaal van 2025 informeert de Minister van EZ de Kamer over zijn voornemens.

Vraag 11

Kunt u de Kamer informeren over de voortgang van eventuele beleidswijzigingen op dit gebied vóór het derde kwartaal van dit jaar?

Het kabinet werkt op dit beleidsgebied de randvoorwaarden voor netcongestieneutrale inpassing van thuisbatterijen uit. Dit wordt samen met de sector, netbeheerders en de ACM gedaan. Naar verwachting kunnen deze afspraken voor de zomer van 2025 worden gerealiseerd. Daarna kan worden onderzocht of de stimulering van thuisbatterijen waardevol kan zijn om netcongestie tegen te gaan.

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht Energiereuzen vragen ook in 2025 de maximale tarieven voor warmte?1

Ja.

Vraag 2

Bent u er ook mee bekend dat de vaste leveringskosten voor huishoudens met een warmteaansluiting dit jaar niet zijn gedaald?2

Het kabinet is ermee bekend dat de maximale door de ACM vastgestelde vaste kosten per huishouden nagenoeg hetzelfde zijn gebleven (759,88 euro per jaar in 2024 en 760,77 euro in 2025).

Vraag 3

Deelt u de mening dat dit niet de suggestie is die is gewekt bij het indienen van de spoedwet warmtetarieven (Kamerstuk 36 387, nr. 10) die het vorige kabinet op verzoek van de Kamer (Kamerstuk 29 023, nr. 488) heeft opgesteld?

Die mening deelt het kabinet niet. Zonder deze wijziging zou het warmtetarief in 2025 veel hoger zou zijn uitgekomen. Bij de aankondiging van de wetswijziging is ingegaan op het positieve deeleffect van de voorgestelde wijzigingen op het warmtetarief, namelijk de vergelijking tussen de tarieven met en zonder de wijzigingen. Dat is iets anders dan de verwachte hoogte van het warmtetarief voor 2025. Dat zou op dat moment ook niet mogelijk zijn geweest: ACM bepaalt de hoogte van het maximumtarief pas in december. Daar zijn immers ook andere factoren op van toepassing, zoals inflatie en de ontwikkelingen van de netbeheerkosten voor aardgas. Het kabinet licht dit graag in meer detail toe.
De aanpassing van de Warmtewet, en de daaropvolgende aanpassingen van het Warmtebesluit en de Warmteregeling zijn gedaan om invulling te geven aan de motie van het lid Kröger, waarin is gevraagd om de methodiek voor het berekenen van tarieven voor warmte op korte termijn aan te passen op een reële en rechtvaardige wijze.3 De twee belangrijkste wijzigingen die daarna in regelgeving zijn ingevoerd zijn het niet meer meenemen van de stijging van de energiebelasting op gas in de warmtetarieven, en een aanpassing van de methodiek voor het berekenen van de kosten van onderhoud van de cv-ketel. De laatste aanpassing houdt in dat er niet meer uitgegaan zal worden van de prijs van een all-in onderhoudscontract, maar van een gemiddelde van alle type onderhoudscontracten. In de Kamerbrief waarin de wijzigingen zijn aangekondigd, is de verwachting uitgesproken dat dankzij de wijzigingen de toekomstige warmtetarieven eerlijker worden en beter aansluiten bij de praktijk.4 Het kabinet is van mening dat dit ook het geval is.
In de aanvullende reactie heeft het vorige kabinet op verzoek van het lid Kröger een inschatting gegeven van de impact van de wijzigingen.5 Daarbij is vermeld dat het om de eerste ambtelijke inschattingen ging, omdat de ACM bevoegd is om de rekenmethode naar eigen inzicht toe te passen. De ingeschatte verlaging van het vastrecht was 43,92 euro per jaar exclusief btw en 53,14 euro inclusief 21% btw. Zoals gebruikelijk bij het inschatten van de impact, ging het daarbij om de inschatting van de verlaging van het vastrecht ten opzichte van wat de vaste kosten zouden zijn geweest zonder de voorgestelde aanpassing. De definitieve impact van de aanpassing van de methodiek in 2025 is 47 euro inclusief btw; dat is 6 euro minder dan eerder verwacht.6 Zonder wijzigingen in de Warmtewet en de lagere regelgeving zouden de maximale vaste kosten 47 euro hoger zijn.
Er is ten tijde van de wijziging van de Warmtewet geen inschatting gemaakt van de ontwikkeling van tarieven over de tijd. Het was in maart 2024 niet mogelijk om een inschatting van de kosten voor 2025 te geven. Volgens de geldende wet- en regelgeving bepaalt de ACM warmtetarieven voor een bepaald jaar op basis van de aardgasprijzen voor eindverbruikers in jaarcontracten met een vaste prijs aangeboden voor dat jaar (in dit geval 2025). Deze prijzen zijn pas in december van het voorgaande jaar bekend (in dit geval in december 2024). Pas in december 2024 is het bekend geworden wat de tarieven voor 2025 zullen zijn.
Overigens zijn de variabele tarieven in 2025 gedaald in vergelijking met 2024 zodat de totale warmterekening in 2025 bij een rekenverbruik van 37 GJ met 106 euro lager uitvalt dan in 2024. In juni 2024 heeft de ACM een herstelbesluit genomen waardoor de vaste kosten halverwege het jaar 2024 met 36 euro inclusief btw zijn gedaald. Deze correctie werkt door in 2025. In 2025 vallen de vaste kosten daarom 36 euro en de totale warmterekening 142 (106+36) euro lager uit dan bij de toepassing van de tarieven zoals die ten tijde van de wijziging van de Warmtewet, in maart 2024, geldig waren. Dit is een sterkere daling dan de toenmalige ambtelijke inschatting van de totale impact van de wijzigingen van de Warmtewet (68,99 euro ex btw en 83,40 euro inclusief btw bij het rekenverbruik van 37 GJ).

Vraag 4

Onderschrijft u dat deze spoedwet destijds was ingegeven vanwege zorgen over de hoge warmterekening van (veelal kwetsbare) huishoudens en de funeste gevolgen van die rekening voor het draagvlak voor warmtenetten, in combinatie met het uitblijven van de behandeling van de Wet Collectieve Warmte?

De aanpassingen van de Warmtewet en lagere regelgeving zijn ingevoerd om invulling te geven aan de motie van het lid Kröger, waarin zorgen zijn uitgesproken over de hoogte van de warmterekening. In de Kamerbrief waarin de wijziging in de Warmtewet en lagere regelgeving is aangekondigd heeft mijn ambtsvoorganger aangegeven de zorgen over de hoogte van de warmterekening te delen. In de motie is gevraagd om al in 2024 de methodiek voor warmtetarieven aan te passen op een eerlijke en reële wijze. Omdat de inwerkingtreding van de Wet collectieve warmte pas voor 2026 is gepland en niet versneld kon worden, is de methodiek aangepast middels een aanpassing in de Warmtewet en de daarmee samenhangende lagere regelgeving.

Vraag 5

Onderschrijft u ook dat deze problemen nog steeds niet zijn opgelost en daarmee de geest van de spoedwet niet is gevolgd bij het tarievenbesluit voor 2025?

Het kabinet is van mening dat de bedoeling van de «spoedwet» is gevolgd, maar dat er verdergaande stappen nodig zijn in de hervorming van de tariefregulering die zullen worden doorgevoerd na aanvaarding van de Wet Collectieve Warmte. Het doel van de «spoedwet» was om de huidige rekenmethodiek van het maximumwarmtetarief (NMDA) ook op korte termijn al eerlijker en reëler te maken, zoals toegelicht in het antwoord op vraag 4. Tegelijk zullen bepaalde groepen warmteverbruikers de huidige tarieven die gebaseerd zijn op de gasreferentie nog steeds als hoog ervaren. Ten eerste herkennen verbruikers zich niet altijd in de gasreferentie. Deze is namelijk gebaseerd op een bepaalde inschatting van gemiddelde gasprijzen, terwijl in de praktijk gasverbruikers hele verschillende kosten hebben. Deze kosten zijn namelijk afhankelijk van de leverancier, het soort contract, het type cv-ketel etc. Ten tweede betalen sommige verbruikers met een referentietarief meer dan hun warmtebedrijf nodig heeft om warmte te kunnen leveren. Een referentietarief is namelijk hetzelfde voor alle warmtebedrijven. Sommige warmtebedrijven zouden ook met een lager tarief hun kosten inclusief een redelijk rendement kunnen terugverdienen, terwijl er ook warmtebedrijven zijn voor wie de huidige tarieven niet voldoende zijn om hun kosten terug te verdienen. Met de huidige methodiek is het echter niet mogelijk om het maximumtarief alleen te verlagen voor warmtebedrijven die overrendementen hebben, een eventuele verlaging moet gelden voor alle warmtebedrijven, ook degene die een laag of een negatief rendement hebben. Dit brengt risico’s voor leveringszekerheid en investeringsbereidheid met zich mee. In de nieuwe Wet collectieve warmtevoorziening, waarvan het voorstel op dit moment in de Kamer ligt, wordt op termijn een overstap voorzien naar kostengebaseerde tarieven. Daarin kan rekening worden gehouden met kostenverschillen tussen warmtebedrijven en is er meer zekerheid dat warmtebedrijven niet meer in rekening brengen dan nodig is om warmte te kunnen te leveren. Om te voorkomen dat verbruikers geconfronteerd worden met een hoge warmterekening als de kosten van het warmtebedrijf hoog zijn, kan wel aanvullend beleid nodig zijn. Dit wordt nader toegelicht in de Nota naar aanleiding van het Verslag op de Wet collectieve warmte en de Kamerbrief die beiden voorafgaand aan de behandeling van het wetsvoorstel naar de Kamer zullen worden gestuurd.

Vraag 6

Bent u ook van mening dat bij de communicatie over de spoedwet niet het hele verhaal is verteld, door wél de (slechts deels uitgevoerde) besparing te noemen maar niet de op handen zijnde kostenverhogingen?

Nee, de Kamer vroeg destijds om een inschatting van de impact van de voorgestelde aanpassingen in de methodiek, niet om de verwachte ontwikkelingen van de warmtetarieven in 2025. In de aanvullende Kamerbrief over het wijzigingsvoorstel is, zoals toegelicht in het antwoord op vraag 3, in maart 2024 op verzoek van de Kamer een inschatting gemaakt van de impact van de wijzigingen, dat wil zeggen van het verschil tussen de warmtekosten voor verbruikers zonder en met de aanpassingen. Dat effect heeft zich zoals hierboven toegelicht, ook voorgedaan, waardoor de warmtetarieven 47 euro lager uitvallen dan zonder de wijziging. Er is destijds geen inschatting gemaakt van de hoogte van de warmtetarieven in 2025, en er is geen verwachting uitgesproken over de daling van tarieven in 2025 in vergelijking met 2024. Het was in maart 2024 ook nog niet mogelijk om een dergelijke inschatting te maken.

Vraag 7

Wat denkt u dat de gelijk gebleven hoge vaste leveringskosten doet met het toch al broze vertrouwen in en draagvlak voor warmtenetten?

De totale warmterekening is in 2025 gedaald (zie ook het antwoord op vraag 3), terwijl de vaste kosten voor aardgas en elektriciteit wel zijn gestegen. Dit verhoogt naar verwachting in lichte mate de financiële aantrekkelijkheid van warmtenetten voor verbruikers in 2025 in vergelijking met 2024. Voor draagvlak en vertrouwen zijn echter vooral ontwikkelingen op langere termijn van belang. Verbruikers moeten het vertrouwen krijgen dat warmte in de toekomst betaalbaar blijft. Daarnaast is het voor de warmtetransitie ook nodig dat warmtebedrijven vertrouwen hebben dat ze hun kosten kunnen terugverdienen. Voor de warmtetransitie moet er namelijk draagvlak zijn bij zowel verbruikers als warmtebedrijven. Met kostengebaseerde tariefregulering in de Wet collectieve warmte, waarmee verbruikers niet meer betalen dan nodig en warmtebedrijven hun efficiënte kosten kunnen terugverdienen, wordt de eerste stap in die richting gezet. Om in alle situaties betaalbaarheid van collectieve warmte te waarborgen is daarnaast mogelijk aanvullend beleid nodig. Zie ook het antwoord op vraag 5.

Vraag 8

Waarom heeft u ervoor gekozen om de dure all-in servicecontracten apart mee te laten wegen in de referentiebepaling van de onderhoudskosten cv-ketel in plaats van een gemiddelde van alle onderhoudscontracten zoals toegezegd in reactie op de aangenomen gewijzigde motie van het lid Kröger c.s. over zo gedetailleerd mogelijk inzicht geven in de reële kosten van en tarifering door warmteleveranciers (Kamerstuk 29023, nr, 488)? Was het niet meer in de geest van de eerder aangehaalde spoedwet geweest om bij die eerdere toezegging te blijven?

In de motie Kröger is gevraagd om een aanpassing van de niet-meer-dan-anders (NMDA)-methodiek op een eerlijke en reële wijze. In de Kamerbrief heeft mijn voorganger aangegeven dat de wijziging naar verwachting zal leiden tot een methodiek die eerlijker en een betere weergave van de werkelijkheid is. Dit is geïnterpreteerd als een betere aansluiting bij de werkelijke kosten van een gemiddelde gasverbruiker. In de oude methodiek waren de onderhoudskosten van een cv-ketel geschat op basis van de prijs van all-in onderhoudscontracten. Deze kosten zijn een overschatting van de onderhoudskosten van een gemiddelde gasverbruiker, omdat deze all-in contracten in praktijk weinig worden afgenomen, en de prijs daarvan een risicopremie bevat. Bij niet all-in onderhoudscontracten hebben gasverbruikers echter ook bijkomende kosten voor reparaties en onderdelen, waardoor deze contracten een onderschatting zijn van de kosten van een gemiddelde gasverbruiker. De werkelijke gemiddelde onderhoudskosten liggen dus naar verwachting ergens tussen de kosten van all-in contracten en een ongewogen gemiddelde van alle door verbruikers afgenomen onderhoudscontracten. Met de gekozen benadering is er gekozen voor een bedrag dat precies tussen deze twee bedragen ligt.
Wat ook meegespeeld heeft in deze beslissing is dat het kabinet meerdere signalen heeft ontvangen dat warmtebedrijven financieel onder druk staan. In de Kamerbrief waarin de wijziging van de Warmtewet is aangekondigd, heeft mijn ambtsvoorganger toegelicht dat er niet gekozen is voor een grotere verlaging van warmtetarieven omdat dit zou kunnen leiden tot onderrendementen bij warmtebedrijven, met als gevolg een vertraging van aanleg van nieuwe warmtenetten.7 Als er voor de onderhoudskosten van de cv-ketel uitgegaan zou worden van een ongewogen gemiddelde van alle onderhoudscontracten, zou de negatieve impact op warmtebedrijven in 2025 veel hoger zijn dan verwacht toen de Warmtewet werd aangepast. In juni 2024 heeft de ACM de rendementsmonitor gepubliceerd, waaruit een gemiddeld rendement bleek van warmtebedrijven in 2023 gelijk aan 1%. Er is weliswaar sprake van een grote variatie van rendementen en de mate van detail van de gegevens is niet altijd toereikend, maar op basis van deze cijfers kon de conclusie worden getrokken dat er een grote kans is dat een substantieel aantal warmtebedrijven een heel laag of negatief rendement haalt.8 Naar aanleiding van de consultatie van het Warmtebesluit hebben meerdere warmtebedrijven aangegeven dat hun financiële situatie moeilijk wordt als gevolg van de combinatie van beleidsmaatregelen en algehele kostenstijging. Met de voorgestelde oplossing is er een balans gezocht tussen de korte termijn belangen van verbruikers (lagere tarieven) en investeerbaarheid en leveringszekerheid.

Vraag 9

Wat bent u van plan om op korte termijn te betekenen voor huishoudens met torenhoge kosten voor warmte en het draagvlak voor warmtenetten?

Met de wijziging van de Warmtewet en daaropvolgende wijzigingen van het Warmtebesluit en Warmteregeling is betaalbaarheid van warmte op korte termijn verbeterd, waarbij ook rekening is gehouden met de investeerbaarheid en leveringszekerheid. Om betaalbaarheid, investeerbaarheid en leveringszekerheid in samenhang te borgen zijn tegelijk andere maatregelen nodig, zoals kostengebaseerde tarieven in combinatie met aanvullend beleid zoals genoemd in het antwoord op vraag 5. Hoe snel deze maatregelen operationeel kunnen worden, hangt mede samen met de snelheid van behandeling van de Wet collectieve warmte in de Kamer.

Vraag 1

Welke procedures, zoals de rijkscoördinatieregeling, lopen er op dit moment nog om project Wieringerhoek alsnog doorgang te laten vinden?1

Er lopen op dit moment geen procedures. Onlangs heeft het kabinet het besluit genomen om de aanvraag van Meerlicht B.V., tot het nemen van een projectbesluit voor het project Buitendijks Plan, af te wijzen.

Vraag 2

Is het definitieve standpunt van u dat het project Wieringerhoek geen doorgang kan vinden?

De ontwikkeling van een zon-op-waterproject in de Wieringerhoek staat op gespannen voet met een aantal andere belangrijke opgaven in het gebied (waterberging, zoetwatervoorraad, ecologie en Defensie). Als Rijk vinden wij het van belang om deze opgaven, die al onder druk staan, niet verder in de verdrukking te brengen met de ontwikkeling van een zon-op-waterproject. Daarmee concludeert het kabinet dat er op dit moment geen of onvoldoende zicht is op het verkrijgen van de vereiste toestemmingen en vergunningen voor het project.

Vraag 3

Bent u op de hoogte dat provincie Noord-Holland en gemeente Medemblik stappen zetten om het project Wieringerhoek alsnog te realiseren?

Het is het kabinet bekend dat de provincie Noord-Holland en de gemeente Medemblik het project een warm hart toedragen, maar het kabinet is niet op de hoogte van eventuele stappen die zij zetten om het project alsnog mogelijk te maken.

Vraag 4

Vindt u het ook een vreemde en onwenselijke situatie dat de provincie Noord-Holland en de gemeente Medemblik doorgaan om project Wieringerhoek te realiseren, ondanks dat de Minister heeft aangegeven het project stop te zetten? Bent u voornemens om alle verdere stappen van de provincie Noord-Holland en de gemeente Medemblik een halt toe te roepen?

Het Rijk is eigenaar van het IJsselmeer. Dit betekent dat medewerking van het Rijk vereist is voor het verkrijgen van de voor het project benodigde gronden. Bovendien geldt dat Rijksenergieprojecten (waar ook zonprojecten met een capaciteit van ten minste 50 megawatt (MW) onder vallen), onder de Omgevingswet de projectprocedure dienen te doorlopen. Ik ben samen met de Minister van Volkshuisvesting en Ruimtelijke Ordening (VRO) bevoegd gezag voor deze projectprocedure. Gezien dit gegeven en het kabinet de aanvraag van Meerlicht B.V. tot toepassing van de projectprocedure reeds heeft afgewezen, ziet het kabinet op dit moment geen aanleiding om gevolg te geven aan uw oproep.

Vraag 1

Waarom wordt in het Ontwikkelkader windenergie op zee geen aandacht besteed aan de impact op de visserijsector, terwijl in het hoofdlijnenakkoord en regeerprogramma deze sector expliciet als prioriteit wordt genoemd?

Het Ontwikkelkader windenergie op zee is een document waarin het kabinet enerzijds de technische kaders geeft voor het net op zee en anderzijds de volgorde van de ontwikkeling van windenergiegebieden op zee bepaalt. Dit laatste deel betreft de routekaart windenergie op zee. De laatste wijzigingen in de routekaart heeft het kabinet toegelicht in een brief van 21 november 20241 waarin is ingegaan op de mogelijkheden voor visserij in en rond windparken. Deze mogelijkheden onderzoekt het kabinet in aanloop naar de volgende tenderprocedures. De beleidsmatige afweging tussen visserij en windenergie op zee wordt gemaakt in het Programma Noordzee, niet in het Ontwikkelkader. Bij het inpassen van nieuwe windenergiegebieden in de Partiële Herziening van het Programma Noordzee, eind 2025 voorzien, kijkt het kabinet eerst naar ruimte voor de visserij. Ook zorgt het kabinet samen met de partijen van het Noordzeeoverleg voor een zorgvuldige balans met andere activiteiten op de Noordzee, waaronder naast visserij ook mijnbouw, scheepvaart en defensie, met oog voor de natuur, kustverdediging, zandwinning en maritiem erfgoed. De uitkomsten van wijzigingen van het Programma Noordzee zullen, waar nodig, wel verwerkt worden in het Ontwikkelkader.
De huidige wijzigingen betreffen het deel van het Ontwikkelkader dat gaat over het net op zee. Deze wijzigingen zijn technisch van aard en hebben geen betrekking op de visserij.
Met de wijziging van het Ontwikkelkader in december 2024 zijn de volgende wijzigingen gemaakt:

Vraag 2

Hoe wordt geborgd dat windenergieprojecten niet ten koste gaan van de toekomst en economische positie van de visserij, zoals afgesproken in het hoofdlijnenakkoord?

Op verschillende momenten wordt er geborgd dat windenergieprojecten zo min mogelijk gevolgen hebben voor de visserij. Dit doet het kabinet allereerst door het betrekken van de visserij bij het aanwijzen van windenergiegebieden op zee, zoals momenteel plaatsvindt in een Partiële Herziening van het Programma Noordzee 2022–2027. Daarbij zoekt het kabinet nieuwe windenergiegebieden zoveel mogelijk buiten waardevolle visgronden. Ook heeft het kabinet in het Programma Noordzee 2022–2027 twee eerder aangewezen windenergiegebieden3 op waardevolle visgronden geschrapt. Zo heeft het kabinet ruimte behouden op het voor de visserij meest waardevolle, zuidelijke deel van de Nederlandse Noordzee.
Verder is er in het Programma Noordzee 2022–2027 afgesproken om windparken op zee zo compact mogelijk te bouwen, door de windturbines relatief dicht op elkaar te plaatsen, namelijk met een dichtheid van 10 megawatt per vierkante kilometer. Op die manier blijft er zoveel mogelijk ruimte buiten de windparken beschikbaar voor o.a. visserij. In vergelijking met het eerste grootschalige windpark Borssele wordt vanaf de windparken in IJmuiden Ver bijna 2,5 keer zoveel productiecapaciteit per vierkante kilometer gerealiseerd en heeft dit windpark daarmee een 60% kleinere omvang dan in het geval de uitgangspunten van windpark Borssele zouden zijn gebruikt. Nog compactere windparken zouden leiden tot te veel productieverlies doordat de windturbines dan in te sterke mate elkaars wind afvangen.
Ook wordt economische impact verminderd door het faciliteren van passieve visserij binnen bepaalde windparken. Zo is er ruimte aangewezen voor passieve visserij in de gebiedspaspoorten van al gerealiseerde windparken – in Borssele en in Hollandse Kust (zuid) en (noord).
Tot slot onderzoekt de Staatssecretaris van Landbouw, Visserij, Voedselzekerheid en Natuur óf en zo ja onder welke voorwaarden vormen van actieve visserij op termijn in windparken toegestaan kunnen worden, rekening houdend met ecologie en ander gebruik. Dit ook ter invulling van de gewijzigde motie Van der Plas4 (BBB). Als deze onderzoeken aanleiding geven tot het aanpassen van het beleid voor medegebruik kan dit opgenomen in het volgende Programma Noordzee 2028–2033.

Vraag 3

Wordt de visserijsector structureel betrokken bij de planning van wind op zee, volgens de toezegging om stakeholders vroegtijdig te betrekken?

Ja. Het kabinet betrekt de visserijsector structureel bij de planning van windenergie op zee. Dat gebeurt via bilaterale gesprekken met sectorvertegenwoordigers en via het Noordzeeoverleg, waaraan de visserijorganisaties deelnemen. Over de Partiële Herziening van het Programma Noordzee heeft het Noordzeeoverleg zijn aanbevelingen gegeven aan het kabinet. Die worden meegenomen bij besluitvorming.

Vraag 4

Welke stappen zet u om de cumulatieve effecten van windenergie op visserij en mariene ecosystemen in kaart te brengen, in lijn met de uitgangspunten van duurzaam beleid uit het regeerprogramma?

Zowel bij het aanwijzen van windenergiegebieden in (een Partiële Herziening van) het Programma Noordzee 2022–2027 als bij de kavelbesluiten voor de individuele windparken onderzoekt het kabinet de milieueffecten van windenergie op zee. De gevolgen voor de natuur en andere gebruikers op zee, waaronder visserij, staan samengevat in milieueffectrapportages die voor deze besluiten worden opgesteld. Daarvoor wordt gebruik gemaakt van de best beschikbare en meest recente informatie die onder andere voortkomt uit gerichte onderzoeksopdrachten uitgevoerd door onafhankelijke expertise- of onderzoeksbureaus en uit langjarige onderzoeksprogramma’s, zoals het Wind op zee ecologisch onderzoeksprogramma (Wozep), dat in mijn opdracht de cumulatieve ecologische effecten van windparken op zee onderzoekt. Ook werkt het Rijk aan het in kaart brengen van de stapeling van effecten door verschillende ruimtelijke ontwikkelingen op de visserij. Daarnaast wordt in de Partiële Herziening van het Programma Noordzee 2022–2027 ook vastgelegd dat er onder andere aandacht moet zijn voor de cumulatieve effecten van voorgestelde en geplande gebiedssluitingen en -beperkingen voor visserij op de primaire Nederlandse aanvoersector en de visserijketen en -gemeenschappen.

Vraag 5

Is compensatie of ondersteuning voor getroffen vissers voorzien, zoals overeengekomen om sectoren een duurzame toekomst te bieden?

Bij de vaststelling van het Programma Noordzee 2022–2027 heeft het kabinet middelen gereserveerd voor de inpassing van windenergie op zee in relatie tot andere gebruikers van de Noordzee. Hierin is er ook geld gereserveerd voor de visserijsector. Een budget van 199 miljoen euro is vanuit het Klimaatfonds beschikbaar gesteld voor de aanpassing en verdere verduurzaming van de visserij en deels reeds ingezet voor subsidieregelingen voor verduurzaming van de visserij. Daarnaast is hiervan 30 miljoen ter beschikking gesteld voor de landzijdige keten en visserijgemeenschappen om zich aan te passen aan de gevolgen van de krimp van de visserij. In 2024 zijn daartoe afspraken gemaakt tussen het Rijk en het Bestuurlijk Platform Visserij over de besteding van deze middelen via het Visserij Ontwikkel Plan5.
Daarnaast zijn er in het Noordzeeakkoord door het Rijk afspraken gemaakt over de balans tussen de transities van energie, visserij/voedsel en natuur op zee. Tevens is een budget beschikbaar gesteld van 45 miljoen euro (10 miljoen nationale middelen die op de begroting staan bij de Minister van Landbouw, Visserij, Voedselzekerheid en Natuur, 35 miljoen EMFAF gelden) voor de verduurzaming van de kottervisserijsector. Ook deze middelen zijn deels via subsidieregelingen reeds ter beschikking van de sector gesteld.

Vraag 6

In hoeverre is visserij binnen bestaande en/of nieuwe windmolenparken mogelijk?

In het Noordzeeakkoord en in het Programma Noordzee 2022–2027 is de mogelijkheid van medegebruik in windparken opgenomen. Er zijn momenteel vier vormen van medegebruik toegestaan, waaronder passieve visserij en aquacultuur. Ruimte voor deze vormen van voedselwinning uit zee wordt aangewezen in de gebiedspaspoorten die de Minister van Infrastructuur en Waterstaat vaststelt. Daarin wordt een afweging gemaakt tussen alle vormen van medegebruik. Niet alle vormen van medegebruik kunnen in combinatie met elkaar plaatsvinden.
Andere vormen van visserij zijn vooralsnog niet toegestaan vanuit veiligheidsoogpunt en om schade aan windparken en bekabeling te voorkomen. In 2019 hebben er drie studies6 plaatsgevonden naar de mogelijkheden voor actieve visserij binnen windparken op zee. Op basis van de resultaten van deze studies is indertijd in het Noordzeeakkoord vastgelegd actieve visserij in windparken niet toe te staan. Dit had vooral te maken met de meerkosten voor de inrichting van het windpark en hoogte van verzekeringspremies voor de vissers.
Door de toegenomen druk op de ruimte en naar aanleiding van de gewijzigde motie Van der Plas (BBB)7 acht het Kabinet een nadere overweging van dit beleid noodzakelijk. De Staatssecretaris van Landbouw, Visserij, Voedselzekerheid en Natuur onderzoekt om die reden wederom óf en zo ja onder welke voorwaarden toch vormen van actieve visserij op termijn in windparken toegestaan kunnen worden, rekening houdend met haalbaarheid, uitvoerbaarheid en veiligheid. Als deze onderzoeken aanleiding geven tot het aanpassen van het beleid voor medegebruik, kan dit worden opgenomen in het volgende Programma Noordzee 2028–2033.

Vraag 7

Is het mogelijk om natuurcompensatie voor windmolens op zee te realiseren binnenin de kavel van het te bouwen windmolenpark op zee? Zo ja, wat zijn de richtlijnen en vereisten voor natuurcompensatie bij dit type projecten?

Er zijn tot op heden, anders dan de wettelijke kaders zoals die volgen uit de Omgevingswet, geen vereisten of voorschriften voor actief natuurherstel of natuurcompensatie binnen windparken.
Het kavelbesluit, dat bepaalt waar en onder welke voorwaarden een windpark op zee aangelegd wordt en in bedrijf genomen mag worden, wordt getoetst aan de wettelijke kaders uit de Omgevingswet. Op grond van die toets kunnen mitigerende maatregelen noodzakelijk blijken, die de negatieve effecten op de Noordzeenatuur verminderen. Voor de noodzakelijke mitigerende maatregelen bevatten de kavelbesluiten verplichtende voorschriften.
De noodzaak voor, en aard van mitigerende maatregelen wordt bepaald op basis van de milieueffectrapportage en een Passende beoordeling die voor elk kavelbesluit worden opgesteld. De noodzaak en aard hangen af van de specifieke locatie van het kavel en de daar voorkomende soorten en habitat(s). Daarbij worden ook alle fasen van een windpark beschouwd: zo is er een geluidsbelasting voor zeezoogdieren bij de aanleg en ontstaat een aanvaringsrisico voor vogels in de operationele fase.
Wanneer met natuurcompensatie compensatie wordt bedoeld in de zin van Natura 2000 wetgeving, dan gaat dat specifiek om de zogenoemde ADC-toets. Het gaat hier om de effecten op eventueel naast gelegen Natura 2000-gebieden, windparken worden namelijk niet in deze gebieden gebouwd. Deze ADC-toets is de laatste stap die genomen kan worden wanneer een Passende beoordeling significant negatieve effecten niet op voorhand kan uitsluiten. Voor de betreffende activiteit mogen er dan geen reële alternatieven zijn, moet er sprake zijn van een dwingende reden van groot openbaar belang en moet natuurcompensatie plaatsvinden. Voor deze vorm van natuurcompensatie gelden strenge juridische voorwaarden. In het geval de ADC-toets succesvol wordt doorlopen, zijn de compenserende maatregelen onderdeel van de voorwaarde waaronder de vergunning wordt verleend. Tot nu toe is voor windparken op zee geen gebruik gemaakt van de ADC-toets.
Bovenop de mitigerende maatregelen bevatten recente kavelbesluiten ook voorschriften voor natuur-inclusief bouwen, dat wil zeggen een zo natuurvriendelijk mogelijke aanleg van windparken, die kansen voor natuurontwikkeling stimuleert. Daarmee dragen de windparken bij aan herstel en versterking van de Noordzeenatuur en daarmee aan het vergroten van de ecologische draagkracht.
Een andere manier waarop nu al wordt ingezet op versterking en herstel van de Noordzeenatuur vindt plaats via de criteria van de procedures (tenders) waarmee de vergunningen voor de windparken op zee worden verstrekt. Die criteria dagen de biedende partijen uit tot het toepassen van nieuwe innovatieve maatregelen.
Ten slotte kunnen er ook kansen zijn voor natuurherstel en -versterking in de ruimte tussen de windturbines, die niet tot het windpark behoort. Het gaat dan om een vorm van medegebruik. Via een gebiedspaspoort wordt aangegeven welke vorm van medegebruik waar binnen een windpark kan plaatsvinden. Dit gebiedspaspoort wordt door de Minister van Infrastructuur en Waterstaat opgesteld. Actief natuurherstel is één van de vormen van medegebruik.

Vraag 8

In hoeverre zijn de mogelijke negatieve effecten van de bouw en exploitatie van windmolenparken op zee op de natuur goed in kaart gebracht? Zijn er specifieke studies of rapporten die hierover zijn opgeleverd?

De effecten van windparken op de Noordzeenatuur behoren tot de meest grondig in kaart gebrachte effecten van alle menselijke activiteiten op zee. Toch zijn er ook nog kennislacunes, mede doordat meten en monitoren op zee kostbaar en tijdrovend is. Het Rijk werkt samen met veel partijen om de kennisbasis zo snel mogelijk te vergroten en de impact op natuur zo te minimaliseren. Dit vindt voornamelijk plaats via het langjarige Wind op zee ecologisch onderzoeksprogramma (Wozep), dat in mijn opdracht de cumulatieve ecologische effecten van windparken op zee onderzoekt. Daarnaast is er het bredere programma Monitoring-Onderzoek-Natuurversterking-Soortbescherming (MONS), dat als doel heeft de vraag te beantwoorden of en hoe het veranderende gebruik van de Noordzee past binnen de ecologische draagkracht van de Noordzee. De meest recente wetenschappelijke kennis van Wozep en MONS wordt verzameld op het Noordzeeloket8.
Ten behoeve van besluitvorming voor windenergie op zee wordt steeds de meest recente kennis gebruikt. Voor de analyse van de effecten van windenergie op de Noordzeenatuur wordt gebruik gemaakt van het speciaal ontwikkelde Kader ecologie en cumulatie (KEC), dat de impact van alle windparken op de Noordzee tezamen op o.a. zeezoogdieren, vogels en vleermuizen in kaart brengt. Voor andere menselijke activiteiten op zee is een dergelijke cumulatieve aanpak nog niet gemeengoed. Ook het in kaart brengen van de cumulatieve effecten van alle drukfactoren, zoals wind op zee, scheepvaart en visserij, tezamen op de Noordzeenatuur vergt nog aanvullend onderzoek, dat nu onder andere via het Greater North Sea Basin Initiative samen met de andere Noordzeeladen in gang is gezet.
Alle kennis wordt verwerkt in de milieueffectrapportages die ten grondslag liggen aan de besluitvorming voor windenergie op zee. Voor het aanwijzen van windenergiegebieden in het Programma Noordzee stelt de Minister van Infrastructuur en Waterstaat verplicht een plan-milieueffectrapport en Passende beoordeling op. Deze gaan – op hoog abstractieniveau – ook in op de effecten op natuur. Voor ieder afzonderlijk kavelbesluit wordt vervolgens verplicht een gedetailleerd project-milieueffectrapport, Passende beoordeling en soortenbeschermingstoets opgesteld. Deze rapporten worden tezamen met de kavelbesluiten gepubliceerd.

Vraag 9

Is het Ministerie van Landbouw, Visserij, Voedselzekerheid en Natuur (LVVN) betrokken bij de planning of/en evaluatie van de effecten van windmolenparken op zee op de natuur?

Ja, de Staatssecretaris van Landbouw, Visserij, Voedselzekerheid en Natuur is verantwoordelijk voor toetsing van projecten op natuurwetgeving. In een vroegtijdig stadium is de Staatssecretaris betrokken bij de aanwijzing van windenergiegebieden op zee in het Programma Noordzee. Daarnaast worden kavelbesluiten in overeenstemming met deze Staatssecretaris genomen. Het Ministerie van Landbouw, Visserij, Voedselzekerheid en Natuur is ook betrokken bij de stuurgroep Wozep.

Vraag 10

In hoeverre is het rapport van de Onderzoeksraad voor Veiligheid (OvV) «Schipperen met ruimte» meegenomen in de wijziging ontwikkelkader windenergie op zee?

De recente wijziging van het Ontwikkelkader windenergie op zee betreft technische wijzigingen voor het net op zee. Deze wijzigingen hebben geen gevolgen voor de scheepvaartveiligheid.

Vraag 11

Met hoeveel schepen moet de Kustwacht uitbreiden voor de bewaking van de veiligheid op zee door het toenemende aantal windmolenparken op zee?

De Kustwacht heeft opdracht gegeven tot het verwerven van een extra 24/7 handhavingsvaartuig. Dat betekent extra capaciteit voor het handhaven van wet- en regelgeving in- en rondom windparken op zee. Binnen het Programma Bescherming Noordzee Infrastructuur wordt er ook gekeken naar de capaciteiten van de Kustwacht om een grotere rol, in het beschermen van de infrastructuur op de Noordzee, te kunnen spelen. Overigens heeft de Koninklijke Marine hierin ook een actieve betrokkenheid en een samenwerking met de Kustwacht. Over het Actieplan ter bescherming van de infrastructuur is de Kamer geïnformeerd op 10 juli 20249. In deze brief is de Kamer ook geïnformeerd over de incidentele middelen die voor 2024 en 2025 zijn vrijgemaakt om dit Actieplan te kunnen gaan uitvoeren. Van deze incidentele middelen zijn ook investeringen gedaan in de middelen voor de Kustwacht. Over welke dit zijn wordt de Kamer in het tweede kwartaal van dit jaar nader geïnformeerd. Hierin zal de Kamer ook worden geïnformeerd welke middelen structureel nodig zijn om vanaf 2026 de Noordzee te kunnen beschermen.

Vraag 12

Wordt de Kustwacht betrokken bij de bescherming van windmolenparken op zee?

Ja, de Kustwacht is intensief betrokken bij de bescherming van windmolenparken op zee.

Vraag 13

Hoe wordt er samengewerkt met de Kustwacht en andere schepen om de veiligheid en het beheer van de parken te waarborgen?

Er wordt samengewerkt met zes opdrachtgevende departementen en de beheerder binnen de Raad voor de Kustwacht.

Vraag 14

Wordt er in de plannen voor de aanleg van onderzeese kabels voor windmolenparken op zee rekening gehouden met de toegenomen dreigingen vanuit Rusland, zoals schade aan kabels?

Ja, TenneT heeft hierin als netbeheerder van het net op zee een eigen verantwoordelijkheid om de integriteit en veiligheid van het net op zee te waarborgen. Zie ook antwoord vraag 15.

Vraag 15

Zijn er specifieke maatregelen getroffen om de kabels te beveiligen?

Nederland heeft groot belang bij de aansluiting van windparken op zee. Incidenten, zoals de sabotage van de Nord-Streamleidingen in september 2022 en recentere sabotage in de Oostzee, laten het belang zien van de beveiliging van infrastructuur. Sabotage, manipulatie of spionage zou de energievoorziening kunnen verstoren en daarmee een grote economische en sociale impact kunnen hebben.
Voor de beveiliging van energie-infrastructuur werkt de Rijksoverheid nauw samen met TenneT en Gasunie en de veiligheidsdiensten om te zorgen dat securityintegraal wordt meegewogen bij de aanleg van de onderzeese infrastructuur. Ook nemen TenneT en Gasunie conform hun wettelijke taak zelf verantwoordelijkheid om de weerbaarheid van kabels en leidingen te verhogen.
Momenteel worden de European Critical Entities Resilience (CER), de Network and Information Security directive (NIS2) omgezet in de Nederlandse Wet weerbaarheid kritieke entiteiten en de Cyber beveiligingswet. Deze wetgevingen leiden tot een verdere versterking van de digitale en fysieke weerbaarheid van de vitale infrastructuur. Entiteiten die onder deze wetgevingen komen te vallen moeten aanvullend passende en evenredige weerbaarheidsverhogende maatregelen nemen. Daarnaast is op 13 juni 2024 de Netcode Cybersecurity (NCCS) in werking getreden. Deze sectorspecifieke Europese wetgeving over grensoverschrijdende cybersecurity in de elektriciteitssector stelt aanvullend op de NIS2 concretere en bindende grensoverschrijdende cybersecurityeisen vast voor elektriciteitsentiteiten.
Daarnaast zet het kabinet in op een robuuste aanpak om de bescherming van de infrastructuur op de Noordzee te kunnen borgen en waar nodig te verbeteren. De Minister van Infrastructuur en Waterstaat coördineert het Programma Bescherming Noordzee infrastructuur (PBNI). Over de strategie en het Actieplan ter bescherming van de infrastructuur is de Kamer geïnformeerd op 10 juli 202410. Mijn departement, inclusief de programma’s voor wind op zee en netten op zee, is op het PBNI aangesloten.

Vraag 16

Is er een plan voor het vervangen van verouderde windmolens op zee en voor het efficiënter plaatsen van nieuwe windmolens, bijvoorbeeld door betere technologie of optimalisatie van de locaties of dichter op elkaar zetten op een kavel?

Aan het eind van de vergunningsduur moet een windpark op zee in z’n geheel worden verwijderd. Dit is bepaald in de Omgevingswet. Voor oudere windparken, die destijds onder de Waterwet zijn vergund, kan de vergunninghouder een verlenging van de vergunning aanvragen. Het initiatief daarvoor ligt bij de vergunninghouder.
Voor de recentere windparken die zijn vergund onder de Wet windenergie op zee bepaalt die wet dat de maximale vergunningsduur 40 jaar bedraagt. Dit is inclusief de bouw- en verwijdertijd.
De ontwikkeling van windturbines laat nog steeds vooruitgang zien. Turbines worden nog steeds groter en efficiënter, waardoor er meer energie tegen lagere kosten is te produceren. Grotere windturbines zijn daarnaast ook gunstiger voor het beperken van aanvaringsslachtoffers van vogels en vleermuizen.
De ontwikkeling naar grotere windturbines en de resultaten van de in antwoord 6 vermelde studies naar de mogelijkheden voor actieve visserij binnen windparken op zee hebben er toe geleid dat windparken op zee steeds «compacter» zijn geworden, in de zin dat er meer productievermogen (uitgedrukt in megawatt, MW) per oppervlakte-eenheid (uitgedrukt in vierkante kilometer (km2)) wordt gerealiseerd. Waar er bij de windparken in het windenergiegebied Borssele nog ongeveer 4 MW/km2 staat is er in het Programma Noordzee 2022–2027 bepaald dat 10 MW/km2 voortaan het uitgangspunt is. De meest recent vergunde windparken in windenergiegebieden Hollandse Kust (west) en IJmuiden Ver hanteren al dit uitgangspunt. Oftewel voor hetzelfde productievermogen wordt nog maar 40% van de oorspronkelijke ruimte gebruikt. Daarmee blijft er meer ruimte over voor andere activiteiten buiten het windpark. Keerzijde is wel dat de businesscase van de windparken nadelig wordt beïnvloed, doordat de windturbines in grotere mate elkaar wind afvangen, en dat ruimte-intensief medegebruik, zoals actieve visserij, binnen windparken uitdagend(er) is.

Vraag 17

Wat zijn de verwachte kosten voor de bouw en exploitatie van windmolenparken op zee? Hoe worden deze kosten gedekt?

De geschatte investeringskosten voor een windpark op zee zijn 2 tot 2,5 miljard euro per gigawatt geïnstalleerd windvermogen. De geschatte operationele kosten voor een windpark op zee bedragen ongeveer 120 miljoen euro per jaar per gigawatt geïnstalleerd windvermogen. Dit zijn private kosten, die door de windparkontwikkelaar worden betaald.

Vraag 18

Is het mogelijk om subsidie te verkrijgen voor de bouw van windmolenparken op zee op basis van het Besluit stimulering duurzame energieproductie en klimaattransitie? Zo ja, onder welke voorwaarden?

Op basis van het huidige Besluit stimulering duurzame energieproductie en klimaattransitie is het niet mogelijk om subsidie te verlenen aan windparken op zee. In het verleden hebben windparken wel subsidiebeschikkingen verkregen op basis van dit Besluit, maar de laatste jaren zijn windparken op zee zonder subsidie verleend en is deze mogelijkheid er niet meer.

Vraag 19

Gaat het Rijk de toegenomen kosten voor de bouw en exploitatie van windmolenparken compenseren door middel van subsidies?

De toegenomen kosten zullen niet worden gecompenseerd zolang deze kosten passen binnen de businesscase van de windparkontwikkelaar. Indien blijkt dat de bouw van een windpark op zee niet meer uit kan zonder subsidie, dan zal het kabinet verschillende maatregelen overwegen die de businesscase kunnen verbeteren.

Vraag 20

Wat zijn de plannen voor het beheer van windmolenparken na het einde van hun levensduur?

Aan het eind van de vergunningsduur moet een windpark op zee op grond van de Omgevingswet in z’n geheel worden verwijderd. Onder de Wet windenergie op zee is de vergunninghouder van het windpark verplicht de kosten voor verwijdering te dragen. Hiertoe dient zij een bankgarantie te overleggen.

Vraag 1

Bent u bekend met de brief «Gemiste kansen in huidige zuivere implementatie EU richtlijn hernieuwbare energie (REDIII)» (Kamerstuk 2024D40273), aangeboden door Comité Schone Lucht op 21 oktober 2024?

Ja.

Vraag 2

Deelt u de mening van de auteurs dat de Europese richtlijn REDIII op het onderdeel «biomassaverbranding voor energie» te generiek is en niet leidt tot de gewenste aanscherping van duurzaamheidscriteria noch tot afbouw van biomassaverbranding?

Nee, die mening deelt het kabinet niet. In de Kamerbrief Voortgang duurzaamheidskader biogrondstoffen van 20 december jongstleden1 heeft het kabinet de Kamer geïnformeerd dat de duurzaamheidseisen in de REDIII op het onderdeel biogrondstoffen voor energie sinds de publicatie van de RED in 2018 meermaals zijn aangescherpt, onder andere op het gebied van duurzaamheidsborging en toezicht, biodiversiteit, waterkwaliteit en bescherming van oerbossen.2 Voor een goede balans tussen duurzaamheid en uitvoerbaarheid kiest het kabinet ervoor om het Nederlandse stelsel van duurzaamheidseisen aan te laten sluiten bij de REDIII.3

Vraag 3

Wat is de reden voor de keuze van een zuivere implementatie en wat is de oorsprong van deze term?

Het kabinet kiest ervoor om de REDIII zuiver te implementeren conform de Aanwijzingen voor de regelgeving (Ar. 9.4). De Kamer is hierover geïnformeerd in het wetgevingsprogramma Klimaat voorjaar 2023.4 Dit betekent dat bij de implementatie geen andere regels worden opgenomen dan voor de implementatie strikt noodzakelijk. Voor eventuele aanvullende nationale maatregelen wordt een separaat wetgevingsproces gevolgd. Doel van dit uitgangspunt in de Aanwijzingen voor de regelgeving – dat overigens in principe geldt voor de implementatie van alle Europese regelgeving – is om de implementatieprocedure zo snel mogelijk te doorlopen met het oog op de korte implementatietermijnen van de Europese Unie. Zorgvuldige zuivere implementatie kost tijd omdat het onder andere interdepartementale afstemming en overleg met stakeholders en uitvoeringsorganisaties vergt.

Vraag 4

Waarom is er niet gekozen voor een ambitieuzere aanpak waarbij Nederland de ruimte benut die REDIII expliciet biedt aan lidstaten om regelgeving aan te passen en aan te scherpen?

Zie het antwoord op vraag 2. Voor een toelichting op deze keuze verwijst het kabinet naar de Kamerbrief Voortgang duurzaamheidskader biogrondstoffen van 20 december jongstleden5, waarin het kabinet aangeeft:
«Door uniforme eisen binnen Europa wordt het mogelijk om in samenwerking met alle EU-lidstaten publiek toezicht op certificering te regelen. Hierdoor kan beter toezicht worden gehouden dan wanneer Nederland het toezicht zelfstandig vormgeeft, wat de robuustheid van het systeem vergroot. Daarnaast zorgen uniforme eisen voor een gelijk speelveld en betere uitvoerbaarheid in de biogrondstoffen praktijk, en kunnen hoogwaardige toepassingen in Nederland gebruik maken van een brede beschikbaarheid van internationaal gecertificeerde biogrondstoffen.»

Vraag 5

Welke concrete plannen heeft u voor een snelle afbouw van verbranding van houtige biomassa en bioEnergy with Carbon Capture Storage (BECCS)? Kunt u een specifiek tijdspad met maanden en jaartallen verstrekken?

Negatieve emissies, waar BECCS een rol bij kan spelen, zijn een belangrijk onderdeel van het halen van de klimaatdoelen, zeker voor klimaatneutraliteit. In het kader van de bredere besluitvorming over klimaatmaatregelen kijkt het kabinet ook naar negatieve emissies. De Kamer wordt hierover vóór de zomer geïnformeerd. Met betrekking tot het afbouwpad voor laagwaardige toepassingen van biogrondstoffen verwijst het kabinet naar het antwoord op vraag 14.

Vraag 6

Op welke wijze en wanneer zult u de Kamer informeren over de voortgang van de implementatie van REDIII betreffende «biomassaverbranding voor energie»?

Zie het antwoord op vraag 7.

Vraag 7

Kunt u specificeren hoe en waar elk van de vier (sub)bepalingen die in de brief en in bijlage 3 over «houtige biomassa voor energie» worden genoemd, in Nederlandse wetgeving worden opgenomen? Wanneer en hoe zult u de Kamer hierover informeren

Dat biogrondstoffen voldoen aan de (sub)bepalingen die verwijzen naar artikelen 29 en 30 wordt aangetoond met behulp van door de Europese Commissie erkende certificatieschema’s. De Europese Commissie toetst of deze certificatieschema’s aan de strenge duurzaamheidseisen van de RED voldoen. Deze certificatieschema’s tonen dus aan dat de biomassa duurzaam geproduceerd is en het gebruik van deze biomassa voor de productie van energie dus als hernieuwbaar mag worden gerekend. Deze bepalingen (artikelen 29 en 30) zijn reeds geïmplementeerd in de regelgeving van de SDE++.
Voor het principe van cascadering uit artikel 3 van de richtlijn schrijft de REDIII een volgorde voor. Omdat de richtlijn bindend recht is en daardoor automatisch ook in Nederland geldt, zal dit cascaderingsprincipe ook als uitgangspunt worden gehanteerd bij subsidieregelingen, zoals de SDE++. Over de openstelling van de SDE++ in 2025 informeert het kabinet de Kamer dit kwartaal.

Vraag 8

Wat is uw definitie van het cascaderingsprincipe in relatie tot biomassa?

Het duurzaamheidskader biogrondstoffen6 van het kabinet geeft invulling aan een advies van de SER uit 20207, waarin de SER het volgende stelt: «Cascadering biedt een strategie om biogrondstoffen zo hoogwaardig, optimaal en efficiënt mogelijk in te zetten.» Bij de implementatie van de REDIII hanteert het kabinet de definitie van cascadering zoals uitgewerkt in artikel 3 van de REDIII.

Vraag 9

Deelt u de mening dat het cascaderingsprincipe een leidend principe is in REDIII, conform het advies van de Sociaal-Economische Raad (SER) uit 2020? Zo ja, hoe gaat u de toepassingsmogelijkheden binnen Nederland beter specificeren en waarborgen? Zo nee, waarom niet?

In Nederland wordt invulling gegeven aan het advies van de SER uit 2020 door middel van het duurzaamheidskader biogrondstoffen. Uitgangspunt van het duurzaamheidskader is dat biogrondstoffen duurzaam zijn geproduceerd en dat biogrondstoffen zo hoogwaardig mogelijk worden ingezet. De afgelopen jaren zijn al diverse stappen gezet in het afbouwen van subsidies voor laagwaardige toepassingen. In de Kamerbrief van 20 december 20248 is uiteengezet hoe het kabinet het verder afbouwen van het subsidiëren van laagwaardige toepassingen wil vormgeven. In diezelfde Kamerbrief is ook uiteengezet hoe de beleidsinzet rondom de opbouw van hoogwaardige toepassingen wordt voortgezet, zoals de toepassing van biogrondstoffen binnen de bouw binnen de Nationale Aanpak Biobased Bouwen (NABB).

Vraag 10

Bent u van mening dat de toepassing van het cascaderingsprincipe inhoudt dat resthout primair voor de productie van houtvezel- en spaanplaat moet worden gebruikt en niet mag worden verbrand? Zo ja, hoe gaat u dit concretiseren in wet- en regelgeving en wanneer?

Het kabinet werkt op dit moment de implementatie van het cascaderingsprincipe in de REDIII uit. De Kamer wordt hier op een later moment nader over geïnformeerd. In het algemeen deelt het kabinet de mening dat biogrondstoffen zo hoogwaardig mogelijk moeten worden ingezet.

Vraag 11

Is aanpassing van de Nederlandse wetgeving nodig voor de implementatie van het cascaderingsprincipe? Zo ja, op welke wijze en op welke termijn? Zo nee, waarom niet?

Het kabinet werkt op dit moment de implementatie van de REDIII, waaronder het cascaderingsprincipe, uit. Het is nog niet duidelijk of aanpassing van Nederlandse wetgeving nodig is. De Kamer wordt hier op een later moment nader over geïnformeerd.

Vraag 12

Zijn er publieke consultaties voor de implementatie van «biomassaverbranding voor energie» van de REDIII nodig? Zo ja, welke? Zo nee, waarom niet?

Internetconsultatie is optioneel bij de implementatie van EU-regelgeving.9 Omdat het gaat om zuivere implementatie wordt de implementatie van de REDIII naar verwachting niet geconsulteerd, maar dit is mede afhankelijk van de vraag of er aanpassing van Nederlandse wetgeving nodig is, zie vraag 11. Wijzigingen aan subsidieregelingen zoals de SDE++ worden doorgaans niet geconsulteerd. Wel wordt het advies van het Planbureau voor de Leefomgeving dat aan de SDE++ ten grondslag ligt elk voorjaar publiek geconsulteerd aan de hand van een conceptadvies.

Vraag 13

Hoe gaat u de onduidelijkheid over de correcte implementatie van het cascaderingsprincipe, zoals vermeld in bijlage 2 van de brief, aanpakken en binnen welke termijn?

Het is gebruikelijk dat er bij de implementatie van een richtlijn sprake is van openstaande vraagstukken en overleg tussen lidstaten over de implementatie hiervan. Het kabinet zal hiervoor gebruikmaken van reguliere contacten en overlegstructuren om, waar nodig, onduidelijkheden weg te nemen.

Vraag 14

Deelt u de mening dat Stimuleringsregeling Duurzame Energieproductie en Klimaattransitie-subsidies (SDE) strikt ingezet dienen te worden voor hoogwaardig gebruik van schaarse biomassa om een circulaire economie te stimuleren? Zo nee, waarom niet?

Het kabinet deelt de mening dat schaarse biogrondstoffen zo hoogwaardig mogelijk moeten worden ingezet en dat dit bijdraagt aan de transitie naar een circulaire economie. De SDE++ heeft echter als centraal doel om CO2 te reduceren. Projecten worden hierbij gerangschikt op kosteneffectiviteit. Bij de randvoorwaarden die gesteld worden aan nieuwe biomassaprojecten wordt rekening gehouden met Europese regelgeving, het duurzaamheidskader biogrondstoffen en het afbouwpad voor laagwaardige toepassingen van biogrondstoffen10. Met het oog op het duurzaamheidskader en de hoogwaardige rol die biogrondstoffen op specifieke onderdelen van de grondstoffen- en energietransitie kunnen spelen, draagt het kabinet met het afbouwpad voor laagwaardige toepassingen bij aan het stimuleren van meer hoogwaardige inzet. Zo worden er sinds het najaar van 2017 geen nieuwe subsidies afgegeven voor bij- en meestook van biogrondstoffen in kolencentrales. Per 2022 worden er ook geen nieuwe subsidies meer afgegeven voor de opwek van lage temperatuurwarmte (<100°C) met houtige biogrondstoffen. Tevens is de toepassing van warmte in de glastuinbouw en stadsverwarming door verbranding van houtige biogrondstoffen vanaf 2023 uitgesloten in de SDE++. Bij het gecombineerd opwekken van warmte en elektriciteit door verbranding en vergassing van biogrondstoffen is de productie van elektriciteit per 2024 uitgesloten van subsidie.

Vraag 15

Bent u bekend met artikel 2 (1a) van REDIII, waarin de definitie van houtsoorten «geschikt voor industrieel gebruik» wordt gegeven?

Ja.

Vraag 16

Op welke wijze zorgt u ervoor dat resthout geschikt voor hoogwaardige toepassing binnen de definitie «geschikt voor industrieel gebruik» valt en niet laagwaardig wordt verbrand?

Het kabinet werkt op dit moment de implementatie van het cascaderingsprincipe in de REDIII uit. De Kamer wordt hier op een later moment nader over geïnformeerd.

Vraag 17

Zijn de bestaande en langlopende SDE-subsidies voor verbranding van houtige biomassa volgens u in strijd met het cascaderingsprincipe en de ambities voor een versnelde circulaire economie? Zo ja, overweegt u deze subsidies anders vorm te geven? Zo nee, waarom niet?

Het kabinet heeft in 2022 een afbouwpad aangekondigd voor subsidies voor laagwaardige toepassingen van biogrondstoffen. Voor een overzicht van de laagwaardige toepassingen die reeds niet meer in aanmerking komen voor een nieuwe SDE++ subsidiebeschikking verwijst het kabinet u naar het antwoord op vraag 14. Hiervoor is gekozen om de transitie naar hoogwaardige toepassingen van biogrondstoffen te versnellen en bij te dragen aan de transitie naar een circulaire economie. Zoals in vraag 8 staat is cascadering onderdeel van het duurzaamheidskader biogrondstoffen.
Het kabinet overweegt niet om lopende subsidiebeschikkingen anders vorm te geven. Een subsidiebeschikking vanuit de SDE++ geeft projecteigenaren recht op een aantal jaar subsidie tijdens de exploitatie. Dit is voor biomassa meestal 12 jaar en voor bij- en meestook 8 jaar. Hiermee wordt de onrendabele top vergoed. Het achteraf aanpassen van reeds afgegeven subsidiebeschikkingen is niet aan de orde, omdat dit inbreuk maakt op het eigendomsrecht van beschikkinghouders en strijdig is met de algemene beginselen van behoorlijk bestuur.
In de REDIII is bepaald (artikel 29 lid 15) dat subsidies die voor de inwerkintreding van de REDIII in overeenstemming met de duurzaamheids- en broeikasgasreductiecriteria uit de REDII zijn verstrekt, niet hoeven te voldoen aan de criteria uit REDIII.

Vraag 18

Bent u bekend met Artikel 29(7) van REDIII betreffende de effecten van biomassaverbranding op de koolstofopslag in de landsector (LULUCF)? Zo ja, welke klimaatmaatregelen acht u noodzakelijk om deze effecten te beheersen?

Ja. De duurzaamheidseisen onder artikel 29(7) worden geborgd met behulp van door de Europese Commissie erkende certificatieschema’s, zie het antwoord op vraag 7. Biomassa die is geproduceerd volgens deze certificatieschema’s voldoet dus aan de eisen betreffende landgebruik, wijzigingen in het landgebruik en bosbouw (LULUCF).

Vraag 19

Bent u bekend met het onderzoek «Burning up the carbon sink» over de negatieve effecten van houtoogst voor biomassaverbranding op de koolstofopslag? Zo ja, welke klimaatmaatregelen acht u noodzakelijk om deze effecten te beheersen?

Ja. Wat het kabinet betreft kan alleen het gebruik van duurzame biogrondstoffen een klimaatneutraal of positief klimaateffect bewerkstelligen. Om de duurzaamheid van biogrondstoffen te borgen werkt het kabinet met het duurzaamheidskader biogrondstoffen. Er gelden zowel in Nederland als in de EU (REDIII) strenge duurzaamheidseisen voor het gebruik van (houtige) biogrondstoffen voor energie, waaronder regels ter voorkoming van afname van de koolstofopslagcapaciteit van Europese bossen.

Vraag 20

Hoe stelt u de effecten van «biomassaverbranding voor energie» op de koolstofopslag in de Nederlandse en buitenlandse «land use sector» vast? Wanneer was de laatste evaluatie, door wie is deze uitgevoerd en kunt u de resultaten delen?

Voor de Nederlandse landgebruik sector11 worden de veranderingen in koolstofvoorraad bijgehouden in de Nederlandse Bosinventarisatie (NBI)12. Deze inventarisatie wordt in een 5-jarige cyclus uitgevoerd, waarvan de laatste rapportage uit 2022 dateert. De NBI geeft de totale koolstofvoorraad in het bos op verschillende meetmomenten, waarop de toe- of afname in de koolstofvoorraad bepaald kan worden. Hierin zit de toename door groei van bomen, maar ook de afname door geoogste en afgestorven bomen. Uit deze berekeningen is de totale oogst niet af te leiden, maar de oogst is wel als effect meegenomen in het bepalen van de totale koolstofvoorraad en de veranderingen daarin. Uit deze berekeningen kunnen dus ook geen cijfers afgeleid worden over het aandeel oogst dat wordt gebruikt als energiehout. In het buitenland worden vergelijkbare methodieken gebruikt om de veranderingen in koolstofvoorraad te bepalen. Er zijn daarnaast wel jaarlijkse cijfers beschikbaar over de hoeveelheid hout die wordt geproduceerd, geïmporteerd en verbruikt als energiehout door Nederland13.

Vraag 21

Bent u bereid in gesprek te gaan met de auteurs van de brief en afgevaardigden van de internationale coalitie? Zo ja, wanneer? Zo nee, waarom niet?

Op 23 januari jongstleden heeft een gesprek plaatsgevonden met de auteurs van de brief van het Comité Schone Lucht en het Ministerie van Klimaat en Groene Groei. Het kabinet verwijst u tevens naar de schriftelijke reactie op de brief van het Comité Schone Lucht (bijgevoegd).

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Nederlandse gasvoorraden raken razendsnel leeg: Energiecrisis is allerminst voorbij»?1

Ja.

Vraag 2

Deelt u de zorg dat de snel dalende vulgraad van de gasopslagen en de aanhoudende geopolitieke onzekerheid rond energielevering opnieuw een risico vormen voor de energiezekerheid van Nederland en Europa?

In de brief over de stand van zaken op de gasmarkt en gasopslagen van 14 januari jl. geeft het kabinet aan te verwachten dat, ondanks de snel dalende vulgraad van de gasopslagen in Nederland en de geopolitieke onzekerheid, er voldoende gas is om deze winter door te komen.2 Dit wordt ondersteund door analyses van GTS. Op 9 januari jl. is GTS in een persbericht op haar website ingegaan op de actuele vulgraden en heeft GTS bevestigd dat de leveringszekerheid gewaarborgd blijft deze winter. GTS geeft aan dat «er momenteel geen sprake is van een verminderde leveringszekerheid». Wel plaatst GTS de kanttekening dat in een strenge winter een situatie met een krap aanbod kan ontstaan met een mogelijk effect op de prijzen op de groothandelsmarkt.3
Dit neemt niet weg dat het kabinet de situatie op de gasmarkt goed in de gaten houdt. Zo volgt het kabinet de vulgraad op de voet en kan het kabinet – net als eerdere jaren – via de vultaak van EBN bijspringen als gasopslagen onvoldoende gevuld worden door marktpartijen. Op basis van deze vultaak kan EBN er ook voor kiezen om gas dat EBN al heeft opgeslagen in de opslag te houden (doorrollen).
Ook in EU-verband worden de geopolitieke situatie en de gevolgen daarvan voor de gasleveringszekerheid goed in de gaten gehouden: volgens analyses van zowel het Europese netwerk van transmissiesysteembeheerders voor gas (ENTSOG) als het Internationaal Energieagentschap (IEA) leidt het wegvallen van de transit van Russisch gas door Oekraïne gedurende deze winter niet tot gasleveringszekerheidsproblemen in de EU. Ook de Europese Commissie verwacht geen tekorten als gevolg hiervan.4
Gezien de huidige ontwikkelingen, stuurt het kabinet de Kamer in februari wederom een update over de stand van zaken op de gasmarkt en gasopslagen.

Vraag 3

Welke maatregelen heeft het kabinet sinds de afgelopen winter genomen om te voorkomen dat de gasvoorraden opnieuw snel leeg raken, zoals in het artikel wordt geschetst?

Sinds de gascrisis van 2022 zijn de nodige maatregelen genomen om het gassysteem te versterken en daarmee te voorkomen dat gasopslagen leeg raken. Het is belangrijk om hierbij te benadrukken dat gasopslagen een cruciale rol spelen in het gassysteem, maar niet het enige middel zijn waarmee we voorzien in de gasleveringszekerheid. Het gaat onder andere ook om uitbreiding van de LNG-importcapaciteit, het versnellingsplan Noordzee, de introductie van de vultaak voor EBN en de maatregelen in het recent geactualiseerde Nederlandse Preventief Actieplan.
Wat betreft maatregelen voor gasopslag sinds afgelopen winter: EBN ook voor 2025 de vultaak gekregen om tot 20 TWh gas op te slaan en waar mogelijk in de opslag te houden, voor het geval marktpartijen dat onvoldoende doen. Daarnaast is en wordt doorgewerkt aan het voorstel voor de Wet bestrijden energieleveringscrisis. Hierin worden de inzichten verwerkt van het onderzoek dat is uitgevoerd om de consequenties en wenselijkheid van diverse vulmaatregelen in kaart te brengen.5 Dit wetsvoorstel gaat op korte termijn in internetconsultatie.

Vraag 4

Hoe wordt de huidige situatie beoordeeld ten opzichte van de kabinetsdoelstellingen die in het voorjaar van 2023 zijn geformuleerd om de gasvoorraden vóór de winter van 2024 tijdig te vullen?

De gasopslagen in Nederland waren op 1 oktober 2024 voor bijna 93% gevuld. Dit was in lijn met de ambitie van het kabinet6 en het advies van GTS en ruim boven de vulverplichting voor Nederland van 74% die op 1 november gold op grond van de EU-verordening gasleveringszekerheid.7

Vraag 5

Hoe verklaart u dat de vulgraad in Nederland sneller daalt dan het Europese gemiddelde, terwijl daar dezelfde omstandigheden en Europese regels gelden?

In de Kamerbrief van 14 januari jl. noemt het kabinet een aantal mogelijke verklaringen voor de dalende vulgraad. Zo wordt de lagere vulgraad deels veroorzaakt doordat er de afgelopen weken meer gas nodig was om elektriciteit op te wekken, vanwege periodes van zogenaamde «dunkelflaute» (weinig wind en zon) en doordat het najaar van 2024 kouder was dan voorgaande jaren.
Echter, er is de afgelopen tijd meer gas uit de opslagen geproduceerd dan enkel te verklaren is op basis van temperatuur en weersomstandigheden. Dit wil overigens niet zeggen dat er meer gas verbruikt is dan op basis van temperatuur en weer te verwachten viel: het laat zien dat, om te voorzien in de gasvraag, er meer gas uit opslagen in Nederland is gebruikt dan uit andere bronnen.
Hierbij spelen marktontwikkelingen een grote rol. Gasopslagen in de EU zijn onderdeel van de geliberaliseerde gasmarkt, waarop ook partijen uit derde landen kunnen handelen. Voor marktpartijen die afgelopen zomer gas hebben opgeslagen, is het op dit moment aantrekkelijker om dat in te zetten om te voldoen aan hun leveringsverplichtingen dan om aanvullend gas in te kopen op de groothandelsmarkt, want dan zijn zij duurder uit. Dit komt door de verwachte ontwikkeling van de gasprijs: de dagprijs of maandprijs (nu februari) van gas is ongeveer gelijk aan de zomerprijs (2025) en die is weer hoger dan de komende winterprijs (2025/26). Dus hoe verder in de toekomst hoe goedkoper het gas. In de regel is het omgekeerd: hoe verder in de toekomst, hoe hoger de prijzen. De huidige situatie van «omgekeerde prijsvorming» zorgt ervoor dat het verlieslatend is om gas in de opslagen te laten zitten of om extra op te slaan. Dit effect van de prijzen op de mate waarin marktpartijen gas in de opslagen houden, speelt ook mee bij het vullen van de gasopslagen komend vulseizoen.
Ook kan gas uit de opslagen worden onttrokken voor zowel nationaal als regionaal gebruik. Het in Nederland opgeslagen gas wordt dus ook gebruikt in de buurlanden en vice versa. We zien daarbij, ook in afgelopen jaren, dat de Nederlandse gasopslagen net iets intensiever worden gebruikt dan de opslagen in andere landen. Hier speelt mee dat Nederland relatief veel opslagcapaciteit heeft ten opzichte van het gebruik, ook in vergelijking met buurlanden.8 De meeste gasopslagen in Nederland hebben daarbij ook specifiek de functionaliteiten om te voorzien in de extra vraag naar gas in de winter. Dit terwijl bijvoorbeeld veel gasopslagen in Duitsland cavernes zijn die tussentijds kunnen worden bijgevuld en daarom met name gebruikt worden voor de balancering van het net.

Vraag 6

Deelt u de mening dat het noodzakelijk is om de ambitie voor de vulgraad te verhogen in plaats van te verlagen zoals eerder is gecommuniceerd? Bent u bereid om het besluit om in 2025 de ambitie voor de vulgraad te verlagen naar 80% te herzien?

GTS heeft in haar overzicht gasleveringszekerheid van 30 september 2024 aangegeven dat er voorafgaand aan de winter 2025/26 110 TWh in de seizoensopslagen in Nederland moet zijn opgeslagen, wat neerkomt op een vulgraad van 80%. De ambitie van het kabinet sluit aan bij de analyse van GTS. Hierover heeft het kabinet de Kamer geïnformeerd in de update gasleveringszekerheid van 30 september 2024.9 Het kabinet hecht eraan dat de vulambitie van het kabinet realistisch en haalbaar is. De ambitie houdt rekening met de dalende vraag naar gas in zowel Nederland als de buurlanden en met de gasinfrastructuur in Nederland, op een wijze die borgt dat in de gasvraag in de winter kan worden voorzien. Het kabinet komt dit kwartaal met een brief om deze vulambitie nader toe te lichten en zal daarbij ook de ervaringen van deze winter betrekken, zoals toegezegd aan het lid Bontenbal10.

Vraag 7

Hoe beoordeelt u de kritiek dat energiebedrijven mogelijk onvoldoende worden gestimuleerd om de gasopslagen gedurende het hele jaar op een adequaat niveau te houden? Welke rol kan de overheid hierin spelen?

Energiebedrijven kunnen hun wettelijke of contractuele leveringsverplichtingen op verschillende manieren invullen: bijvoorbeeld door LNG-importcapaciteit te contracteren, door gas op te slaan of door (een deel van) hun portfolio op de spotmarkt en de futures markt in te kopen. Het kabinet ziet het dan ook als taak van marktpartijen om voldoende gas op te slaan: als onderdeel van hun portfoliostrategie kunnen zij dit het meest efficiënt en zij hebben hiervoor de benodigde kennis en kunde.
Mede naar aanleiding van de gascrisis in 2022 overweegt het kabinet structurele maatregelen met betrekking tot gasopslag. Om mogelijke vulmaatregelen goed te kunnen wegen, is een onderzoek uitgevoerd.11 Deze inzichten verwerkt het kabinet in het voorstel voor de Wet bestrijden energieleveringscrisis. Dit wetsvoorstel gaat op korte termijn in internetconsultatie.
In de tussentijd heeft het kabinet EBN de taak gegeven om in 2025 (net als in 2022, 2023 en 2024) tot 20 TWh aan gas op te slaan, voor het geval marktpartijen dat onvoldoende doen12.

Vraag 8

Verwacht u dat de gasopslagen komende zomer voldoende kunnen worden bijgevuld? Hoe sorteert u voor op de nog altijd krappe markt en het beperkte aanbod?

De gasopslagen kunnen nog voldoende worden bijgevuld om de vulambitie van het kabinet te halen: de capaciteit van de gasinfrastructuur – zoals de LNG-importterminals en de pijpleidingverbindingen met buurlanden – is groot genoeg om voldoende gas in het vulseizoen te kunnen importeren om de gasopslagen gemiddeld tot minimaal 80% te vullen. Een uitdaging hierbij is de prijsontwikkeling. Deze volgt het kabinet nauwgezet, omdat de prijsontwikkeling ervoor kan zorgen dat de opslagen komende zomer slechts beperkt worden gevuld. Ter toelichting: momenteel zijn, in tegenstelling tot wat normaal gesproken het geval is, op de groothandelsmarkt de prijzen voor gas in het aankomende vulseizoen hoger dan de gasprijzen voor de daaropvolgende winter (2025/26). Dit wordt ook wel een negatieve «spread» genoemd. Dit maakt het voor marktpartijen vooralsnog verlieslatend om gas op te slaan of om gas in de opslag te houden: immers, partijen moeten het gas dan aankopen (of laten zitten) tegen een hogere prijs dan de prijs waartegen ze het gas in de volgende winter kunnen verkopen. Marktpartijen gaan er, op basis van de huidige prijssignalen, van uit dat er in de aankomende winter gas uit andere bronnen te koop is tegen een prijs die lager is dan de prijs waartegen gas in de komende zomer zou moeten worden gekocht om vervolgens op te slaan. Zo kunnen partijen nu al gas inkopen op de futures markt met levering in winter 2025/26. Zie ook het antwoord op vraag 5.

Vraag 9

Bent u het ermee eens dat het waarborgen van een minimale vulgraad van de Nederlandse gasopslagen een cruciale voorwaarde is om economische stabiliteit te garanderen en prijsschommelingen te voorkomen?

Het kabinet is van mening dat het waarborgen van een minimale vulgraad bij aanvang van, en gedurende, de winter belangrijk is. Dit is de verantwoordelijkheid van marktpartijen, omdat zij moeten kunnen voorzien in hun leveringsverplichtingen. De meerjarige cijfers over de vulgraden in Nederlandse opslagen laten ook zien dat marktpartijen dit doen. Aanvullend heeft EBN sinds 2022 jaarlijkse een taak gekregen om 20TWh op te slaan als marktpartijen dat onvoldoende doen.

Vraag 10

Bent u bereid om minimale vulgraden in te voeren zoals eerder bepleit in de Motie van het lid Erkens over in het wetsvoorstel gasleveringszekerheid opnemen dat de Minister voor Klimaat en Energie jaarlijks een te behalen vulgraad voor de gasopslagen vaststelt (Kamerstuk 29 023, nr. 504)?

Het kabinet is voornemens om in het voorstel voor de Wet bestrijding energieleveringscrisis op te nemen dat de Minister voor Klimaat en Groene Groei jaarlijks een vuldoelstelling – met andere woorden: een minimale vulgraad bij aanvang van de winter – voor de gasopslagen vaststelt. Dit wetsvoorstel gaat op korte termijn in internetconsultatie.

Vraag 11

Hoe waarborgt u dat de hoge energiekosten, als gevolg van schaarste in de gasmarkt, niet opnieuw een disproportionele impact hebben op Nederlandse huishoudens en bedrijven?

Het kabinet heeft conform het regeerakkoord de energiebelasting op gas verlaagd. Dit scheelt in de energierekening van alle huishoudens dit jaar. De ACM zet de monitoring van de consumentenmarkt en de groothandelsmarkten het komende jaar voort en ziet er op toe dat bedrijven zich aan de regels houden zodat prijzen op de vrije energiemarkt op integere en transparante wijze tot stand komen.13
Voor de meeste huishoudens geldt dat prijsontwikkelingen pas na langere termijn gevolgen hebben voor de energierekening. Wanneer een effect optreedt, is immers afhankelijk van het type contract dat een huishouden heeft: meer dan de helft van de huishoudens heeft een vast contract met een vaste prijs voor een jaar of langer. Deze groep merkt pas iets van een hogere of lagere gasprijs op de groothandelsmarkt als zij een nieuw contract afsluit.14 Er is op dit moment nog niet sprake van een structurele prijsstijging vergeleken met eerdere jaren of een disproportionele impact. Hoewel de tarieven voor nieuwe contracten voor huishoudens in november en december met 1–3% gestegen zijn ten opzichte van de maanden ervoor, ligt het prijsniveau in de aangeboden contracten in januari 2025 nog altijd ruim onder het niveau van het prijsplafond dat in 2023 gold.
Voor bedrijven geldt dat veel sectoren, in het bijzonder energie-intensieve sectoren als chemie, landbouw en vervoer, er in de afgelopen jaren in geslaagd zijn hun gasverbruik te verlagen door energie efficiëntie. Deze efficiëntie is door de gascrisis van de afgelopen jaren en door de verduurzamingsopgave een belangrijk aandachtspunt voor veel bedrijven geworden. Hierdoor zijn bedrijven beter in staat om te gaan met de uitdagingen van hoge gasprijzen. Daarbij dient te worden opgemerkt dat de huidige gasprijzen weliswaar hoger liggen dan de periode van voor de recente gascrisis maar aanzienlijk lager zijn dan tijdens die gascrisis.

Vraag 1

Kunt u aangeven waarom het niet is gelukt om voldoende private financiële middelen beschikbaar gesteld te krijgen?1

Voor het kerstreces werd er onvoldoende aan de juridische en financiële voorwaarden voldaan om over te gaan tot een subsidieverstrekking voor een energiefonds. Er is na het kerstreces opnieuw met de energiesector overlegd. Na deze nieuwe ronde gesprekken zijn alle partijen het erover eens dat er ook voor dit jaar een energiefonds moet komen. Dat fonds ondersteunt huishoudens met een laag (midden) inkomen en een hoge energierekening bij het betalen van hun energierekening, gekoppeld aan verduurzaming.
Het kabinet zoekt actief naar een oplossing om dit mogelijk te maken. Er wordt nu met alle betrokken partijen verder gewerkt om dit publiek-private fonds zo snel mogelijk te kunnen openen. Een van de punten die nader wordt uitgewerkt, is de bijdrage vanuit de energiesector in brede zin ten behoeve van de uitvoeringskosten voor het energiefonds. Diverse energieleveranciers2 zijn reeds bereid om (opnieuw) een financiële bijdrage beschikbaar te stellen, waar wij hen erkentelijk voor zijn. Het is belangrijk dat de uitvoeringskosten om het energiefonds op te zetten niet door het Rijk bekostigd worden en daarmee het risico op staatsteun te mitigeren. Hiervan is sprake als er geen Europese aanbesteding wordt doorlopen. Een dergelijke procedure kent een lange doorlooptijd.
Bij een constructie zoals bij het Tijdelijk Noodfonds Energie in 2023 en 2024 is het randvoorwaardelijk dat andere partijen, anders dan het Rijk, ook financieel bijdragen tot meer dan één derde van de totale som. Dit bleek niet haalbaar. Daarbij is ook bezien of het mogelijk was om te komen tot een fonds met een lagere totale inleg. Daarbij moest geconstateerd worden dat daarmee de uitvoeringskosten van het fonds niet in verhouding stonden tot het aantal huishoudens dat met het resterende bedrag geholpen kon worden. Daarnaast bestaat het risico dat het fonds dan zeer snel de deuren weer zou moeten sluiten en veel huishoudens niet geholpen worden. Er is uiteindelijk besloten om de inleg van het Rijk meer dan twee derde van de totale inleg te laten zijn, zodat het toch mogelijk is om zoveel mogelijk huishoudens te helpen op de energierekening via het energiefonds en daarmee tot dit positieve besluit te kunnen komen. Dit belang weegt voor ons zwaarder dan het mogelijke risico van het creëren van een buitenwettelijk bestuursorgaan.
Met de stap om tot een energiefonds in 2025 te komen, wordt niet alleen ingezet op het kunnen blijven geven van inkomenssteun nu, maar wordt ook toegewerkt naar een meer structurele aanpak van energiearmoede door compensatie van hoge energierekeningen in combinatie met verduurzamingsmaatregelen die leiden tot structureel lagere energielasten voor huishoudens.
Vanaf 2026 staat Social Climate Fund (SCF) ter beschikking voor het opvangen van de effecten van het emissiehandelssysteem voor CO2-emissies van de gebouwde omgeving en transport (ETS2) voor kwetsbare huishoudens en micro-bedrijven. Om aanspraak te maken op deze middelen moet Nederland vóór juli 2025 een Sociaal Klimaatplan indienen bij de Europese Commissie.
Eind november heeft het kabinet zich gebogen over de voorstellen die door diverse departementen zijn ingediend ten behoeve van het SCF. Het kabinet heeft besloten om alle voorstellen in consultatie te brengen bij relevante stakeholders en de Tweede Kamer. Daarna wordt besloten welk voorstel ingediend wordt bij de Europese Commissie.
Het Ministerie van SZW en het Ministerie van Volkshuisvesting en Ruimtelijke Ordening (VRO) hebben gezamenlijk een voorstel ingediend voor het SCF, waarbij ingezet wordt op maatregelen die bijdragen aan verduurzaming en het energiezuiniger maken van woningen in combinatie met directe inkomenssteun voor kwetsbare groepen (energiefonds). Zo worden huishoudens structureel geholpen en worden zij weerbaarder voor stijgende energielasten, mede als gevolg van ETS2.
De partijen die nu betrokken zijn bij het energiefonds in 2025, worden ook betrokken bij de verdere uitwerking van de planvorming voor het SCF. Deze consultatie is inmiddels gestart.
Zodra meer duidelijk is over de openstelling van het fonds en de specifieke voorwaarden, informeren wij de Tweede Kamer en huishoudens hierover. Ik realiseer mij dat het al februari is en huishoudens behoefte hebben aan duidelijkheid. Mede vanwege dat er al veel huishoudens zijn met een vast contract, zien we dat steun op de energierekening het gehele jaar welkom is. Er wordt met de hoogste urgentie gewerkt aan de uitwerking van het fonds.

Vraag 2

Kunt u gedetailleerd aangeven welke inspanningen u heeft verricht, met welke partijen er is gesproken en welke partijen bereidheid toonden om financieel bij te dragen?

Er zijn door de Ministeries van SZW, KGG en VRO met de energiesector en medeoverheden meerdere gesprekken op bestuurlijk niveau gevoerd. Zo zijn er verschillende constructieve gesprekken gevoerd met de grote en kleine energieleveranciers, Energie Nederland, netbeheerders, Netbeheer Nederland, de VNG en als aandeelhouders van de netbeheerders met verschillende gemeenten en provincies. Daarnaast zijn er gesprekken gevoerd met andere private partijen zoals een aantal banken. Ook zijn diverse particuliere fondsen, loterijen en goede doelenorganisaties gevraagd om bij te dragen. Schuldenlab heeft in het proces een faciliterende rol gespeeld. Een aantal energieleveranciers is bereid om (opnieuw) een financiële bijdrage beschikbaar te stellen.

Vraag 3

Hoe groot is precies het verschil tussen de gewenste private bijdrage en de toegezegde private bijdrage? Door welke partijen zijn private bijdragen toegezegd? En waarom is dit bedrag naar uw opvatting onvoldoende om voortzetting van het Noodfonds in 2025 mogelijk te maken? Hoeveel huishoudens hadden in 2025 voor de beschikbare 60 miljoen euro geholpen kunnen worden?

Een deel van de vragen is op dit moment niet te beantwoorden. Na het Kerstreces is namelijk opnieuw het gesprek gevoerd met de energiesector (energieleveranciers en netbeheerders). Na deze nieuwe ronde gesprekken zijn alle betrokken partijen het erover eens dat er ook voor dit jaar een energiefonds moet komen. Het kabinet zoekt actief naar een oplossing om dit mogelijk te maken. Er wordt nu met alle betrokken partijen verder gewerkt om dit publiek-private fonds zo snel mogelijk te kunnen openen. Het Tijdelijk Noodfonds Energie heeft minimaal 8 weken nodig vanaf het moment dat het formele verzoek van het kabinet wordt ingediend.
Het is belangrijk dat de uitvoeringskosten om het energiefonds op te zetten niet door het Rijk bekostigd worden en daarmee het risico op staatsteun te mitigeren. Hiervan is sprake als er geen Europese aanbesteding wordt doorlopen. Een dergelijke procedure kent een lange doorlooptijd.

Vraag 4

Zijn er ook niet-financiële verschillen waarop de gesprekken zijn stukgelopen, en zo ja, welke?

Nee.

Vraag 5

Blijft de gereserveerde 60 miljoen euro volledig beschikbaar voor ondersteuning voor huishoudens met betalingsproblemen?

De gereserveerde middelen komen ten goede aan huishoudens die een tegemoetkoming krijgen uit het energiefonds in 2025. Van de 60 miljoen euro wordt maximaal 1 miljoen euro gereserveerd voor financiële ondersteuning voor huishoudens in Caribisch Nederland. Daarnaast wordt ook een reservering gemaakt uit deze middelen voor aanvullende ondersteuning voor huishoudens bij het aanvraagproces en het mogelijk maken van een aanvraag door huishoudens met een blokaansluiting. Er wordt nog onderzocht of dit technisch mogelijk is.
Als dit technisch mogelijk blijkt, wordt invulling gegeven aan de motie van de leden Kops en Vermeer3 om bij de uitwerking van het energiefonds ervoor te zorgen dat ook huishoudens met blokaansluiting in aanmerking kunnen komen voor energiecompensatiemaatregelen, tot uitvoering te brengen.
Het energiefonds 2025 geldt als nieuw beleid dat in verband met het budgetrecht van de Eerste en Tweede Kamer pas van start kan gaan nadat de beide Kamers met de ontwerpbegrotingen hebben ingestemd. Om huishoudens zo snel mogelijk te kunnen ondersteunen bij de energierekening is subsidieverlening op korte termijn belangrijk. Om de effectiviteit van het beleid te waarborgen is het daarom van groot belang dat het wij zo snel mogelijk over kunnen gaan tot subsidieverlening en niet hoeven te wachten op de stemmingen in de Eerste Kamer over de ontwerpbegroting 2025 van SZW. Hiermee kan het fonds een aantal weken eerder open. Dat maakt echt een verschil voor kwetsbare huishoudens.
De subsidieverlening zal zo snel mogelijk worden gestart zodra de inleg vanuit de energiesector duidelijk is en de subsidieaanvraag is ontvangen. De beschikbare middelen kunnen vervolgens direct aan Stichting Tijdelijks Noodfonds Energie (TNE) worden betaald, zodat het energiefonds na subsidieverlening zo snel als mogelijk operatief kan zijn. Daarom willen wij voor het energiefonds een beroep doen op artikel 2.25 lid 2 van de Comptabiliteitswet, zodat kwetsbare huishoudens zo snel mogelijk ondersteund kunnen worden bij het betalen van de energierekening (bijlage 1). Het Tijdelijk Noodfonds Energie heeft minimaal 8 weken nodig vanaf het moment dat het formele verzoek van het kabinet wordt ingediend.

Vraag 6

In hoeverre wilt u zich inzetten voor het behoud van de Noodfonds-infrastructuur?

Na het Kerstreces zijn er constructieve gesprekken gevoerd met de energiesector. Na deze nieuwe ronde gesprekken zijn alle betrokken partijen het erover eens dat er ook voor dit jaar een energiefonds moet komen. Het kabinet zoekt actief naar een oplossing om dit mogelijk te maken. Er wordt nu met alle betrokken partijen verder gewerkt om dit publiek-private fonds zo snel mogelijk te kunnen openen. Het Tijdelijk Noodfonds Energie heeft minimaal 8 weken nodig vanaf het moment dat het formele verzoek van het kabinet wordt ingediend. De Kamer wordt hier zo snel mogelijk nader over geïnformeerd. Bij de uitvoering hiervan maakt het kabinet graag gebruik van de expertise, ervaring en reeds bestaande infrastructuur van de Stichting Tijdelijk Noodfonds Energie (TNE). Daarover zal het gesprek gevoerd worden zodra de verdeling van de definitieve dekking van de uitvoeringskosten door de energiesector duidelijk is.

Vraag 7

Bent u van plan om met overbruggingsmaatregelen te komen? Bent u bijvoorbeeld bereid om het huidige Noodfonds te verlengen ten minste totdat er een alternatief is ontwikkeld?

Na het kerstreces zijn er constructieve gesprekken gevoerd met de energiesector. Na deze nieuwe ronde gesprekken zijn alle betrokken partijen het erover eens dat er ook voor dit jaar een energiefonds moet komen. Het kabinet zoekt actief naar een oplossing om dit mogelijk te maken. Er wordt nu met alle betrokken partijen verder gewerkt om dit publiek-private fonds zo snel mogelijk te kunnen openen. De Kamer wordt hier zo snel mogelijk nader over geïnformeerd.
Vanaf 2026 staat Social Climate Fund (SCF) ter beschikking voor het opvangen van de effecten van het emissiehandelssysteem voor CO2-emissies van de gebouwde omgeving en transport (ETS2) voor kwetsbare huishoudens en micro-bedrijven. Één van de mogelijke voorstellen om in te dienen bij de Europese Commissie behelst maatregelen die bijdragen aan verduurzaming en energiezuiniger maken van woningen in combinatie met directe inkomenssteun voor kwetsbare groepen (zoals een energiefonds).

Vraag 8

Bent u bereid om bovenstaande vragen separaat te beantwoorden en geen onomkeerbare stappen te zetten totdat u hierover met de Kamer van gedachten heeft gewisseld?

Ja.

Vraag 1

Onderschrijft u dat het benutten van geothermie niet alleen belangrijk is om te komen tot duurzame warmtesystemen, maar ook kan bijdragen aan het verlagen van de druk op het elektriciteitsnet door het verlagen van de vraag naar elektriciteit voor verwarming in de glastuinbouw en de gebouwde omgeving?

Ja. Een geothermiebron levert een grote hoeveelheid duurzame warmte die kan worden gevoed aan een collectief warmtesysteem voor de gebouwde omgeving of gebruikt kan worden in kassen. De warmte is van hoge kwaliteit en er is minimale opwaardering nodig voor gebruik in het warmtenet of in kassen. Dit vermindert de totale elektriciteitsvraag en verlicht daarmee de druk op het stroomnet waardoor netbeheerders het elektriciteitsnet minder hoeven uit te breiden. In de gebouwde omgeving heeft het warmtenet een positief effect op de elektriciteitsvraag omdat het de inzet van individuele warmtepompen verlaagt.

Vraag 2

Klopt het dat in het maatschappelijk prioriteringskader bij netcongestie klanten die zorgen voor vermindering van netcongestie, de congestieverzachters, de hoogste prioriteit op de wachtlijst krijgen?

Ja; wanneer een congestieverzachter wordt aangesloten op het stroomnet, dan is het netto-effect voor het stroomnet als geheel positief en komt per saldo ruimte op het stroomnet vrij. Daarmee dragen deze aangeslotenen direct bij aan de lokale oplossing. In het prioriteringskader, waarbij het gaat om het toedelen van schaarse transportcapaciteit aan actoren die maatschappelijk van groot belang zijn of bij kunnen dragen aan oplossen van het probleem, hebben aangeslotenen binnen deze categorie daarom inderdaad hoogste prioriteit.

Vraag 3

Is het juist dat de Autoriteit Consument en Markt (ACM) warmtebronnen zoals geothermie niet heeft gecategoriseerd als congestieverzachter of basisbehoefte en er dus geen ruimte is om een geothermiebron van elektriciteit te voorzien als er congestie is afgekondigd?

Het is correct dat een geothermiebron door de ACM niet is opgenomen in het maatschappelijk prioriteringskader. Onder congestieverzachter verstaat het kader een partij die het stroomnet direct ontlast en hierover contractuele afspraken heeft gemaakt met de netbeheerder, waardoor er transportcapaciteit beschikbaar komt. Bijvoorbeeld een batterij die op moment van invoedingscongestie oplaadt, waardoor er meer ruimte vrijkomt voor andere partijen op de wachtrij om elektriciteit in te voeden op het net. Geothermie is een van de duurzame warmtebronnen. Collectieve warmtesystemen zorgen ervoor dat minder elektrische warmte nodig is. Het aansluiten van de warmtebron is daarmee wel helpend voor het voorkomen van nog verdere uitbreiding van het elektriciteitsnet, maar geen direct ontlastende factor voor het stroomnet en daarmee geen congestieverzachter. Geothermie is niet gecategoriseerd als basisbehoefte in het prioriteringskader. Onder basisbehoeften verstaat het kader primaire levensbehoeften, zoals wonen en (in de leeftijd waar sprake is van leerplicht) onderwijs. Warmtenetten komen wel in aanmerking voor prioriteit onder de categorie basisbehoeften. Daarnaast kunnen ook collectieve warmtevoorzieningen bij nieuwbouwprojecten prioriteit krijgen onder de basisbehoefte woningbouw. Dit sluit deels aan bij de ambities van de warmtetransitie en ook wordt daarmee de druk op het elektriciteitsnet verlicht.
Geothermiebronnen kunnen in geval van netcongestie geen reguliere Aansluit- Transportovereenkomst (ATO) krijgen. Wel kunnen zij, net als andere netgebruikers in congestiegebied, door flexibel netgebruik een alternatief transportrecht aangaan met de netbeheerders. Bijvoorbeeld door het productieproces aan te passen, of middels eigen opwek en opslag de momenten waarop geen transportcapaciteit is gecontracteerd in het volledige benodigde vermogen te voorzien. Met flexibel netgebruik zijn er dus mogelijkheden om de geothermiebron van elektriciteit te voorzien.

Vraag 4

In hoeverre en in welke mate is netcongestie een oorzaak van het ook door het kabinet erkende achterblijven van de ontwikkeling van geothermie als warmtebron voor warmtenetten? Kunt u hier een inschatting van geven?

Bij het kabinet is niet bekend dat er geothermieprojecten zijn waar netcongestie op dit moment een remmende rol speelt. Het kabinet heeft wel signalen ontvangen dat het in de toekomst een remmende factor kan zijn.

Vraag 5

Kunt u tevens een inschatting maken van de omvang van de potentiële bijdrage aan het verzachten en/of oplossen van congestie die nu niet wordt benut doordat geothermiebronnen niet kunnen worden aangesloten op het elektriciteitsnet?

Een geothermiebron is een van de warmtebronnen om een collectief warmtenet te voorzien van warm water. Een buurt die volledig overstapt op all-electric warmtepompen verbruikt gemiddeld 4 keer meer elektriciteit dan een buurt die collectief verwarmd wordt met geothermie als warmtebron. De exacte besparing is sterk afhankelijk van meerdere factoren, zoals grootte van de warmtevoorziening en de bronnenmix die het collectieve warmtenet voedt.

Vraag 6

Welke mogelijkheden ziet u om geothermiebronnen alsnog prioriteit te geven in het maatschappelijk prioriteringskader, zodat deze effectief bij kunnen dragen aan de warmtetransitie en aan het verzachten en/of voorkomen van netcongestie door het voorkomen van elektrificatie?

Het kabinet erkent dat een succesvolle warmtetransitie de druk op het stroomnet verlaagt en daarmee een bijdrage kan leveren aan het verzachten van de congestieproblematiek. Op basis van de Europese wetgeving is de nationaal regulerende instantie, in Nederland de ACM, de bevoegde instantie om regels te maken over nettoegang en de verdeling van de schaarse netcapaciteit. Het is dus aan de ACM om het prioriteringskader aan te passen. De ACM heeft aangekondigd het prioriteringskader binnen twee jaar na inwerkingtreding te evalueren. Het kabinet zal dit punt aan de ACM meegeven in het kader van die geplande evaluatie.

Vraag 1

Bent u bekend met het amendement van de leden Eerdmans en Stoffer over middelen voor de ontwikkeling van Small Modular Reactors (Kamerstuk 36 410 XIII, nr. 17)?

Ja, daar ben ik mee bekend.

Vraag 2

De indieners verzochten het Ministerie Klimaat en Groene Groei, middels het amendement, vanaf 2024 samen met de provincies voortvarend aan de slag te gaan met de ontwikkeling van Small Modular Reactors (SMR’s), welke resultaten kunt u inmiddels overleggen kijkende naar de verschillende programmalijnen?

Het SMR programma (gepubliceerd in maart 2024) bereidt Nederland stapsgewijs voor op de mogelijke komst van SMR’s. Het programma bestaat uit drie programmalijnen. Onder programmalijn 1 is een SMR-kennismodule gepubliceerd op www.overkernenergie.nl. Ook zijn er simulaties, waarin stakeholders gezamenlijk (delen van) het proces tot realisatie van een SMR doorlopen, van start gegaan. Deze resultaten dragen bij aan het vergroten van de kennisbasis bij stakeholders, wat uiteindelijk zorgt/bijdraagt aan een versnelling van de ontwikkeling van SMR’s in Nederland.
Onder programmalijn 2 zijn er stappen gezet met een analyse van de lokale en regionale energievraag en potentiële behoefte voor SMR’s. Hiervoor is het kabinet in de afgelopen periode in gesprek gegaan met de verschillende industrieclusters en is er actief gepeild of er interesse is voor een studie of onderzoek in relatie tot SMR’s. Deze gesprekken hebben ertoe geleid dat partijen die potentie zien om in de toekomst wellicht kernenergie af te nemen, zich aansluiten bij de simulaties. Het is verder noodzakelijk om te weten wat de mogelijke effecten zijn van SMR’s op het net. In samenwerking met de netbeheerders wordt onderzocht of het mogelijk is om nu al te onderzoeken wat een mogelijk gunstige netinpassing is voor SMR’s.
Het kabinet heeft ook gewerkt aan lokalisatie (het zoveel mogelijk organiseren van de waardeketen op lokaal niveau), specifiek door middel van een inventarisatiestudie voor conventionele kerncentrales en SMR’s die wordt opgezet om te onderzoeken waar kansen liggen voor het Nederlandse bedrijfsleven. Tevens organiseren we een supplier evenement,waarmee we Nederlandse bedrijven informeren over de kansen in de nucleaire sector, zowel in Nederland als in Europa. Tenslotte heeft het kabinet zijn deelname aan internationale samenwerkingsverbanden versterkt met als doel om kennisuitwisseling over SMR’s te vergroten.
Het kabinet zal de Kamer binnenkort verder informeren over de stappen die gezet zijn sinds publicatie van het SMR programma.

Vraag 3

Hoeveel provincies zijn inmiddels, samen met het Ministerie Klimaat en Groene Groei, voortvarend aan de slag gegaan met uitvoering van locatiekeuzes voor toekomstige SMR’s?

Het Ministerie van Klimaat en Groene Groei werkt samen met de provincies onder andere door middel van een Werkgroep SMR’s onder het Interprovinciaal Overleg (IPO). Bij deze werkgroep zijn alle provincies aangehaakt. Deze samenwerking staat op dit moment nog los van locatieonderzoek. Naast het landelijk SMR programma ziet het kabinet dat verscheidene provincies zelf ook voortvarend aan de slag gaan met initiatieven. Het kabinet benadrukt het belang van gezamenlijk optreden onder het SMR programma, maar verwelkomt deze initiatieven en bekijkt op dit moment hoe deze mogelijk kunnen worden ondersteund.

Vraag 4

Programmalijn 1 van de Programma-aanpak SMR lijkt relatief makkelijk uitvoerbaar, waarom is deze fase, 14 maanden na het aannemen van het eerder genoemde amendement, nog steeds niet afgerond?

Na aanname van het betreffende amendement is een stakeholderanalyse uitgevoerd om meer inzicht te verkrijgen in de behoeften, vragen en kansen die speelden omtrent SMR ontwikkeling in Nederland. De stakeholderanalyse is in februari 2024 opgeleverd. Op basis daarvan is het SMR-programma opgesteld. Na publicatie van het SMR programma is het Ministerie van Klimaat en Groene Groei voortvarend aan de slag gegaan met de uitwerking van het programma, in samenwerking met diverse stakeholders waaronder ook de provincies.
Bij de uitvoering van de eerste programmalijn horen ook een paar benodigde en zorgvuldige stappen die tijd vergen, zoals een Europese aanbesteding doorlopen en het selecteren van een consortium die de simulaties kunnen uitvoeren.
Conform planning van het SMR-programma vond op 12 december 2024 de eerste bijeenkomst plaats waar ruim 125 geïnteresseerden werden meegenomen in de aanpak van het simulatietraject. De fysieke startbijeenkomst vond plaats op 16 januari. Onder de aanwezigen was een brede vertegenwoordiging van gemeenten, provincies, regionale ontwikkel-maatschappijen, bedrijven en kennisinstellingen.
Er zijn vijf simulaties opgezet aan de hand van de volgende thema’s: ruimtelijke inpassing, energetische inpassing, vergunningverlening, taak- en rolverdeling en bouw, exploitatie en waardeketen. Deze simulaties zullen plaatsvinden in de periode februari tot en met juni van dit jaar. Medio 2025 zullen de resultaten worden opgeleverd, waarna de Kamer geïnformeerd zal worden.

Vraag 5

In de brief van 10 juni 2024 (Kamerstuk 32 645, nr. 130) valt te lezen dat er gestart gaat worden met de eerste simulaties binnen programmalijn 1 in Q4 2025, hoeveel simulaties zijn er inmiddels uitgevoerd en welke partijen zijn hierbij betrokken?

Zie antwoord vraag 4.

Vraag 6

Wanneer is er sprake over het succesvol afronden van een programmalijn 1, kunt u schetsen hoe dit proces inclusief mijlpalen, indicatoren en eindbesluiten is vormgegeven?

Bij de simulaties wordt gezamenlijk met stakeholders (delen van) het proces van de realisatie van een SMR doorlopen. Dit gaat van initiatief nemen en vergunningverlening tot uiteindelijke (virtuele) realisatie en exploitatie van een SMR. De simulaties zijn ingericht naar vijf thema’s die voortkomen uit de stakeholderanalyse opgeleverd in februari 2024 (zie ook het antwoord op vraag 5). De voornaamste doelstelling van de simulaties is het vergroten van de kennisbasis van stakeholders over deze thema's. Hiervoor is het nodig om in het simulatietraject de informatiebehoefte van stakeholders op te halen, beschikbare kennis te centraliseren, stakeholders bijeen te brengen zodat netwerkvorming plaatsvindt, nieuwe inzichten op te halen en de opgedane kennis verder te verspreiden.
De simulaties zijn zo vormgegeven dat op de best mogelijke manier aan bovenstaande doelen kan worden voldaan. Concreet zal dit worden bereikt door de start- en simulatie-bijeenkomsten, de ondersteuning die aan stakeholders wordt geboden tussen de simulaties door, de afrondende producten die worden opgeleverd en de kennissessies die vervolgens de opgedane kennis verder dienen te verspreiden. Er is sprake van succesvolle afronding van programmalijn 1 als door middel van deze onderdelen de kennisbasis van stakeholders is vergroot.
De twee eerste programmalijnen zorgen voor de beschikbaarheid van de noodzakelijke informatie om op een concrete en gedetailleerde manier beslissingen te kunnen nemen over de mogelijke rol van SMR’s in Nederland. Nadat deze programmalijnen zijn gestart, kunnen de keuzes en doelen verder worden geconcretiseerd. De opgedane inzichten bieden daarmee een basis voor het formuleren van een visie op SMR’s in Nederland en het bepalen van de rol van de overheid (programmalijn 3).

Vraag 7

Wanneer is er sprake over het succesvol afronden van een programmalijn 2, kunt u schetsen hoe dit proces inclusief mijlpalen, indicatoren en eindbesluiten is vormgegeven?

Programmalijn 2 heeft als doel om de mogelijke potentie van SMR’s in kaart te brengen (onder andere door zicht te krijgen op de mogelijke toepassing en inpassing van SMR’s in het energiesysteem en transportnetwerk). Verder heeft deze programmalijn tot doel om helderheid te scheppen over de noodzakelijke randvoorwaarden (zoals ruimtelijk beleid). Er is sprake van succesvolle afronding van programmalijn 2 als dit is bereikt.
Op dit moment worden de activiteiten onder programmalijn 2 uitgewerkt. Voor mijlpalen en indicatoren kunt u in ieder geval denken aan een analyse van ruimtelijke randvoorwaarden, het uitvoeren van een studie naar kansen voor de Nederlandse maakindustrie, het ophalen van participatie best practicesbij andere landen en het ondersteunen van de ANVS door het beschikbaar stellen van de nodige middelen voor het opbouwen van de benodigde capaciteit.

Vraag 8

Zijn de programmalijnen 1 en 2 gelijktijdig gestart en zo niet, waarom niet?

Ja, na publicatie van het SMR programma is er gelijk begonnen met het uitwerken van de twee programmalijnen. De programmalijnen lopen parallel.

Vraag 9

Welke provincies hebben dit jaar interesse kenbaar gemaakt richting het Ministerie Klimaat en Groene Groei aangaande de Programma-aanpak SMR?

Het Ministerie van Klimaat en Groene Groei werkt nauw samen met het IPO. Het IPO coördineert samenwerking tussen de provincies op het onderwerp, faciliteert kennisdeling en werkt toe naar een gezamenlijk provinciaal standpunt, ondanks de verschillen in belang en perceptie ten aanzien van SMR’s in verschillende provincies. Een voorbeeld van de samenwerking is de Werkgroep SMR’s onder het IPO, zie hiervoor ook het antwoord op vraag 3.
Bij dit reguliere overleg zijn alle provincies aangehaakt en de 12 provincies hebben allen in enige mate interesse kenbaar gemaakt richting het Ministerie van Klimaat en Groene Groei aangaande het SMR programma. Er vindt regelmatig afstemming plaats tussen de provincies en het ministerie. De provincies nemen binnen de werkgroep verschillende houdingen aan, variërend van informatie ophalen tot actieve participatie in de simulaties. Het merendeel van de provincies heeft zich aangemeld voor deelname aan de simulaties. Breed gedragen besluitvorming is erg belangrijk voor het SMR programma en daarom ziet het kabinet meerwaarde in de constructieve samenwerking met het Interprovinciaal Overleg over het programma.

Vraag 10

Speelt het Interprovinciaal Overleg (IPO) ook enige rol ten aanzien van de verschillende programmalijnen en zo ja, welke meerwaarde heeft deze betrokkenheid kijkende naar de Programma-aanpak SMR?

Zie antwoord vraag 9.

Vraag 11

Wat is een realistische termijn voor de start van programmalijn 3 en wie zijn daarin de relevante stakeholders?

Vraag 1

Wat is de actuele vulgraad van de Nederlandse gasopslagen?1, 2

De actuele vulgraad van de Nederlandse en andere Europese gasopslagen is te allen tijde te raadplegen op de Aggregated Gas Storage Inventory (AGSI) website van Gas Infrastructure Europe.3 Dit is ook de bron voor de antwoorden op de vragen 1 t/m 3.
Op 30 november 2024 waren de Nederlandse opslagen voor 73,1% gevuld. Als alleen wordt gekeken naar de seizoensopslagen, inclusief de piekgasinstallatie Alkmaar, dan is het beeld van de actuele vulgraden op 30 november jl. als volgt:

Vraag 2

Is dit meer of minder dan voorgaande jaren? Hoe verklaart u die verschillen?

Als wordt gekeken naar het totaal van de Nederlandse opslagen en meer in het bijzonder naar de seizoensopslagen, inclusief de piekgasinstallatie Alkmaar, dan is het beeld voor de jaren 2020 t/m 2024 op peildatum 30 november als volgt:
Opslag / jaar
2024
2023
2022
2021
2020
Totaal NL-opslagen
73,1%
94,4%
88,5%
55,7%
83,0%
Norg
72,3%
97,0%
100,0%
67,3%
73,4%
Grijpskerk
75,9%
97,1%
47,0%
67,4%
97,4%
Bergermeer
68,3%
90,7%
93,7%
27,9%
85,8%
Alkmaar
98,6%
98,7%
98,3%
84,5%
94,6%
Over de verschillen valt het volgende op te merken:

Vraag 3

Is dit meer of minder dan onze buurlanden? Hoe verklaart u die verschillen?

De Nederlandse vulgraad, uitgedrukt als percentage van de totale opslagcapaciteit van de opslagen, ligt lager dan die van onze buurlanden, op die van Denemarken na. Per 30 november 2024 waren de opslagen in de EU als totaal en van de ons omringende landen tot de volgende niveaus gevuld:
Dit beeld geeft echter niet het gehele plaatje. Als de huidige vulgraad van de opslagen wordt afgezet tegen het jaarverbruik van gas in Nederland dan kon met het gas dat zich op 30 november 2024 nog in de Nederlandse opslagen bevond, worden voorzien in 33,7% van het Nederlandse jaarverbruik. Voor de EU als totaal en voor de ons omringende landen is dit beeld als volgt:
Hieruit volgt dat het beeld voor Nederland gunstiger is dan wanneer alleen wordt gekeken naar de vulgraad van de opslagen.
Dat er verschillen zijn tussen de vulgraden heeft de volgende redenen:

Vraag 4

Wat zijn uw verwachtingen ten aanzien van het verdere gasgebruik van Nederland, en het effect daarvan op de vulgraad van Nederlandse gasopslagen, de komende maanden?

Het verdere gasverbruik zal vooral afhankelijk zijn van de ontwikkeling van de temperatuur en het aanbod van energie uit andere bronnen, met name zon en wind. Vooralsnog is het echter de verwachting dat er voldoende gas in de opslagen zit om de winter door te komen, ook als sprake is van een koude winter. Hierbij is het belangrijk niet alleen naar de hoeveelheid opgeslagen gas in gasopslagen te kijken, maar ook naar de totale infrastructuur: LNG-importcapaciteit, interconnectoren met het VK, België en Duitsland en de productie van gas in Nederland. Deze bepalen gezamenlijk hoe robuust het gassysteem is en in hoeverre de gasleveringszekerheid geborgd is, ook bij een koude winter en bij uitval van bepaalde gastoevoer.
Uit het door GTS opgeleverde overzicht gasleveringszekerheid dat op 30 september jl. met de Tweede Kamer is gedeeld4 blijkt dat er komende winter alleen een zeer kleine kans is op een beperkt capaciteitstekort5 (minder dan 1 GW) als er sprake is van een etmaaltemperatuur die statistisch gezien eens in de twintig jaar voorkomt (–14°C of kouder) gecombineerd met uitval van een hoeveelheid capaciteit gelijk aan die van de grootste individuele bron van capaciteit (gasopslag Norg). Het kabinet heeft zich hierop voorbereid.6 Wat betreft het volume constateert GTS dat bij een normaal aanbod van gas, er op jaarbasis geen tekorten ontstaan in de komende gasjaren – ook na koude winters (zoals de winter van 1995/1996, de koudste winter van de afgelopen dertig jaar). Alleen de combinatie van een koud jaar en een verminderd aanbod vergelijkbaar met 30% van het LNG-aanbod in de basisvariant, kan leiden tot een volumetekort op jaarbasis. Dit volumetekort doet zich dan in de zomer voor bij het vullen van de gasopslagen.
Overigens houdt GTS er in haar overzicht rekening mee dat Nederland een spilfunctie vervult op de Noordwest-Europese gasmarkt. Bij het bepalen of er voldoende gas is om aan de behoefte van eindafnemers te voldoen, worden daarom ook (verwachte) gasstromen van en naar het buitenland meegenomen. Het beperken van gasstromen naar het buitenland is op basis van Europese regelgeving niet geoorloofd.

Vraag 5

Van welk weerscenario gaat u uit voor wat betreft het gasgebruik en vullen van gasopslagen voor de komende winter?

Zoals aangegeven in het antwoord op vraag 4 wordt met verschillende scenario’s rekening gehouden. Daarbij wordt uiteraard ook gekeken naar de verwachte ontwikkeling van de gasvraag, niet alleen in Nederland maar ook naar die vanuit de ons omringende landen.
In de hiervoor genoemde brief van 30 september jl.7 is aangegeven dat GTS in het overzicht leveringszekerheid constateert dat er aan het begin van het winterseizoen 2025/2026 minimaal 110 TWh in de seizoensopslagen (Grijpskerk, Norg en Bergermeer) en de PGI Alkmaar moet zijn opgeslagen. Dit komt overeen met 80% van het opslagvolume van deze vier gasopslagen. Deze vulgraad – in combinatie met overige infrastructuur, zoals LNG-importcapaciteit – zou volgens GTS voldoende moeten zijn om een koude winter (de koudste winter van de afgelopen 30 jaar), ook bij een uitval van de grootste bron (import via de GATE-terminal) van 30 dagen zonder tekorten door te komen. Dit is dan ook de vulambitie van dit kabinet. Zoals toegezegd tijdens het Commissiedebat Mijnbouw op 2 oktober jl. ga ik begin volgend jaar in een Kamerbrief nader in op de onderbouwing van de vulambitie van het kabinet in 2025.

Vraag 6

Wat is het effect hiervan op de energieprijzen die Nederlanders moeten betalen?

In zijn algemeenheid geldt dat de prijzen op de internationale groothandelsmarkt zullen stijgen bij koud weer en zullen dalen bij warm weer. Dit komt doordat bij koud weer meer gas wordt verbruikt (dit betekent dat de gasvraag stijgt) dan bij warm weer (hetgeen de gasvraag doet dalen). Dat de prijs reageert op de gasvraag is onderdeel van de normale vraag-aanbodverhouding op de groothandelsmarkt van gas. Doordat de prijs stijgt, trekt dit ook meer gas aan en vergroot zodoende weer het aanbod van gas. Wat het effect hiervan is op de energieprijzen die Nederlanders moeten betalen is echter moeilijk aan te geven. Een groot deel van de huishoudens heeft een contract waarin de prijs voor een jaar of langer vastligt, dus voor de meeste huishoudens zal er bij prijsontwikkelingen op de groothandelsmarkt niet direct iets veranderen, uiteraard afhankelijk van het type leveringscontract dat zij hebben (vast, variabel, dynamisch) en de looptijd van dit contract. Bij nieuwe contracten kan dit anders liggen.

Vraag 7

Acht u het noodzakelijk aanvullende maatregelen te treffen om het gasgebruik te matigen of de vulgraden te vullen? Zo nee, waarom niet?

Het matigen van gasgebruik is blijvend nodig. Met de publiekscampagne «Zet ook de knop om», wordt deze maanden weer een maatschappij brede oproep gedaan om het energieverbruik en meer in het bijzonder het gasverbruik te verminderen.8 De campagne geeft praktische tips, hulp en informatie over wat het oplevert.
Wat betreft (aanvullende) maatregelen om de opslagen te vullen, is het in de eerste plaats aan marktpartijen – zoals GasTerra in Norg en Grijpskerk en verschillende capaciteitshouders in Bergermeer – om voldoende gas op te slaan om een betrouwbare levering aan hun eindafnemers te kunnen garanderen. Aanvullend krijgt EBN – net als in de drie voorgaande jaren – een vultaak om maximaal 20 TWh op te slaan, voor het geval marktpartijen dat onvoldoende doen. Hiermee heeft de overheid wat mij betreft een goed instrument in handen om te kunnen ingrijpen wanneer de vulgraad zorgelijk achterblijft. Ook blijft het kabinet de (prijs)ontwikkelingen op de (groothandels)markt nauwgezet volgen.
Daarnaast werkt het kabinet aan structurele vulmaatregelen via het wetsvoorstel bestrijden energieleveringscrisis. Dit wetsvoorstel gaat op korte termijn in internetconsultatie. Hierin staat onder andere dat het kabinet jaarlijks een vuldoelstelling vaststelt mede op basis van het jaarlijkse overzicht gasleveringszekerheid van GTS9 en dat EBN een structurele vultaak krijgt voor het geval marktpartijen gasopslagen onvoldoende vullen.10 In dit wetsvoorstel zullen ook bepalingen worden opgenomen die de Minister in staat zullen stellen om in de komende jaren maatregelen te nemen indien de vulgraad van de opslagen achter blijft bij de vastgestelde vuldoelstelling.

Vraag 8

Welke voorbereidingen treft u voor het geval Nederlandse huishoudens worden geraakt door hoge energieprijzen als gevolg van eventuele schaarste van gas bij een strenge winter?

Leveringsprijzen volgen de ontwikkelingen op de internationale groothandelsmarkt voor gas en deze zijn niet direct te sturen. De gasprijzen zijn recent iets gestegen, maar bevinden zich nog steeds ruimschoots onder het niveau van 2022.
Nederlandse huishoudens zijn minder kwetsbaar voor nieuwe stijgingen doordat meer dan de helft van de Nederlandse huishoudens inmiddels weer een contract heeft met een vaste prijs voor een periode van een jaar of langer.
Bovendien is het gasverbruik van de meeste huishoudens flink verlaagd, gemiddeld met 25% tussen 2019 en 2023. Dit is bereikt door meer bewustwording, energiebesparing en verduurzaming.
Het kabinet zet stevig in op structurele maatregelen, door isolatie en verduurzaming van woningen, juist bij groepen huishoudens met een laag inkomen. Ook verlaagt het kabinet de energiebelasting op gas voor alle Nederlanders volgend jaar. Voor mensen met een laag inkomen die deze winter in de knel zouden kunnen komen door een relatief hoge energierekening, heeft het Kabinet aanvullend 60 miljoen euro gereserveerd voor een Energiefonds. Er wordt met externe partijen bezien hoe hier nader invulling aan gegeven kan worden.

Vraag 9

Welke maatregelen treft u om het doel voor verminderd finaal energieverbruik in 2030 te halen, nu uit de Klimaat- en Energieverkenning blijkt dat de kans hierop marginaal is?

Het kabinet gaat de effecten op energiegebruik meewegen in de voorjaarsbesluitvorming bij maatregelen ten behoeve van de klimaat- en energietransitie en de besteding van middelen uit het Klimaatfonds. Over de uitkomsten van de besluitvorming over maatregelen en fondsen wordt de Kamer bij de Voorjaarsnota 2025 geïnformeerd.

Vraag 10

Vindt u aanvullend beleid voor energiebesparing noodzakelijk? Zo nee, waarom niet? Zo ja, welke maatregelen denkt u aan?

Energie die we niet gebruiken, hoeven we niet op te wekken, te transporteren, te betalen of te importeren. Energiebesparing verlaagt dan ook de energierekening, draagt bij aan het verminderen van netcongestie, maakt ons minder afhankelijk van derde landen voor fossiele brandstoffen en spaart het klimaat. Aanvullend beleid voor energiebesparing is van belang en mogelijk gelet op de uitkomsten van het TNO-onderzoek «Een nationaal doel voor energiebesparing en streefwaarden voor sectoren».11 Zoals aangegeven bij het antwoord op vraag 9 worden de maatregelen op dit moment uitgewerkt.

Vraag 11

Wat is de inzet van Nederland voor wat betreft het verlengen van het contract voor de gas transportleiding vanuit Rusland door Oekraïne naar Oost-Europa?

Zoals onder meer aangegeven in antwoord op Kamervragen van de leden Bontenbal, Boswijk (beiden CDA) Paternotte en Rooderkerk (beiden D66)12 zet Nederland zich actief in voor maatregelen in EU-verband voor de afbouw van Russisch gas naar nul. Hoewel Nederland geen betrokkenheid heeft bij de transit van Russisch gas door Oekraïne en het daarvoor gesloten transportcontract, vindt Nederland dit een goede ontwikkeling in het licht van de gewenste afbouw van Russisch gas. Nederland vindt wel dat goed moet worden bezien wat dit betekent voor de EU-leveringszekerheid. Dit wordt in EU-verband, door de Europese Commissie, nauwlettend in de gaten gehouden.

Vraag 12

Kunt u deze vragen afzonderlijk en vóór het commissiedebat over de Energieraad beantwoorden?

Ja.

Vraag 1

Erkent u dat het niet behalen van de eigen klimaatdoelen door Nederland de internationale geloofwaardigheid en onderhandelingspositie van zowel Nederland als de Europese Unie ondermijnt? Welke concrete stappen gaat u ondernemen om dit te verbeteren?

De EU en de 27 lidstaten hebben een gezamenlijk Nationally Determined Contribution (NDC) ingediend met daarin klimaatdoelen voor 2030. De EU ligt op koers met dit plan. Er is een Europees en nationaal beleidskader om deze doelen te halen dat wordt geïmplementeerd. Het kabinet heeft zich gecommitteerd aan uitvoering van deze afspraken en de bijbehorende doelstellingen.

Vraag 2

Welke aanvullende maatregelen overweegt u op korte termijn om ervoor te zorgen dat Nederland alsnog aan zijn klimaatdoelstellingen voldoet?

Het kabinet volgt de reguliere klimaatbesluitvormingscyclus. Op basis van de Klimaat en Energie Verkenning (KEV) van het Planbureau van de Leefomgeving (PBL) besluit de regering of alternatieve maatregelen noodzakelijk zijn, wanneer deze maatregelen worden getroffen en hoe dit wordt gerealiseerd. In de Klimaatnota die gelijktijdig met de KEV verschijnt zal het kabinet reageren op de ramingen uit de KEV en aangeven welke vervolgstappen zo nodig gezet worden. Net als in voorgaande jaren volgen we de reguliere begrotingscyclus waarbij we in het najaar constateren of er een opgave ligt waarvoor we dan bij de Voorjaarsnota besluiten over de eventueel benodigde alternatieve maatregelen.

Vraag 3

Hoe schat u de kansen in om in Europees verband tot een ambitieuzer klimaatdoel te komen en welke initiatieven neemt Nederland hiertoe (naast de nationale verplichting om aan het klimaatakkoord van Parijs te voldoen)?

Conform de Europese Klimaatwet moet er nog een tussendoel voor 2040 worden vastgelegd. De Europese Commissie zal naar verwachting begin 2025 met een voorstel komen voor een tussendoel voor 2040 van netto 90% broeikasgasreductie ten opzichte van 2040. Dit helpt ons op weg naar het afgesproken doel van klimaatneutraliteit uiterlijk in 2050. Nederland heeft een positieve grondhouding ten aanzien van dit doel mits daarbij een stevig uitvoeringspakket wordt overeengekomen. Bij ongewijzigd beleid komen we al op 88%. Dat biedt een goede basis voor de onderhandelingen.

Vraag 4

Op welke wijze geeft u invulling aan de toezegging om ontbossing uiterlijk in 2030 te stoppen mede gelet op het feit dat de Europese Commissie heeft aangegeven de implementatie van de anti-ontbossingswet met een jaar uit te stellen?

Het kabinet is gecommitteerd aan de internationale afspraak om in 2030 ontbossing en bosdegradatie te hebben gestopt en omgekeerd. Het geeft hier zowel bilateraal, Europees als multilateraal invulling aan via een combinatie van enerzijds diplomatie en beleidsdialoog (via partnerschappen als het Amsterdam Declarations Partnership), waarbij de focus primair ligt op het stimuleren van ontbossingsvrije productie, alsook verschillende concrete activiteiten ondersteund uit middelen voor ontwikkelingshulp (ODA). Over de kabinetspositie aangaande het voorstel van de Europese Commissie om de toepassing van de Ontbossingsverordening met twaalf maanden uit te stellen wordt u door de Staatssecretaris van LVVN en de Minister voor BHO voor woensdag 16 oktober geïnformeerd.

Vraag 5

Op welke wijze gaat u zich inzetten om bevordering van gendergelijkheid te verankeren in de New Collective Quantified Goal (NCQG)?

Nederland onderhandelt via de EU over het nieuwe klimaatfinancieringsdoel (New Collective Quantified Goal, NCQG). Het verankeren van gendergelijkheid in het financieringsdoel is onderdeel van zowel de Nederlandse als de Europese inzet.

Vraag 6

Kunt u toezeggen dat Nederland zich gaat inzetten voor de toegankelijkheid voor lokale (vrouwen)organisaties bij de (NCQG) onderhandelingen middels maatregelen die klimaatfinanciering toegankelijker kan maken voor lokale (vrouwen)organisaties, zoals versoepelde accreditatieprocedures en verantwoordingsmechanismen, lagere startbedragen en het verstrekken van meerjarige en flexibele financiering?

Nederland zet in de onderhandelingen over het nieuwe klimaatfinancieringsdoel via de EU in brede zin in op het vergemakkelijken van toegang tot financiering voor de meest kwetsbaren. Dit geldt zowel voor de minst ontwikkelde landen en kleine eilandstaten als voor groepen die extra hard geraakt worden door de gevolgen van klimaatverandering, waaronder vrouwen en meisjes. Als onderdeel van de Global Environment Facility (GEF) en het tijdens COP28 geoperationaliseerde fonds voor schade en verlies zijn modaliteiten opgenomen die klimaatfinanciering toegankelijker kunnen maken voor onder meer lokale (vrouwen)organisaties.

Vraag 7

Bent u bekend met het recente onderzoek van Oil Change International over potentiële financieringsmogelijkheden?1

Ja

Vraag 8

Bent u voornemens om samen met andere Europese landen de in dit onderzoek genoemde financieringsmogelijkheden actief te onderzoeken en uit te dragen tijdens COP29? Kunt u daarbij per genoemde maatregel aangeven wat uw inzet zal zijn?

Nee. De in het onderzoek genoemde financieringsmogelijkheden sluiten voor het merendeel niet aan bij de kabinetsinzet. Met het oog op de benodigde schaal van de investeringsopgave pleiten NL en de EU in de onderhandelingen over een nieuw klimaatfinancieringsdoel voor een algemeen investeringsdoel dat diverse financieringsstromen omvat, waaronder publiek en privaat, nationaal en internationaal. De wereldwijde ODA in 2023 was 224 miljard dollar. Het is daarmee niet reëel te verwachten dat de investeringsbehoefte voor klimaat gedekt kan worden met alleen internationale publieke middelen. Buiten de onderhandelingen blijft de kabinetsinzet daarnaast gericht op de hervorming van de internationale financiële architectuur. Daarnaast blijf het kabinet zich inzetten voor de implementatie van bestaande afspraken rond het afbouwen van fossiele regelingen.

Vraag 9

Kunt u deze vragen met prioriteit beantwoorden, zodat de Kamer tijdig geïnformeerd is voor aanvang van de inzet van Nederland tijdens de Energieraad?

Ja.