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.

Vraag 1

Hoe luidt uw reactie op het artikel «Vereniging Eigen Huis waarschuwt voor hoge kosten VvE’s door Gasketelwet», de brief van Vereniging Eigen Huis (VEH) aan u over Verenigingen van Eigenaren (VvE’s) die in de knel komen door de Gasketelwet en de oproep van VEH om met een spoed een plan van aanpak op te stellen waarmee VvE’s op een veel pragmatischer wijze aan de Gasketelwet kunnen voldoen?1

Graag wil ik voorop stellen dat het jonge koolmonoxide-stelsel (CO-stelsel) van grote betekenis is voor de veiligheid en gezondheid van mensen. Diverse maatregelen zijn getroffen om het aantal incidenten met koolmonoxide terug te dringen. En het eerste beeld dat uit de wetsevaluatie volgt, een jaar na inwerkingtreding, is positief.
Natuurlijk is het voor een VvE vervelend als deze voor hoge kosten komt te staan, terwijl daar niet voor is gespaard. Tegelijkertijd is de veiligheid van de rookgasafvoer wel een verantwoordelijkheid van de VvE. Onlangs heeft de sector voor situaties met een collectieve rookgasafvoer een praktisch en gedragen handelingskader voor installatiebedrijven opgesteld. Hierbij is mijns inziens een goede balans gevonden tussen enerzijds het borgen van de veiligheid en anderzijds meer tijd voor VvE’s om de collectieve rookgasafvoer te laten controleren. Dit handelingskader is onlangs beschikbaar gekomen. Dit kader voor de monteur geeft houvast om in situaties, dat de geschiktheid van een collectieve rookgasafvoer niet bekend is, de benodigde werkzaamheden toch uit te kunnen voeren. Tegelijkertijd waarschuwt dit handelingskader de VvE en de individuele appartementseigenaren de collectieve rookgasafvoer te laten controleren.
Daarnaast heb ik aan NEN opdracht gegeven om een praktijkrichtlijn (NPR) op te stellen voor gebouwen met een collectieve rookgasafvoer. Deze praktijkrichtlijn geldt voor renovatie van oude collectieve rookgasafvoeren, maar moet ook ruimte bieden aan VvE’s om bij vervanging van een cv-ketel de bestaande collectieve rookgasafvoer voor een bepaalde periode te kunnen blijven doorgebruiken. Uiteraard alleen wanneer de veiligheid voldoende wordt geborgd. De verwachting is dat deze praktijkrichtlijn begin 2025 kan worden gepubliceerd.

Vraag 2

Bent u ermee bekend dat VvE’s sinds de invoering en handhaving van de Gasketelwet enorme kosten moeten maken voor de complete vervanging van het collectieve afvoersysteem als deze ouder is dan vijftien jaar en een individuele eigenaar een nieuwe cv-ketel wil laten installeren? Bent u ermee bekend dat deze verplichting leidt tot onuitvoerbaarheid van de wet en dat VvE’s en appartementseigenaren niet weten hoe ze verder moeten als een cv-ketel vervangen moet worden? Wat gaat u daar aan doen?

Ja. Sinds de invoering van het CO-Stelsel is de aandacht voor de veiligheid en gezondheid in de sector gegroeid. Daar wordt naar gehandeld en dat heeft consequenties. Als een collectieve rookgasafvoer in een VvE aan het einde van de technische levensduur is gekomen, dient deze te worden vervangen. De VvE moet hier al in haar Meerjarenonderhoudsplan (MJOP) rekening mee houden, door hiervoor geld te reserveren. Wanneer een VvE hiervoor geen reservering heeft, dan kan de VvE hiervoor (onder voorwaarden) ook een lening aangaan bij bijvoorbeeld het Stimuleringsfonds Volkshuisvesting Nederlandse gemeenten (SVn) of het Nationaal Warmtefonds. Dit kan echter alleen wanneer er warmtepompen op de rookgasafvoer worden geplaatst. Dat een rookgasafvoer aan het einde van z’n technische levensduur moet worden vervangen, geldt overigens evenzeer voor eigenaren van eengezinswoningen. Ook zij zullen hier rekening mee moeten houden en hiervoor kosten moeten maken.
Een richtlijn binnen de beroepssector is dat de installateur beziet of een collectieve rookgasafvoer ouder dan 15 jaar vanuit veiligheidsoptiek vervangen moet worden en de klant daarover adviseert. Vervanging houdt nauw verband met de (gegarandeerde) levensduur van de afvoerbuizen. Ook kan het zijn dat de bestaande (oudere) collectieve rookgasafvoer niet geschikt is voor de nieuwe cv-ketel.
In mijn antwoord op vraag 1 ben ik al ingegaan op het handelingskader voor installatiebedrijven en mijn opdracht aan de NEN om te komen tot een praktijkrichtlijn (NPR) die beiden ook ruimte bieden aan VvE’s om de collectieve rookgasafvoer te laten controleren.

Vraag 3

Bent u ermee bekend dat een geschiktheidsverklaring van het collectieve afvoersysteem in de praktijk geen oplossing biedt voor VvE’s, omdat deskundigen hiervoor moeilijk te vinden zijn, een dergelijk onderzoek duizenden euro’s kost en regelmatig herhaald moet worden vanwege de korte houdbaarheid van zo’n onderzoek?

De mogelijkheid van een geschiktheidsverklaring van het collectieve rookgasafvoersysteem is door de sector opgenomen in de voor het CO-stelsel aangewezen certificatieschema’s (beoordelingsrichtlijnen). Deze van een datum voorziene geschiktheidsverklaring geeft aan dat de collectieve rookgasafvoer is beoordeeld en veilig bevonden. Een geschiktheidsverklaring voorziet in de situatie dat een installateur, die bij een individuele appartementseigenaar een nieuwe ketel monteert of onderhoud uitvoert, zelf de veiligheid van het afvoersysteem niet kan beoordelen. De individuele appartementseigenaar (of de VvE) kan deze verklaring dan aan z’n installateur overleggen. Die installateur weet dan dat de collectieve rookgasafvoer in orde is en kan daar op vertrouwen. De kosten voor het inspecteren van een collectieve rookgasafvoer zullen afhangen van de grootte van het appartementencomplex. Logischerwijs worden die kosten gedeeld door alle eigenaren die deel uitmaken van een VvE.
Zoals uit de evaluatie van het stelsel blijkt, is het aantal gecertificeerde installatiebedrijven afgelopen jaar sterk gegroeid en de verwachting is dat dit aantal komende tijd nog blijft groeien. Op dit moment zijn ruim 3.100 bedrijven gecertificeerd. Hiervan zijn 178 bedrijven ook specifiek gecertificeerd om werkzaamheden aan collectieve rookgasafvoeren uit te mogen voeren. Dat zijn met name de grotere bedrijven met veel monteurs in dienst. VvE’s en individuele appartementseigenaren kunnen het Register | Toelatingsorganisatie Kwaliteitsborging Bouw (tlokb.nl) raadplegen om een gecertificeerd installatiebedrijf en een specifiek op het gebied van collectieve rookgasafvoeren gespecialiseerd installatiebedrijf te vinden.

Vraag 4

Heeft u met de voorgaande problemen rekening gehouden toen de Gasketelwet werd opgesteld? Heeft u destijds met de branche verkend of de veiligheid van gassytemen binnen VvE’s eenvoudiger en goedkoper kan worden gerealiseerd? Zo nee, waarom niet? Zo ja, waarom heeft u daar toen niet meteen rekening mee gehouden? Bent u bereid om dit nu alsnog op te pakken met de technische branche en daarbij consumentenorganisaties te betrekken?

Dat er in woongebouwen met een collectieve rookgasafvoer gevaarlijke situaties kunnen zijn, was voor het opstellen van het wettelijk stelsel al bekend. In 2016 zijn daarom samen met onder andere de installatiesector, Vereniging Eigen Huis, VvE Belang en Vastgoed Belang een handreiking en informatieblad opgesteld (i.c. »De veiligheid van collectieve rookgasafvoeren in woongebouwen»), met als doel VvE-besturen, VvE-beheerders, corporaties, verhuurders en individuele appartementseigenaren bewust te maken van de mogelijke gezondheidsrisico’s die spelen bij collectieve rookgasafvoeren. Daarbij is ook gewezen op het belang van periodieke inspectie en onderhoud om gevaarlijke situaties te voorkomen en op de verantwoordelijkheden zoals die binnen VvE’s liggen. Dat VvE’s in verband met een noodzakelijke renovatie of vervanging van de collectieve rookgasafvoer voor hoge kosten kunnen worden gesteld, volgt dus niet uit het nieuwe wettelijke stelsel. Tijdige vervanging of renovatie van de collectieve rookgasafvoer is inherent aan de goede instandhouding van een gebouw. Dit is een verantwoordelijkheid van de VvE en een verplichting van de VvE naar de individuele eigenaren en bewoners. Zij moeten erop kunnen vertrouwen dat het gebouw waarin zij wonen veilig is.
Ook bij het opstellen van het CO-stelsel is aandacht besteed aan collectieve rookgasafvoeren in woongebouwen waaronder die van VvE’s. Toen is ook rekening gehouden met de mogelijkheid dat niet elke installateur de expertise bezit om een collectieve rookgasafvoer te beoordelen en dat daarvoor dan een gespecialiseerd bedrijf kan worden ingeschakeld (zie mijn antwoord op vraag2. Daarbij zijn de hiervoor genoemde handreiking en informatieblad geactualiseerd.
Ik ga komende tijd graag in gesprek met de sector en consumentenorganisaties over de in de evaluatie en de brief van Vereniging Eigen Huis geconstateerde knelpunten met collectieve rookgasafvoeren bij VvE’s. Hierbij zal ik het hiervoor genoemde handelingskader en de binnenkort verwachte praktijkrichtlijn (NEN) betrekken. Hiermee wordt voor de korte termijn een oplossing geboden. Samen met deze partijen wil ik ook bekijken welke aanvullende mogelijkheden er zijn.

Vraag 5

Wanneer stuurt u het wettelijk verplichte evaluatierapport inzake de Gasketelwet naar de Kamer? Geeft u daar dan ook direct de noodzakelijke vervolgstappen bij aan?

De evaluatie heb ik gelijktijdig met mijn antwoorden op uw vragen aan uw Kamer aangeboden. Daarbij heb ik aangegeven wat de vervolgstappen zijn.

Vraag 6

Vindt u ook dat – gegeven het naderende stookseizoen – de problematiek voor VvE’s en appartementseigenaren met prioriteit moet worden opgelost en niet kan wachten op een evaluatie en een vervolgtraject?

Zie mijn antwoord op vraag 4.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «BBB geeft signaal aan provincies en is tegen windmolens op het land: «Wij gaan tot het gaatje»»?1

Ja, ik ben bekend met het artikel.

Vraag 2

Wat vindt u van de uitspraak van het lid Vermeer (BBB) dat er in het regeerakkoord staat dat er geen windturbines bij komen op land?

In het regeerprogramma zijn geen afspraken gemaakt om te stoppen met wind op land. Er zijn wel afspraken gemaakt die betrekking hebben op windturbines op land. Zo is afgesproken dat windturbines zoveel mogelijk op zee worden gerealiseerd en dat in nieuw te bestemmen gebieden woningbouw voorrang heeft op windturbines.
Wind op land blijft daarnaast noodzakelijk voor het versterken van de energiezekerheid en -onafhankelijkheid van Nederland, zoals benadrukt in de Energienota 2024. Daarnaast is het nodig voor het behalen van onze nationale klimaatdoelen, zoals vastgelegd in de Klimaatwet, en de Europese klimaat- en energiedoelen voor 2030. Hoewel het kabinet prioriteit geeft aan wind op zee, is de ruimte ook daar beperkt. Verdere uitbreiding van wind op zee vereist concessies in de beschikbare ruimte voor andere activiteiten, zoals visserij en defensie. Bovendien leidt de opwekking van windenergie op zee tot meer hoogspanningsmasten op land, wat een maatschappelijke en ruimtelijke uitdaging vormt en gevolgen heeft voor woningbouwmogelijkheden.

Vraag 3

Hoe verhouden de uitspraken van het lid Vermeer zich volgens u tot de passage uit het regeerprogramma dat het kabinet het aanbod van energie gaat diversifiëren door kosteneffectief verschillende energiebronnen te stimuleren (zon, wind, aardgas, geothermie, kernenergie, etc.) en de passage dat windmolens zoveel mogelijk op zee komen, in plaats van op land?

De inzet op diversificatie van het energieaanbod is nog steeds een prioriteit van het kabinet. Hierbij blijft ook altijd de noodzaak bestaan om per energiebron en toepassing de verschillende publieke belangen af te blijven wegen. Deze afweging maakt het kabinet bij windenergie op de manier zoals in de beantwoording van vraag 2 is toegelicht.

Vraag 4

Kunt u bevestigen dat het hele kabinet achter bovenstaande citaten uit het regeerakkoord staat, en dat dit dus betekent dat ook wind-op-landprojecten de komende jaren door het kabinet gestimuleerd zullen blijven worden?

In het regeerakkoord is als doel vastgesteld om de energieonafhankelijkheid te vergroten en duurzame energieproductie te stimuleren, met oog voor een veilige en gezonde leefomgeving en een weerbaar energiesysteem. Ook wordt gestreefd naar een significante vermindering van de uitstoot van broeikasgassen, conform de doelstellingen van het Parijsakkoord en zoals vastgelegd in de Europese en Nationale Klimaatwet. Zoals eerder aangegeven in de beantwoording van vraag 2, is wind op land noodzakelijk om de doelstellingen voor CO2-reductie en energieonafhankelijkheid te behalen.
Het Nationaal Plan Energiesysteem (NPE) zet, gezien de onzekerheid van de vraagontwikkeling en mogelijke sterke groei van de elektriciteitsvraag, in op het nu maximaal haalbaar opschalen van het energieaanbod en de infrastructuur, binnen de geldende randvoorwaarden voor ruimtelijke inpassing en ecologische impact. De uitrol van wind op zee is al vertraagd ten opzichte van het in het NPE geschetste pad. Daarnaast zijn de richtwaarden voor wind op land in het NPE, ook met de huidige projecten die al gepland zijn én de vervanging van bestaande windturbines op land, uitdagend om te behalen. Wind op land is dus noodzakelijk om voldoende CO2-vrij elektriciteitsaanbod te kunnen realiseren.

Vraag 5

Hoe verhouden de uitspraken van het lid Vermeer zich volgens u tot het Nationaal Plan Energiesysteem, waarin wordt uitgegaan van een flinke toename van wind op land de komende jaren?

Zie antwoord vraag 4.

Vraag 6

Staat het kabinet voor de handtekening onder het klimaatakkoord en de uitvoering van de Regionale Energie Strategieën?

Zie beantwoording vraag 7.

Vraag 7

Uit zowel de Klimaat- en Energieverkenning (KEV) 2023 als de RES-monitor 2023 bleek het doel voor hernieuwbare energie en elektriciteit lastig haalbaar omdat de ontwikkeling van hernieuwbare elektriciteitsproductie de afgelopen jaar is gestagneerd, hoe gaat u de bouw van windturbines versnellen om de doelen te halen?

Ja, het kabinet staat achter het Klimaatakkoord en de uitvoering van de Regionale Energie Strategieën (RES). In het regeerprogramma heeft het kabinet zich verschillende doelen gesteld, waaronder het verminderen van de uitstoot van broeikasgassen, in lijn met de doelen van het Klimaatakkoord van Parijs en zoals vastgelegd in de Europese en Nationale Klimaatwet. Met de RES 1.0 hebben gemeenten, waterschappen en provincies in de regio plannen opgesteld om concreet invulling te geven aan het Klimaatakkoord.
Het kabinet vindt het belangrijk dat er voldoende ruimte is om lokaal energie op te wekken in Nederland. De RES-foto en de RES-monitor laten zien dat het RES doel van 35 TWh bereikt kan worden. Het opgetelde totale bod vanuit de regio’s van 55 TWh voor 2030 is echter buiten bereik. De pijplijn voor opwekprojecten stokt, waardoor de ambities uit het NPE niet kunnen worden waargemaakt.
Daarover ben ik blijvend in gesprek met medeoverheden, bijvoorbeeld via het Nationaal Programma RES. Er zijn versnellingsmogelijkheden voor regio’s zoals de Renewable Energy Directive (RED) III; enkele RES regio’s hebben aangegeven hier interesse in te hebben. Binnen de RED III kunnen versnellingsgebieden worden aangewezen waar procedures voor duurzame energieprojecten versneld kunnen worden uitgevoerd.

Vraag 8

In het regeerprogramma staat dat u netcongestie gaat aanpakken en dat er aanvullende maatregelen getroffen worden als de klimaatdoelen niet worden gehaald. Deelt u de mening dat ook wind op land hiervoor een belangrijk onderdeel is?

Vraag 1

Hebt u kennisgenomen van de opinie «Valmeren: vergeten sleutel tot duurzame energie»1 en wat is uw opinie daarover?

Ja. Energieopslag als vorm van flexibiliteit speelt al geruime tijd een cruciale rol in ons energiesysteem. Alle vormen van energieopslag – elektriciteits-, moleculen,- en warmteopslag – zullen nodig zijn voor het toekomstig energiesysteem. In potentie biedt het Delta21 valmeer dat in het artikel genoemd wordt, een vorm van grootschalige elektriciteitsopslag.

Vraag 2

Wat is uw reactie op de uitkomsten van het onderzoek van CE Delft2 naar de businesscase en maatschappelijke waarde van het Delta21-project, waaruit blijkt dat dit valmeer investeringen in opwekcapaciteit bespaart én netverzwaring kan voorkomen, zowel in de regio Rotterdam als elders in Nederland op het hoogspanningsnet, en kan leiden tot lagere energiekosten voor huishoudens en bedrijven tot maximaal 1,8 miljard euro per jaar?

Meer flexibiliteit zorgt ervoor dat investeringen in opwekcapaciteit worden bespaard en dat netverzwaringen worden voorkomen. Energieopslag – zoals in potentie het Delta21 valmeer – draagt bij aan meer flexibiliteit, maar is niet de enige manier. Andere vormen van flexibiliteit zijn: (1) flexibele vraagsturing, (2) (CO2-vrij) regelbaar vermogen, (3) conversie en (4) interconnectie met andere landen.
De uitkomsten van het onderzoek van CE Delft geven aan dat het Delta21 valmeer in theorie van waarde kan zijn voor Nederland. De businesscase is daarbij omgeven door grote onzekerheden, omdat de markt- en prijsontwikkelingen onzeker en de investeringskosten hoog zijn. Hierdoor zijn de geïdentificeerde lagere energiekosten dan ook onzeker. Daarnaast heeft CE Delft alleen globaal onderzoek gedaan naar de voordelen van dit project ten opzichte van andere technieken op het gebied van grondstofgebruik, waterveiligheid en CO2-impact van productie. Het onderzoek van CE Delft toont daarom niet afdoende aan dat dit project van meerwaarde zou zijn ten opzichte van andere vormen van flexibiliteit.

Vraag 3

Bent u van mening dat een grootschalige energieopslagfaciliteit nabij de Maasvlakte kan bijdragen aan een efficiënter gebruik van het elektriciteitsnetwerk en aan een optimaler gebruik van energie uit zon en wind, zowel op land als offshore?

Ja. Grootschalige energieopslag nabij de Maasvlakte kan ervoor zorgen dat er efficiënter gebruik wordt gemaakt van het elektriciteitsnetwerk, mits netcongestieneutrale inpassing wordt geborgd. Wanneer het Delta21 valmeer (net als andere vormen van opslag) bijvoorbeeld zou worden ingezet voor handel op elektriciteitsmarken en balansmarkten (aFRR) in plaats van enkel voor opslag van eigen opgewekte energie, kan de belasting op het net juist toenemen. Dit leidt mogelijk tot extra netcongestie.
Als langetermijnopslagtechnieken beperkt van de grond komen, zijn andere technieken (zoals Li-ion-batterijen en meer elektrolyse en waterstofcentrales) nodig om de flexibiliteitsbehoefte in te vullen. In het onderzoek van CE Delft3 is een gevoeligheidsanalyse gedaan waarbij de potentie voor technieken voor lange termijnopslag op nihil is gezet om te zien welke andere technieken de flexibiliteitsbehoefte in dat geval zouden invullen. Hier volgt uit dat een deel van de behoefte aan flexibiliteit in Nederland dan ingevuld wordt met Li-ion-batterijen, met name 4-uursbatterijen en 8-uursbatterijen. De batterijen vervangen echter niet volledig de rol die langetermijnopslag (24-uurs) zou kunnen spelen. Er worden in dit scenario volgens CE Delft extra elektrolysers gerealiseerd (7 GW in plaats van 5 GW) voor het omzetten van lange termijnoverschotten naar waterstof en er is meer inperking van de opwek van zonne- en windparken (curtailment).

Vraag 4

Bent u het met de initiatiefnemers van Delta21 eens dat het project én hoogwater in het binnenland kan voorkomen en daarmee mogelijke dijkversterkingen- en verhogingen én veel kan bijdragen aan natuurherstel, doordat het dichtslibben en verzanding van het Haringvliet inclusief de monding kan worden voorkomen en een brak gebied wordt gerealiseerd?

Nee. Op dit moment heeft een valmeer, als zeewaartse kustuitbreiding, geen meerwaarde voor de waterveiligheid. Het Kennisprogramma Zeespiegelstijging heeft onderzoek gedaan naar zeewaartse kustuitbreiding bij extreme zeespiegelstijging als een van de mogelijke toekomstbeelden voor de waterveiligheid van Nederland, naast beschermen en meebewegen4. In het onderzoek is naar voren gekomen dat een zeewaartse kustuitbreiding pas bij extreme zeespiegelstijging een meerwaarde heeft als opvangbekken voor het overtollige rivierwater. Hiervoor zijn echter vele aanvullende maatregelen nodig zoals het beperken van de rivierafvoer via de Nieuwe Waterweg en pompcapaciteit die toeneemt bij doorgaande zeespiegelstijging.
Uit het Kennisprogramma Zeespiegelstijging volgt daarnaast dat een zeewaartse kustuitbreiding grote negatieve ecologische impact heeft. De aanleg van een valmeer in Natura2000 gebied Voordelta zou daar een voorbeeld van zijn. Daarmee zou immers waardevolle onderwaternatuur, evenals waardevolle visgronden, in de Voordelta verdwijnen. Deze negatieve impact moet ook meegewogen worden bij een beoordeling van Delta21. Tevens dient rekening gehouden te worden met de verplichtingen die voortkomen uit de Vogel- en Habitatrichtlijn.

Vraag 5

Welke voor- en nadelen ziet u voor het verdienvermogen en de strategische autonomie van Nederland als ingezet wordt op een project als Delta21 met veel Nederlandse kennis en bedrijvigheid in plaats van op grootschalige batterijen waarvoor schaarse metalen moeten worden geïmporteerd of extra centrales die door buitenlandse bedrijven moeten worden gebouwd?

Energieopslag en in het bijzonder elektriciteitsopslag zijn, vanwege de verwachtingen van enorme groei in de vraag naar dit type opslag, potentieel zeer belangrijk voor het toekomstig verdienvermogen en strategische autonomie van Nederland. In de Actieagenda Batterijsystemen wordt daarom onder andere ingezet op de ontwikkeling van batterijsystemen, inclusief data en veiligheid.
Daarnaast zet het kabinet met het Nationaal Groeifonds voorstel «Material Independence & Circular Batteries» eveneens in op langetermijnenergieopslag door Nederlandse bedrijvigheid te ontwikkelen voor toepassingen in bijvoorbeeld batterijen met een lange opslagduur. Door ook de ontwikkeling van alternatieve batterijen – zoals zoutbatterijen of redox flow batterijen – te stimuleren, verminderen we de noodzaak schaarse metalen te importeren. Deze subsidieregeling (€ 25 miljoen), waarbij projecten zich richten op minimaal gebruik van kritieke materialen, wordt vanaf 16 december 2024 opengesteld.
Het is momenteel overigens onzeker in hoeverre het volledige Delta21-project zou kunnen worden uitgevoerd door Nederlandse bedrijven en instellingen.

Vraag 6

In hoeverre vermindert een grootschalige opslag als Delta21 de kwetsbaarheid van de energievoorziening bij een aanslag of schade door andere oorzaken, ook ten opzichte van andere flexibiliteitstoepassingen?

In het algemeen is het zo dat de kwetsbaarheid van onze energievoorziening afneemt naarmate er meer flexibiliteit in het energiesysteem zit. De flexibiliteit wordt bij voorkeur door meerdere flexibiliteitstoepassingen verzorgd om de kans op systeemfalen te verminderen.
In potentie zou het Delta21 valmeer ook bijdragen aan de weerbaarheid van ons energiesysteem, met een relatief grote theoretische opslagcapaciteit van 34 GWh en – daarmee – relatief veel flexibiliteit. Toch kan niet zonder meer worden geconcludeerd dat elektriciteitsopslag van dergelijke grootte relatief meer zou bijdragen aan de weerbaarheid van het energiesysteem. Hiervoor zouden de kwetsbaarheden van valmeren zoals het Delta21-project beter in kaart moeten worden gebracht en worden afgezet tegen (een combinatie van) kleinere flexibiliteitstoepassingen. Daarnaast kent het Delta21-plan belangrijke ecologische nadelen, zie ook het antwoord op vraag 4.

Vraag 7

In hoeverre neemt u in uw afwegingen voor opslagtechnieken maatschappelijke voordelen mee die niet zuiver energetisch zijn?

In de afweging voor opslagtechnieken worden ook de maatschappelijke voor- en nadelen van de techniek meegenomen die niet zuiver energetisch zijn. Het kabinet weegt hierbij de publieke belangen en stuurt op de hoogste maatschappelijke waarde zoals is toegelicht in het Nationaal plan energiesysteem (NPE). In het kader van het Delta21-project zijn dit onder andere de impact op biodiversiteit en waterveiligheid. De ecologische impact van een project zou ertoe kunnen leiden dat een bepaalde opslagtechniek als ongewenst wordt gezien.

Vraag 8

Hoe reflecteert u op het feit dat een valmeer bij de Haringvlietmonding mogelijk diverse maatschappelijke voordelen biedt ten opzichte van andere opslagtechnieken, maar dat deze hoogstwaarschijnlijk niet tot stand zal komen als de flexibiliteitstoepassing enkel op basis van marktmechanismen tot stand zal komen?

Bij het bepalen van de business case van het Delta21 valmeer speelt de elektriciteitsprijs – net als bij andere flexibiliteitstoepassingen – een belangrijke rol. De maatschappelijke waarde van de flexibiliteit voor het elektriciteitssysteem kan als opbrengst of als negatieve kosten meegenomen worden bij de beoordeling van de maatschappelijke voordelen van het valmeer, naast maatschappelijke nadelen zoals voor ecologie.

Vraag 9

Deelt u de mening dat, aangezien TenneT waarschuwt voor een duidelijke verslechtering van de leveringszekerheid na 2030 door onder andere achterblijvende groei van flexibiliteit, het voor de hand ligt om geen mogelijkheden uit te sluiten en ook (middel)lange-termijnopslag zoals het valmeerproject op te nemen in het door TenneT geadviseerde uitvoeringsplan leveringszekerheid?3

Het klopt dat er op voorhand geen mogelijkheden worden uitgesloten. Verder ziet het door TenneT geadviseerd uitvoeringsplan leveringszekerheid toe op verbeteringen van de elektriciteitsmarkt. Omdat deze markt in Nederland goed ontwikkeld is, zijn er naar verwachting beperkte mogelijkheden tot verbetering te identificeren. Eventuele verbeteringen zouden in ieder geval zoveel mogelijk techniekneutraal dienen te zijn. Hierdoor kan er niet worden gezegd dat een specifiek project zoals een valmeer zal worden meegenomen in een uitvoeringsplan leveringszekerheid.

Vraag 10

Welke opdracht ziet u voor zichzelf na de conclusie uit de routekaart Energieopslag dat investeringen in (middel)lange-termijnopslag moeizaam tot stand komen, zeker met inachtneming van het feit dat vanwege de toekomstige leveringszekerheid veel meer flexibiliteit vereist is? Hoe reflecteert u in dat kader op de conclusie van CE Delft uit het onderzoek dat de financiering van het valmeer een belangrijk aandachtspunt is en mogelijk overheidsparticipatie vereist is om dit project mogelijk te maken?

Het is nodig om meer duidelijkheid te krijgen over hoe (middel)lange termijn opslagtechnieken kunnen bijdragen aan meer flexibiliteit in het energiesysteem tegen zo laag mogelijke maatschappelijke kosten. Uit systeemstudies blijkt dat (middel)lange termijn energieopslag kan leiden tot een besparing van maatschappelijke kosten. Daarom wordt onderzocht wat de meerwaarde is van een stimuleringsmechanisme voor (middel)lange termijn opslag. Deze actie wordt meegenomen in de update van de Routekaart Energieopslag waar de Kamer eind 2024 over zal worden geïnformeerd.

Vraag 11

Bent u bereid een maatschappelijke kosten-batenanalyse uit te laten voeren naar het valmeerproject van Delta21, waarbij tevens een vergelijking wordt gemaakt met andere flexibiliteitstoepassingen, en in reactie daarop te bezien welke volgende stappen te nemen zijn?

Zoals is toegezegd tijdens de begrotingsbehandeling van het Ministerie van Klimaat en Groene Groei (7 november 2024) is het kabinet bereid om in kaart te brengen wat de voor- en nadelen zijn van een valmeerproject voor het energiesysteem, inclusief een vergelijking met andere flexibiliteitstoepassingen. Op basis van deze analyse wordt bezien welke vervolgstappen genomen kunnen worden.

Vraag 1

Hoe beoordeelt u de belofte van internationale banken om kernenergie te ondersteunen in de context van de Nederlandse plannen voor de bouw van nieuwe kerncentrales?

Het kabinet heeft kennisgenomen van de aankondiging van meerdere internationale financiële instellingen om hun steun voor kernenergie de komende jaren te vergroten. Op dit moment is nog onduidelijk wat de uitwerking zal zijn van deze aankondiging. Het kabinet volgt deze ontwikkelingen en hun relatie tot de Nederlandse context met grote interesse.
Voor de Nederlandse context voert het kabinet een marktconsultatie uit. De marktconsultatie is recent afgerond en momenteel bestudeert het kabinet de uitkomsten. Binnen een aantal weken zal het kabinet de Kamer informeren over de resultaten van de marktconsultatie, een kabinetsappreciatie daarvan en het vervolgproces.
Deze marktconsultatie behelst twee verschillende trajecten – een consultatie met de markt van drie technologieleveranciers en een studie naar de mogelijkheden van, en voorwaarden voor, private financiering. Beide trajecten peilen onder meer de interesse van de markt voor eventuele deelname bij de nieuwbouw van kerncentrales in Nederland. Daarin zijn ook voor- en nadelen van verschillende publieke en private financieringsmodellen onderzocht en is gekeken hoe andere landen financiële steun hebben ingezet om een kernenergieproject te financieren.
De consultatie gaat ook in op mogelijke steuninstrumenten die de overheid kan bieden voor de financiering van nieuwe kerncentrales. Er is nog geen definitieve keuze over de rol van de overheid in de financieringsstructuur. Het is belangrijk op te merken dat aan deze definitieve keuze, naast financiële overwegingen, ook andere (publieke) overwegingen ten grondslag liggen. Het kabinet werkt gedurende 2025 de opties uit voor de rol van de overheid en de markt in de financieringsstructuur.
Het kabinet vindt het belangrijk om voortdurend rekening te houden met nieuwe inzichten en maatschappelijke vraagstukken rondom kernenergie, en ook om de technologieleveranciers en private financiers hierbij te betrekken. Daarmee zal het kabinet voortbouwen op de lijn die is ingezet door de marktconsultatie en bijhorende verkennende gesprekken met de technologieleveranciers en private financiers. Vervolgens zal het kabinet nadere besluitvorming over de financiering van de kerncentrales vormgeven.

Vraag 2

Welke stappen onderneemt u om ervoor te zorgen dat deze internationale banken mogelijk Nederlandse kernenergieprojecten financieel gaan ondersteunen?

Zie antwoord vraag 1.

Vraag 3

Gaat u zelf ook proactief op de COP dit najaar aan de slag met het betrekken van financiële sector bij de kerncentralebouw in Nederland? Zo ja, hoe?

Tijdens vorige COP is afgesproken om de ontwikkeling van bepaalde technologieën, waaronder ook kernenergie, te versnellen. Ik zal me inzetten dat die afspraken in het algemeen, maar daarmee ook die van de versnelling van kernenergie, opnieuw bevestigd worden en daarmee ook een duidelijk signaal afgeven aan de markt en de financiële sector. Het kabinet kan hiermee invulling geven aan de motie Erkens1, die onder andere het kabinet oproept actief tijdens de COP29 aandacht te vragen voor het betrekken van de financiële sector bij kerncentralebouw in Nederland.
In de voorbereidingen voor COP29 heeft het kabinet aandacht voor kernenergie en volgt het in ieder geval mogelijke evenementen en initiatieven rondom het betrekken van de financiële sector bij kernenergieprojecten met interesse. Voorafgaand aan de start van COP29 ontvangt de Kamer een brief met daarin een overzicht van de brede inzet en verwachtingen voor COP29, inclusief de initiatieven die door het voorzitterschap van COP29 worden gelanceerd.

Vraag 4

Welke stappen zult u nemen om Nederlandse banken aan te sporen zich aan te sluiten bij de internationale trend van financiering van kernenergie? Gaat u de banken oproepen deze pledge te omarmen dit jaar?

Het is primair aan de Nederlandse financiële sector om over deze aankondiging zelf een standpunt in te nemen. Uiteraard vindt het kabinet het positief dat meerdere internationale financiële instellingen hun steun voor kernenergie uitspreken.
Tijdens de marktconsultatie heeft het kabinet reeds verkennende gesprekken met financiële instellingen gevoerd over hun positie ten aanzien van kernenergie en de mogelijke kapitaalmarktrisico’s van de financiering hiervan. De komende tijd zal het kabinet deze gesprekken met Nederlandse financiële instellingen voortzetten, onder meer via het Klimaatcommitment financiële sector.
In die gesprekken met de Nederlandse sector zal ook deze aankondiging besproken worden. Hiermee kan het kabinet ook invulling geven aan de motie van het lid Erkens2 hierover.

Vraag 5

Hoe zult u samenwerken met banken om ervoor te zorgen dat kernenergieprojecten op verantwoorde wijze worden gefinancierd?

Zie de antwoorden op vraag 1 en 4.

Vraag 6

Hoe zult u samenwerken om ervoor te zorgen dat Nederland kan profiteren van deze internationale ontwikkeling in de nucleaire sector?

Zie de antwoorden op vraag 1 en 4.

Vraag 7

Hoe gaat u ervoor zorgen dat de financiële sector gaswinning op de Noordzee blijft faciliteren gezien het belang van meer eigen energieproductie?

Het is ook hierin aan de financiële instellingen zelf om eigenstandig afwegingen te maken in hun financieringsbeslissingen. Tegelijkertijd vindt het kabinet het wel belangrijk dat financiële instellingen de transitie naar een klimaatneutrale economie meewegen in hun financieringsbeslissingen, zowel vanuit risicomanagementoogpunt als vanuit hun inspanning om een actieve bijdrage te leveren aan het Akkoord van Parijs. Wat betreft het belang van de gaswinning op de Noordzee heb ik reeds in mijn beantwoording op de Kamervragen van het lid Erkens (VVD) van 3 oktober jl. aangegeven, dat het kabinet gezamenlijk met de sector naar een sectorakkoord toewerkt. Dit akkoord heeft als doel de investeringen op de Noordzee te optimaliseren en zo de gaswinning zo op peil te houden de komende jaren. Op dit moment blijven deze investeringen om verschillende redenen achter. Om er voor te zorgen dat de exploratie & productie (E&P) sector blijft investeren op de Noordzee is er een stabiel investeringsklimaat nodig. Investeerders willen immers zekerheid hebben dat zij de gemaakte investeringen kunnen terugverdienen. In het sectorakkoord zal het kabinet met de sector afspraken maken en maatregelen aankondigen om de risico’s van projecten te verkleinen.

Vraag 1

Heeft u kennisgenomen van het artikel «Afkicken van Russisch gas blijkt lastiger dan gedacht: één lng-tanker per maand werden er plots twee»?1

Ja.

Vraag 2

Wat is het effect geweest op de LNG-import vanuit Rusland naar de Europese Unie (EU) en naar Nederland sinds de afkondiging van het 14e sanctiepakket?

De beoordeling van de exacte impact van het 14de sanctiepakket op de LNG-import in de EU is complex en zal de komende tijd in EU verband nader worden geanalyseerd. Hierbij speelt dat formeel het sanctiepakket direct is gaan gelden voor nieuwe contracten. Voor contracten die zijn gesloten vóór 24 juni 2024 geldt het sanctiepakket pas vanaf 26 maart 2025. In de praktijk zien we echter dat er, al dan niet anticiperend, naar het sanctiepakket gehandeld wordt, bijvoorbeeld doordat er door sommige terminaloperators geen overslagdiensten meer worden aangeboden en LNG stromen worden verlegd.
Sinds het 14de sanctiepakket op 24 juni 2024 is ingegaan, zijn er in Nederland vanaf juli per maand niet één maar twee tankers met LNG uit de Russische Federatie bij de GATE-terminal in Rotterdam aangeland en gelost. In ieder geval in één andere EU lidstaat wordt een vergelijkbare ontwikkeling gemeld.
Daarnaast meldt een aantal andere lidstaten een sinds begin 2024 toegenomen aanvoer van LNG uit de Russische Federatie. Omdat dit in deze landen al sinds begin 2024 speelt, is het waarschijnlijk dat de toename in deze landen niet uitsluitend het gevolg is van het 14de sanctiepakket. Ook andere factoren spelen daarbij een rol. Zo is er in de afgelopen maanden op EU niveau minder LNG geïmporteerd uit o.a. de Verenigde Staten en Qatar. Ten opzichte van de Aziatische markten waren de prijzen namelijk relatief laag in Europa waardoor handelaren meer LNG-volumes verscheepten naar Aziatische landen. Ook waren er in de eerste helft van dit jaar problemen bij de Freeport LNG terminal, de op één na grootste LNG-exportterminal van de Verenigde Staten. Wat betreft de aanvoer vanuit Qatar, zorgt de onrust in het Midden-Oosten ervoor dat minder LNG-volumes geleverd worden. De vaarroute door de Rode Zee wordt vermeden door LNG-tankers vanuit Qatar, waardoor leveringen uit dit land aan de EU moeten omvaren via de Kaap de Goede Hoop. Dit leidt tot aanzienlijke extra kosten. Ik verwijs in dit verband ook naar mijn antwoorden op Kamervragen van de leden Bontenbal, Boswijk, Paternotte en Roodekerk over de stijgende invoer van Russisch gas naar de Europese Unie, waarin ik deze ontwikkelingen heb toegelicht.2

Vraag 3

Op welke manier wordt er gehandhaafd op bedrijven die Russisch gas en andere fossiele brandstoffen uit Rusland importeren en doorvoeren naar landen buiten de EU? Zijn er in dit kader sancties opgelegd aan bedrijven?

De handhaving op sancties op olie en kolen ligt met name bij de Douane. Voor andere specifieke bepalingen die raken aan importverboden kunnen andere partijen betrokken zijn.
Er rust op de import van Russisch gas geen sanctie, wel op doorvoer naar landen buiten de EU. Zoals in het antwoord op vraag 2 is aangegeven, treden voor LNG-contracten die zijn gesloten vóór 25 juni 2024 de bepalingen uit het 14de sanctiepakket in werking per 26 maart 2025. Tot die tijd is er geen grond voor het eventueel opleggen van sancties voor wat betreft de overslag van Russisch LNG met een land buiten de EU als bestemming.
Overigens is het goed te weten dat er bij de Nederlandse LNG-terminals geen overslag van LNG plaatsvindt, niet van Russisch LNG en niet van LNG van een andere oorsprong. Er zijn dan ook geen sancties of boetes opgelegd aan bedrijven.

Vraag 4

Wat is de reden dat u het zeer onwaarschijnlijk acht dat deze export van LNG leidt tot meer inkomsten voor Rusland?

De ontwikkeling die we tot nu toe in Nederland hebben gezien, betreft een bestaande LNG-stroom die alleen wat betreft eindbestemming is gewijzigd: het aandeel LNG uit Rusland dat nu in de EU terecht komt in plaats van elders in de wereld neemt toe. Het gaat niet om nieuwe of extra inkoop in Rusland, dus ook niet om extra inkomsten voor Rusland.
Ik kan geen uitspraken doen over de ontwikkelingen elders in de EU en de geldstromen die mogelijk samenhangen met de sinds begin 2024 toegenomen aanvoer van LNG uit de Russische Federatie, zoals toegelicht in het antwoord op vraag 2.
Echter, indien ook in andere lidstaten sprake is van toename van import om dezelfde reden als in Nederland, zou het zo kunnen zijn dat bedrijven die in het verleden LNG bij de Russische Federatie hebben ingekocht met als doel dit in de EU over te slaan naar een bestemming buiten de EU, de gevolgen van het 14de sanctiepakket nu opvangen door aanpassingen binnen hun contractenportfolio. In dat geval blijft het LNG afkomstig uit de Russische Federatie in de EU en wordt elders ingekocht LNG, dat oorspronkelijk was bestemd voor de EU, doorgeleid naar de bestemming buiten de EU waarvoor het LNG uit de Russische Federatie was bestemd. Het verbod op de overslag van Russisch LNG naar een bestemming buiten de EU leidt dan ook niet tot een grotere vraag naar Russisch LNG en dus ook niet tot meer inkomsten voor de Russische Federatie, maar alleen tot een verplaatsing van de eindbestemming.

Vraag 5

Worden de LNG-tankers uit Rusland die eerst doorgevoerd werden naar landen buiten de EU nog steeds door Europese en Nederlandse bedrijven ingekocht? Voorziet u een terugloop van deze inkoop op korte termijn gezien het verbod op overslag? Zijn er langlopende contracten die dit verhinderen?

Dit betreft bedrijfsvertrouwelijke informatie waarover ik geen uitspraken kan doen.
Het valt overigens te verwachten dat, gezien de bepalingen in het 14de sanctiepakket, er geen nieuwe contracten zullen worden gesloten voor de inkoop van LNG uit de Russische Federatie met als doel dit in de EU over te slaan naar een bestemming buiten de EU.

Vraag 6

Hoeveel meer Russisch LNG blijft er sinds de afkondiging van het 14e sanctiepakket in EU-landen dan daarvoor? Wat gebeurt er met het extra LNG die door het verbod op overslag in de EU en in Nederland terechtkomen?

Voor Nederland weten we dat er sinds de afkondiging van het 14de sanctiepakket per maand niet één maar twee tankers met LNG uit de Russische federatie bij de GATE-terminal in Rotterdam aanlanden en worden gelost. Als deze ontwikkeling doorzet, en er dus in het derde en vierde kwartaal sprake is en blijft van twee Russische LNG-tankers per maand, dan zou de totale import van Russisch LNG in Nederland in 2024 kunnen oplopen tot in totaal bijna 1,7 miljard m3 waar dit vorig jaar nog 1 miljard m3 was. De exacte hoeveelheid zal uiteraard pas na einde 2024 bekend zijn.
Het LNG dat op deze manier binnenkomt wordt, net als al het andere LNG dat binnenkomt, verkocht op de interne markt voor gas. Het is nog niet bekend wat het effect van het 14de sanctiepakket in andere EU-landen is.

Vraag 7

Betekent het feit dat er één LNG-tanker uit Rusland per maand meer aanmeert ook dat er meer LNG is ingekocht door Nederlandse bedrijven en bedrijven binnen de EU? Zo ja, is bekend welke bedrijven momenteel de tweede tanker, genoemd in het artikel, importeren? Zo ja, welke zijn dat? Zo nee, wordt er getracht hierachter te komen?

Nee. Het gegeven dat er één LNG-tanker uit Rusland per maand meer aanmeert betekent niet dat er meer LNG is ingekocht door Nederlandse bedrijven en bedrijven binnen de EU. Er is sprake van een verschuiving van LNG-stromen door aanpassingen (uitruil binnen) de contractenportfolio’s van deze bedrijven. Zie ook het antwoord op vraag 4.
Wat betreft de vraag naar de identiteit van de relevante bedrijven geldt dat dit bedrijfsvertrouwelijke informatie is waarover ik geen uitspraken kan doen.

Vraag 8

Waarom is alleen informeel een beroep gedaan op de capaciteitshouders? Deelt u de mening dat er meer druk op deze capaciteitshouders moet worden gezet om deze activiteiten te staken?

De capaciteitshouders handelen binnen hetgeen is toegestaan, er is immers geen verbod op de import van gas, inclusief LNG, uit de Russische Federatie. Bovendien geldt dat de capaciteitshouders, voor zover zij gebonden zijn aan contracten met partijen uit de Russische Federatie, als gevolg daarvan afname- en/of betalingsverplichtingen hebben die zij moeten nakomen. Het gecontracteerde gas uit de Russische Federatie moet immers worden betaald, ook als het niet wordt afgenomen. Indien zij het LNG niet zouden afnemen komt daar bij dat zij additioneel elders gas moeten inkopen om hun leveringsverplichtingen na te komen. Ook dit heeft financiële gevolgen. Voor een beroep op de capaciteitshouders bestaat dus niet alleen geen juridische grond, een dergelijk beroep is voor de capaciteitshouders ook niet uitvoerbaar.
We zullen in Europees verband langs een duidelijk gezamenlijk afbouwpad de import van RF gas en LNG moeten afbouwen. De Europese Commissie is hier aan zet om duidelijkheid te verschaffen zodat we de juiste effectieve maatregelen EU breed kunnen toepassen. Deze boodschap zal ik op de formele Energieraad op 15 oktober onderstrepen.

Vraag 9

Verwacht u dat ook de directe import van LNG uit Rusland naar de EU in het volgende sanctiepakket geraakt wordt? Gaat u zich hiervoor inspannen?

Nederland heeft zich de afgelopen jaren hard ingezet voor de afbouw van Russisch gas, inclusief LNG, en heeft alle maatregelen voor de beperking van Russisch gas die zij kon nemen reeds genomen. Om nu verder te komen is het noodzakelijk dat de Europese Commissie komt met de eerder aangekondigde REPowerEU-routekaart voor afbouw in de komende jaren en duidelijkheid geeft over de aanvullende maatregelen die lidstaten kunnen nemen om Russisch gas te weren. Deze EU-brede duidelijkheid is nodig om de afbouw effectief te laten zijn en om te voorkomen dat er maatregelen worden getroffen die onaanvaardbare gevolgen hebben voor de EU gasleveringszekerheid. De routekaart zal bepalend zijn voor welke maatregelen exact genomen kunnen worden en op welk moment, bijvoorbeeld gelet op de resterende afhankelijkheid van sommige lidstaten van Russisch gas en het moment waarop alternatieve volumes beschikbaar komen op de wereldmarkt. Ik kan nu dus nog geen uitspraken doen over een importverbod en het moment waarop dat mogelijk zou zijn. Hierbij speelt ten slotte ook mee dat voor sanctiemaatregelen alle EU-lidstaten daarmee moeten instemmen. In het huidige Europese krachtenveld zal moeten worden bezien of voor concrete sanctievoorstellen voldoende draagvlak bestaat. Het kabinet zal zich hiervoor blijven inzetten.

Vraag 10

Wat zijn de verdere mogelijkheden om nog strengere sancties uit te vaardigen rondom de import van Russische fossiele brandstoffen? Bent u bereid zich hier in Europees verband voor in te zetten?

Zie antwoord vraag 9.

Vraag 11

Kunt u de vragen beantwoorden voordat het commissiedebat over de Energieraad (nu ingepland op 3 oktober) plaatsvindt?

Ja.

Vraag 1

Hoe luidt uw reactie op het artikel «Zonnestroomboiler: bewezen techniek met een nieuwe toepassing» van Warmte365?1 Is de zonnestroomboiler ofwel de PV-zonneboiler (met dagopslag van elektrische energie in de vorm van warmte) volgens u inderdaad een bewezen techniek?

Laat ik vooropstellen dat het aan bedrijven is om te bepalen wat ze op de markt brengen en aan mensen zelf is om te bepalen wat ze kopen. Een zonnestroomboiler is technisch gezien een boiler op elektriciteit. Dit is inderdaad in de basis een al langer bestaande techniek aangevuld met een aansturing die regelt dat de boiler alleen wordt gebruikt met zonnestroom van eigen opwek. Dit is dus iets anders dan de zonneboiler: dat is een zonnecollector die met buizen op het dak direct water opwarmt, dus niet indirect via de elektriciteit van zonnepanelen.

Vraag 2

In hoeverre ziet u dat grootschalige toepassing van de PV-zonneboiler kan bijdragen aan de energietransitie van de gebouwde omgeving?

Voor bepaalde situaties kan dit een goede oplossing zijn; namelijk specifiek voor woningen die zonnepanelen hebben en waarbij een eigenaar het eigen gebruik van de zonnestroom wil verhogen. Voor het verhogen van het eigen gebruik van de zonnestroom zijn echter ook andere oplossingen. Wij zien daarbij een grotere rol voor andere technieken voor de bereiding van warm tapwater zoals door een warmtepomp of een warmtepompboiler. Door deze technieken kan immers ook gebruik worden gemaakt van de eigen zonnestroom.
Deze andere methodes zijn efficiënter dan een zonnestroomboiler, en gebruiken dus minder energie. Dit is beter voor de energierekening. Daarnaast zal er naast de zonnestroomboiler altijd nog een tweede opwekker geplaatst moeten worden voor wanneer er onvoldoende stroom van de zonnepanelen beschikbaar is. Voor nieuwbouw betekent dit dat er ook nog een warmtepomp of warmtenetaansluiting aangelegd moet worden. Tot slot is een nadeel dat indien bij onvoldoende zonnestroom alsnog gebruik gemaakt wordt van elektriciteit van het net om de boiler te verwarmen, dit de netcongestieproblematiek kan verergeren.

Vraag 3

In welke mate deelt u de verwachting dat grootschaliger toepassen van PV-zonneboilers direct bijdraagt aan beperking van de netcongestie? Ziet u in het grootschaliger toepassen van de PV-zonneboiler ook kansen om netcongestie tegen te gaan?

Het stimuleren van eigen gebruik van zelf opgewekte energie kan helpen bij het verminderen van de congestie op het elektriciteitsnet. Op het laagspanningsnet zit de problematiek echter meer op de afname van elektriciteit van het net (door bijvoorbeeld elektrische auto’s, een elektrische boiler of een warmtepomp), dit wordt niet direct opgelost door een PV-zonneboiler.
Aanvullend is het ook van belang dat de boiler alleen de zelf opgewekte zonnestroom gebruikt en geen stroom van het elektriciteitsnet. Als dit wel gebeurt, wat veelal het geval is met name in de winter, dan maakt de boiler, door zijn lage efficiëntie, het probleem alleen maar groter.

Vraag 4

Hoe weegt u het voordeel dat een PV-zonneboiler aan een huishouden geeft doordat het zonnepanelen rendabeler houdt – ook als de salderingsregeling afloopt? Welke rol ziet u voor de PV-zonneboiler om de toepassing van zonnepanelen op woningen te stimuleren? Hoe gaat u dit vormgeven?

Het kan voor een deel van de mensen met zonnepanelen een uitkomst zijn om eigen gebruik van zonnestroom te verhogen nadat salderen afloopt per 2027. Bij veel woningen ligt echter een efficiënter apparaat zoals bijvoorbeeld een warmtepomp meer voor de hand als eindbeeld en wanneer er een volledig elektrische warmtepomp met een buffervat geïnstalleerd wordt kan deze ook worden gebruikt om het eigen gebruik te verhogen door warm water te produceren wanneer er een overschot aan zonnestroom is.
Het subsidiëren van een dergelijke boiler ligt niet voor de hand, fiscaal voordeel voor mensen met zonnepanelen is er immers al via het benutten van de eigen zonnestroom en dit voordeel zal verder toenemen als de salderingsregeling beëindigd is. Het is dan immers dan nog aantrekkelijker om de zonnestroom zelf te gebruiken. Overigens wordt in het betreffende artikel benoemd dat de boiler zichzelf ook zonder subsidie reeds terugverdient.

Vraag 5

Klopt het dat PV-zonneboilers niet te waarderen zijn in de NTA 8800, het model dat wordt gebruikt in de BENG-berekening, en het zodoende niet mogelijk is nieuwbouw met een PV-zonneboiler goed door te rekenen? Zo ja, waarom is dit het geval?

De PV-zonneboiler die primair wordt gevoed vanuit de op het eigen perceel aanwezige PV-panelen (zonnecellen) wordt in de NTA8800 niet anders gewaardeerd dan de elektrische boiler. Beide kunnen gewaardeerd worden in de NTA8800.
In de NTA8800 wordt de berekende jaaropbrengst van de PV-panelen geheel verrekend met het berekende totale fossiele energiegebruik voor de gebouwgebonden installaties. Daarom is het tot nu toe ook nooit nodig geweest om het direct eigen gebruik specifiek te waarderen.
Het doel van het stelsel Energieprestatie gebouwen is het op eenduidige wijze bepalen en vastleggen van de energieprestatie van een gebouw. Direct eigen gebruik zorgt niet direct voor een betere energieprestatie van het gebouw en daarom is de flexibiliteit richting het elektriciteitsnet tot op heden geen onderdeel geweest van deze berekeningsmethode.
Wel is er inmiddels een stimulans via de elektriciteitsrekening van de betreffende bewoners, maar dat maakt geen onderdeel uit van een energieprestatieberekening volgens NTA 8800.

Vraag 6

Erkent u dat het ontbreken van rekenregels voor PV-zonneboilers in de NTA 8800 ertoe heeft bijgedragen dat deze techniek in het geheel niet wordt toegepast? Vindt u dat in het licht van de voorgaande vragen geen gemiste kans?

Dat deze techniek nog niet wordt toegepast kan niet op het conto van de berekeningsmethode geschreven worden. Aangezien het hier over een nieuwe toepassing gaat is het logisch dat dit nog niet veel toegepast wordt.
Ook zijn er efficiëntere oplossingen voor het leveren van warm tapwater.

Vraag 7

Bent u bereid om spoedig de mogelijkheid te creëren om nieuwbouw met een PV-zonneboiler door te rekenen volgens de NTA 8800-rekenmethode, zodat de aanschaf hiervan aantrekkelijker wordt? Zo nee, waarom niet?

Waarderen van deze toepassing vraagt een principieel andere beoordeling van de opbrengst van PV-panelen en andere vormen van gebouwgebonden elektriciteits- en warmte-opwekking. Dat vraagt om een ingrijpende herziening van de berekeningsmethode en de achterliggende beleidsmatige uitkomsten.
Er wordt momenteel op ambtelijk niveau gewerkt aan de implementatie van de Europese richtlijn voor de energieprestatie van gebouwen (EPBD-IV) in mei 2026. Onderdeel van die implementatie is dat NTA 8800 op afzienbare termijn moet worden herzien. In het kader van die herziening zal nader beoordeeld worden of en hoe eigen opslag (warmte en elektriciteit) gewaardeerd kan worden.

Vraag 8

Kunt u deze vragen beantwoorden vóór het commissiedebat Klimaatakkoord gebouwde omgeving, dat 3 oktober 2024 plaatsvindt?

Nee, dit is helaas niet gelukt, waarvoor excuus.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Coalitie vreest dat de staat zelf moet opdraaien voor bouw nieuwe kerncentrales»?1

Ja, daar ben ik mee bekend.

Vraag 2

Kunt u bevestigen dat de Nederlandse kernenergiemarkt op dit moment op slot zit vanwege financieringsproblemen door marktpartijen?

Er is geen sprake van een afzonderlijke Nederlandse kernenergiemarkt, er is een internationale markt, waar Nederland serieus wordt genomen in onze plannen en ambities voor kernenergie vanwege de aanzienlijke publieke reserveringen en het zorgvuldige proces dat we hebben opgestart.
Het financieringsvraagstuk kent verschillende dimensies: private investeerders kijken o.a. naar de financierings- en eigendomsstructuur, de rol van de overheid, de keuze van de vendor en het locatiebesluit. De besluitvorming over de financiering, inclusief de rol van private partijen daarbij, is voorzien in 2025.

Vraag 3

Waarom lukt het niet volgens u niet om private investeerders, zoals pensioenfondsen en energiemaatschappijen, voldoende te betrekken bij de bouw van kerncentrales?

Uit verschillende studies, waaronder die van KPMG2, Baringa en Witteveen+Bos3, blijkt dat een vorm van overheidsdeelname bij de bouw van kerncentrales noodzakelijk is, omdat private investeerders niet in staat zijn om alle kosten en risico's volledig op zich te nemen. Dit wordt veroorzaakt door de omvangrijke investeringen en de lange doorlooptijd van dergelijke projecten, waardoor er o.a. bij de eerste stappen in voorbereiding op de bouw van de kerncentrales onzekerheid is die private partners niet op zich willen nemen. De KPMG-marktconsultatie van 2021 benadrukt dat zonder betrokkenheid van de Nederlandse overheid, de interesse van private investeerders, zoals pensioenfondsen en energiemaatschappijen, hierdoor beperkt blijft.
Naast financieringskwesties spelen overigens ook publieke belangen een belangrijke rol in de keuze voor overheidsdeelname bij de bouw van kerncentrales; de overheid moet immers zorgen voor de borging van duurzaamheid en leveringszekerheid, wat niet alleen een financiële risico-rendement afweging is.
Er is nog geen definitieve keuze over de rol van de overheid in de financieringsstructuur. De marktconsultatie is recent afgerond en behelst twee verschillende trajecten – een consultatie met de markt van drie technologieleveranciers en een studie naar de mogelijkheden van, en voorwaarden voor private financiering. Momenteel bestudeer ik de resultaten hiervan en binnen een aantal weken zal ik de Tweede Kamer nader informeren over deze resultaten vergezeld van een kabinetsappreciatie. Daarbij zal het kabinet tevens in gaan op het vervolgproces. In 2025 is besluitvorming over de financiering voorzien.

Vraag 4

In hoeverre bent u het eens dat Nederland reputatieschade heeft opgelopen vanwege het jarenlange Nederlandse zwabberbeleid op het gebied van klimaat en energie, zoals het structurele draaien op thema’s als kolencentrales, biomassacentrales, kernenergie, salderen en het al dan niet verhogen van de CO2-heffing?

Het is van belang dat de overheid zoveel mogelijk lange termijn duidelijkheid biedt aan investeerders. Dit geldt inderdaad niet alleen voor kernenergie, maar ook voor alle andere energie- en klimaat gerelateerde thema's. Dit neemt niet weg dat bij het maken van beleid voortdurend rekening gehouden moet worden met nieuwe inzichten, technologische ontwikkelingen en maatschappelijke vraagstukken. Het kabinet blijft zich inzetten om de energietransitie zo goed mogelijk en met zoveel mogelijk lange termijn zekerheid te ondersteunen. Om die reden heeft het kabinet o.a. een Nationaal Plan Energiesysteem opgesteld dat een doorkijk biedt op het beoogde energiesysteem in 2050.

Vraag 5

Deelt u de mening dat een langdurig commitment aangaande kernenergie nodig is om het vertrouwen van de markt te herstellen en omdat hier 60 tot 80 jaar energiezekerheid op het spel staat?

Kerncentrales worden voor de lange termijn gebouwd en kunnen 60 tot 80 jaar operationeel zijn. Op de lange termijn doorlopen ze verschillende fasen, zoals voorbereiding, bouw, exploitatie en uiteindelijk ontmanteling. Het is lastig te voorspellen wat er tijdens deze lange levenscyclus kan veranderen, bijvoorbeeld op het gebied van technologie, regelgeving of marktomstandigheden. Hierdoor kan de rolverdeling tussen overheid en markt, met name in de financiering, verschuiven tussen de verschillende fases. Een overheidsrol kan daarbij belangrijk zijn om langdurige commitment te tonen. Op diverse momenten kan een andere rol van de overheid vereist zijn. Zoals ik ook in antwoord 4 aangaf, is het cruciaal dat de overheid de markt lange termijn duidelijkheid biedt.

Vraag 6

Hoe bent u voornemens het imago van Nederland als zwabberland weer op te poetsen? In hoeverre bent u bereid een langdurig commitment af te geven voor kernenergie, waardoor de markt weer vertrouwen krijgt om te investeren in Nederlandse kernenergie?

Zoals aangegeven in antwoord 4 spant Nederland zich richting de markt en investeerders in zo goed mogelijk lange termijn beleid te voeren om de energietransitie te ondersteunen. Een belangrijk signaal dat het kabinet bijvoorbeeld aan de markt afgeeft over langdurig commitment zijn de substantiële additionele middelen die zijn vrijgemaakt voor kernenergie in het Klimaatfonds en het voornemen om niet 2, maar 4 kerncentrales te bouwen.

Vraag 7

Bent u bereid om naar onorthodoxe maatregelen te kijken om het vertrouwen in de Nederlandse energiemarkt weer te vergroten en private investeringen aantrekkelijker te maken, bijvoorbeeld bij wet regelen dat Nederland een bepaalde minimale hoeveelheid kernenergie opwekt of specifieke garanties te bieden, zonder dat de overheid het grootste deel van de kosten draagt?

In verschillende Europese landen, zoals Frankrijk, Finland, Engeland en meer recentelijk Tsjechië en Polen, zijn voorbeelden te vinden waarbij overheden financiële instrumenten hebben ingesteld om kernenergieprojecten mogelijk te maken en investeerders zekerheid te bieden. In al deze landen is te zien dat, voor zover er privaat kapitaal wordt aangetrokken, dit vergezeld gaat van het overnemen van risico’s van de private partijen naar de overheid. Het kabinet kijkt naar de verschillende wijzen waarop deze landen de kapitaalmarkt betrekken voor de financiering van kerncentrales, om mede op basis daarvan de beste aanpak voor Nederland te kiezen.
Zoals ik in antwoord 3 heb aangegeven, zal het kabinet binnenkort de resultaten van de marktconsultatie naar de Kamer verzenden. Dit zal meer inzicht geven in de manieren waarop private investeringen betrokken kunnen worden bij de bouw van kerncentrales.

Vraag 8

Hoe gaat u waarborgen dat investeerders vertrouwen hebben dat een toekomstig kabinet de plannen voor kerncentrales niet terugdraait, gezien de politieke verdeeldheid over kernenergie en de lange doorlooptijd van deze projecten?

Zoals ik in het antwoord op vraag 4 en 5 heb aangegeven, herken ik dat de lange doorlooptijd van kernenergieprojecten om consistentie en stabiliteit van beleid vraagt. Ik ben met u van mening dat dit ook consistentie van politieke besluitvormers vraagt, om langdurige projecten mogelijk te maken. Ik ben positief over de politieke situatie, er is volgens mij in de samenleving en het parlement solide steun voor langjarige investeringen in kernenergie als onderdeel van het energiesysteem.

Vraag 9

Welke impact verwacht u dat de toevoeging van kerncentrales zal hebben op de prijs en productie van elektriciteit in vergelijking met andere energiebronnen, zoals wind- en zonne-energie?

Kerncentrales kunnen een constante en betrouwbare elektriciteitsvoorziening leveren, wat essentieel is voor de stabiliteit van het elektriciteitsnet, met name in aanvulling op variabele bronnen zoals wind- en zonne-energie. Deze stabiliteit helpt om de energiemix te diversifiëren en zorgt voor een betrouwbaarder aanbod, vooral tijdens periodes van lage productie uit hernieuwbare bronnen. In een toekomstig energiesysteem zonder fossiele regelbare centrales, kunnen piekprijzen aanzienlijk stijgen tijdens perioden van schaarste. De toevoeging van kernenergie kan deze prijspieken temperen.

Vraag 10

Bent u bereid een methodiek te ontwikkelen die stabiele energieproducenten, zoals kerncentrales, beloont voor hun bijdrage aan de stabiliteit van het elektriciteitsnetwerk, ten opzichte van instabiele energiebronnen zoals wind- en zonne-energie?

Dergelijke mechanismen zijn al onderdeel van de elektriciteitsmarkt. Kerncentrales kunnen ook elektriciteit leveren als er schaarste is en de elektriciteitsprijzen dus hoog zijn. Gemiddeld verdienen kerncentrales dus meer euro per MWh elektriciteit op de markt dan wind- en zonne-energie. In vergelijking met kerncentrales produceren wind- en zonne-energie immers een groter deel van hun elektriciteit op momenten dat er veel aanbod is en dus lagere elektriciteitsprijzen gelden. Conform de toezegging van de Minister voor Klimaat en Energie4 zal het kabinet de Kamer eind 2024 nader informeren over de mogelijkheden om de leveringszekerheid na 2030 te versterken. Dit is ook in lijn met de op 5 maart 2024 aangenomen motie van de leden Erkens en Grinwis.5

Vraag 11

Met welke bouwtijd houdt u rekening voor nieuw geplande kerncentrales? Wat kan de overheid doen, op zowel landelijk, provinciaal als lokaal niveau, om deze bouwtijd te verkorten en procedures te versnellen?

De resultaten van de onafhankelijke evaluatie van de resultaten van de technische haalbaarheidsstudies, de third-party review, zal nader inzicht bieden ten aanzien van de verdere planning van het nieuwbouwtraject. Deze resultaten wil het kabinet in het eerste kwartaal van 2025 met de Kamer delen.
Mede op verzoek van de Kamer6 is er overigens eerder reeds versneld in het traject richting de nieuwbouw van kerncentrales, onder meer door verschillende trajecten parallel aan elkaar uit te voeren mede op basis van een planningsanalyse van adviesbureau BCG.

Vraag 12

Welke maatregelen neemt u om de rentelast bij de financiering van kerncentrales te minimaliseren, gezien de cumulatieve impact van rente op rente en de daarmee gepaard gaande stijgende kosten bij eventuele vertragingen?

Rentelasten zijn een cruciale factor in de totale kosten van kernenergieprojecten, vooral gezien de lange doorlooptijden. De impact van verschillende financieringsstructuren, evenals de betrokkenheid van private partijen, op de rentelasten en daarmee totale kosten, neemt het kabinet mee in de besluitvorming over de financiering van de nieuwe kerncentrales. Het kabinet verwacht, zoals aangegeven, in 2025 een besluit te nemen over de rol van de overheid in de financieringsstructuur.

Vraag 13

Bent u voornemens om de mogelijkheden te onderzoeken om met een overheidsaandeel van minstens 51% de financieringskosten van kerncentrales te drukken door gebruik te maken van de sterke kredietwaardigheid van de Nederlandse staat?

Zoals aangegeven in antwoord op vraag 12 onderzoekt het kabinet verschillende financieringsstructuren voor de bouw van nieuwe kerncentrales. Een mogelijke optie die hierbij wordt overwogen, is een meerderheidsbelang van de overheid. Zoals eerder aangegeven in mijn brief aan de Kamer7, blijkt uit gesprekken met diverse private partijen, waaronder potentiële technologieleveranciers, energiebedrijven en financiële instellingen, dat zij een deelneming van de overheid in de projectorganisatie (zowel in het vergunningstraject als in de bouwfase) verwachten. Een stevig overheidsaandeel zou een belangrijk signaal zijn dat de overheid het project van groot belang acht en bereid is om mede risico te dragen, wat kan bijdragen aan het drukken van de financieringskosten door gebruik te maken van de sterke kredietwaardigheid van de Nederlandse staat. Naast financieringskwesties spelen overigens, zoals eerder aangegeven, ook publieke belangen een belangrijke rol in de keuze voor overheidsdeelname bij de bouw van kerncentrales; de overheid moet immers zorgen voor de borging van duurzaamheid en leveringszekerheid, wat niet alleen een financiële risico-rendement afweging is.

Vraag 14

Bent u bereid om een constructie te overwegen waarbij pensioenfondsen en andere private investeerders, zoals energieproducenten, een belang van bijvoorbeeld 5 tot 10% kunnen nemen in de kerncentrales, met behoud van het meerderheidsbelang van de staat?

Zoals in antwoord op vraag 12 is aangegeven, zal ik verschillende financieringsstructuren overwegen. Onderdeel hiervan zal de mogelijke rol van pensioenfondsen en/of andere private investeerders zijn bij het eigenaarschap van de kerncentrale. De aanbevelingen uit de rapporten van de marktconsultatie die ik binnenkort naar de Kamer zal toezenden, evenals andere relevante studies, neem ik hierbij in overweging.

Vraag 15

Hoeveel procent kernenergie moet deel uitmaken van de Nederlandse energiemix in 2040 en ligt u op koers voor deze ambitie?

Voor de beantwoording van deze vraag richt ik mij op de elektriciteitsmix. Door de groeiende elektrificatie van verschillende sectoren neemt de rol van elektriciteit in de totale energiemix toe, en daarmee ook het belang van kernenergie.
Op basis van het Nationaal Plan Energiesysteem wordt verwacht dat kernenergie in 2040 ongeveer 101 PJ zal opwekken. Dit is inclusief de bouw van twee nieuwe kerncentrales, die kort na 2035 operationeel moeten zijn, en de bedrijfsduurverlenging van de bestaande kerncentrale in Borssele. Deze 101 PJ komt overeen met een aandeel van ongeveer 7% van de totale primaire elektriciteitsproductie in 2040, met kernenergie voornamelijk gericht op de levering van basislastcapaciteit.
Voor 2050 is het doel om de nucleaire capaciteit uit te breiden tot circa 7 GW. Dit omvat de bouw van vier nieuwe kerncentrales, aangevuld met mogelijk Small Modular Reactors (SMR's). In totaal zou dit kunnen leiden tot een opwekking van circa 202 PJ aan kernenergie, wat gelijk staat aan ongeveer 10% van de primaire elektriciteitsproductie.
Ik heb vertrouwen dat we op koers liggen om deze ambities te realiseren en zal de Kamer binnen enkele weken nader informeren over de stand van zaken van het nieuwbouwtraject.

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht «Energiereus Engie vreest tekort aan stroom in Nederland: «Binnen vijf jaar al gebrek»»?1

Ja.

Vraag 2

Kunt u een overzicht geven van de capaciteit aan elektriciteitsopwekking die in de komende vijf jaar uit de markt verdwijnt?

In de recente Monitor Leveringszekerheid (MLZ) van Tennet staan aannames ten aanzien van het saldo van de ontwikkeling van het in Nederland opgestelde regelbare productievermogen. Dit betreft: 2022: 22,3 GW; 2028: 19,5 GW; 2030: 14,5 GW; 2033: 12,9 GW. Daarbij merk ik voor de volledigheid op dat ik geen inzicht heb in de overwegingen van individuele elektriciteitsproducenten om wel of geen capaciteit uit de markt te halen of in de markt te brengen.

Vraag 3

Hoeveel vermogen komt daar in dezelfde periode voor terug?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 4

Deelt u de constatering van Engie dat er in Nederland voor enkele jaren een gebrek aan vermogen dat men niet kan bijschakelen zal ontstaan? Zo nee, waarom niet?

Mijn inzet is gebaseerd op de jaarlijkse monitoring van de leveringszekerheid zoals deze internationaal plaats vindt in de European Resource Adequacy Assessment (ERAA) en nationaal in de MLZ. De meest recente MLZ van april 2024 laat tot en met 2030 geen risico’s voor de leveringszekerheid zien. Op dit moment deel ik deze constatering dan ook niet. Dit betekent echter niet dat het denken van het kabinet over dit onderwerp stil staat.

Vraag 5

Welke maatregelen neemt u om ervoor te zorgen dat de beschikbaarheid van elektriciteit, wanneer Nederland in 2033 onder de betrouwbaarheidsnorm komt, zo snel mogelijk weer op peil komt?

Zoals aangegeven in mijn antwoord op vraag 6 van de recente vragen van het lid Erkens (Tweede Kamer, vergaderjaar 2023–2024, Aanhangsel 2168) ben ik, mede in het licht van het advies van TenneT in de MLZ 2024, mogelijke maatregelen aan het inventariseren en zal ik de Kamer daarover eind dit jaar informeren.

Vraag 6

Hoe bent u voornemens om te gaan met het feit dat in 2030 de Eemshavencentrale, de Amercentrale, de Centrale Rotterdam en de Maasvlakte Centrale zullen sluiten? Welke alternatieven verkent u om toch elektriciteit te kunnen blijven produceren op deze locaties of om de weggevallen capaciteit van ongeveer vijf gigawatt (GW) elders te vervangen?

In de MLZ 2024 wordt er al van uitgegaan dat genoemde kolencentrales in 2030 allemaal uit bedrijf zijn, waarbij TenneT zoals gezegd tot en met 2030 geen risico’s voorziet voor de leveringszekerheid. Omdat deze reeds voorziene sluiting van kolencentrales volgens de MLZ dus niet tot risico’s voor de leveringszekerheid leidt, zie ik ook geen reden om specifiek hiervoor alternatieven te verkennen.

Vraag 7

In hoeverre acht u het nog haalbaar om deze capaciteit rond 2030 te kunnen vervangen? Wat is ervoor nodig om dat mogelijk te maken?

Zoals aangegeven in voorgaande antwoorden voorziet de MLZ 2024 tot en met 2030 geen risico’s voor de leveringszekerheid en mede daarom zie ik het ook niet als noodzakelijk om genoemde capaciteit al rond 2030 te vervangen.

Vraag 8

Wat is uw reactie op de stelling van Engie dat het kabinet mogelijk noodgedwongen een beroep zal moeten doen op de gascentrales en dat daar dan wel een garantie voor nodig is? Wordt deze optie door u verkend? En zo ja, hoe kijkt u aan tegen de garantie die door Engie wordt gevraagd?

Het bieden van een garantie aan gascentrales zal in zijn algemeenheid in de vorm van een zogenaamde strategische reserve of ander meer vergaande vorm van een capaciteitsmechanisme moeten worden gegoten. Zoals aangegeven in antwoord 7 op de hierboven aangehaalde recente vragen van het lid Erkens geven de meest recente resultaten van de MLZ en de ERAA mij op dit moment geen aanleiding om nu al te besluiten tot de inrichting van een capaciteitsmechanisme. Zie verder het antwoord op vraag 11.

Vraag 9

Hoe kijkt u naar de beschikbaarheidspremies die in ons omringende landen al gebruikelijk zijn?

In zijn algemeenheid ben ik van mening dat het verstandig is om zorgvuldig te zijn ten aanzien van de inzet van een capaciteitsmechanisme. In de brief die ik eind dit jaar aan de Kamer zal sturen over dit onderwerp zal ik onder meer hier nader op ingaan. Daarbij kijk ik uiteraard ook naar de beleidsinzet van ons omringende landen en wissel ik kennis uit via het Pentalateraal Forum.

Vraag 10

Wat is uw visie op het al dan niet inrichten van een capaciteitsmechanisme in Nederland? Indien daartoe besloten wordt, op welke termijn zou een dergelijk mechanisme in werking kunnen treden?

Zie antwoord vraag 9.

Vraag 11

Bent u bereid om toch vervolgonderzoek te doen naar mogelijke capaciteitsmechanismen, conform de motie Erkens c.s. over onderzoeken hoe strategische reserves en capaciteitsmechanismen ingevoerd zouden kunnen worden in Nederland (Kamerstuk 29 023, nr. 440) gezien de risico’s op de middellange termijn?

Zie mijn antwoord op vraag 10. In de brief die ik eind dit jaar aan uw Kamer zal sturen zal ik onder meer hier nader op ingaan.

Vraag 1

Heeft u kennisgenomen van het Ipsos I&O-onderzoekDrijfveren en barrières van leden VvE’s bij verduurzamingsopgave?1

Ja, ik heb kennis genomen van dit onderzoek. Het Ministerie van BZK was de opdrachtgever van het onderzoek.

Vraag 2

Deelt u de mening dat vergroening en verduurzaming van VvE-daken in Nederland een grote bijdrage kan leveren aan onze klimaatdoelstelling?

De verduurzaming van panden van Verenigingen van Eigenaren (VvE’s) kan inderdaad een belangrijke bijdrage leveren aan de verduurzaming van de gebouwde omgeving. Ongeveer 1,4 miljoen woningen maken onderdeel uit van een VvE, net als veel winkels en andere utiliteitsbouw. Dat is een belangrijk deel van de gebouwenvoorraad.

Vraag 3

Wat zijn de grote problemen waar VvE’s tegen aanlopen met betrekking tot vergroening en verduurzaming (groene daken, zonnepanelen, warmtenetten & warmtepompen, isolatie, hoogrendementsglas, verlichting algemene ruimtes, liftrenovatie, opvang regenwater, etc.)?

Volgens het onderzoek «Drijfveren en barrières van leden VvE’s bij verduurzamingsopgave» zitten de belangrijkste barrières voor verduurzaming in de technische en financiële (on)mogelijkheden om het gebouw te verduurzamen en in unanieme besluitvorming. De belangrijkste drijfveer is juist een groep mensen of een duurzaamheidscommissie die het voortouw neemt binnen de VvE.
Bij een aantal punten kunnen overheden, VvE-beheerders en andere organisaties helpen. In de «Versnellingsagenda verduurzaming gebouwen van Verenigingen van Eigenaren»2 uit 2023 zijn vijf belangrijke acties benoemd om VvE’s te helpen bij verduurzaming:
Voor meer informatie verwijs ik naar de Versnellingsagenda uit 2023. Ten aanzien van klimaatadaptatie is betere informatievoorziening belangrijk, bijvoorbeeld over het voorkomen of herstellen van funderingsschade en opvangen van regenwater met een «groen of blauw» dak. Ook het vereenvoudigen en stimuleren van maatregelen om het gebouw aan te passen aan een veranderend klimaat, helpt VvE’s.

Vraag 4

Welke rol speelt de kostenverdeling binnen VvE's (aan de hand van de verdeelsleutels opgenomen in de aktes van splitsing) hierbij?

De totale kosten van verduurzaming zijn een belangrijk punt bij beslissingen tot verduurzaming. Het onderzoek onder VvE-leden naar drijfveren en barrières bij de verduurzamingsopgave laat dit zien. In het onderzoek kwam de verdeelsleutel van de kosten binnen de VvE niet als barrière naar voren.
Dit neemt niet weg dat er gevallen kunnen zijn waarbij (sommige) eigenaren in een VvE niet tevreden zijn met de verdeelsleutel die in hun VvE geldt. Dat kan tot discussie leiden: over het aanpassen van een verdeelsleutel kunnen de meningen binnen de VvE verschillen. Zie ook onder vraag 5.

Vraag 5

Bent u bekend met aktes van splitsing waar slechts één (of twee) verdeelsleutel(s), ter verdeling van alle verschillende VvE-kosten, in is/zijn opgenomen, zodat niet alle VvE-kosten «eerlijk» over de eigenaren en/of huurders kunnen worden verdeeld?

Vraag 6

Bent u bekend met aktes van splitsing waarin elkaar overlappende verdeelsleutels zijn opgenomen?

Het is denkbaar dat bij het hanteren van meerdere verdeelsleutels binnen 1 VvE de vraag opkomt welke kosten op welke manier in rekening moeten worden gebracht. Dit hangt af van de concrete formulering in de splitsingsakte.

Vraag 7

Welke acties bent u bereid te nemen om de problematiek met betrekking tot scheve of oneerlijke kostenverdelingen aan de hand van (te weinig) verdeelsleutels binnen VvE’s tegen te gaan?

Indien de leden van een VvE de verdeelsleutel oneerlijk vinden en willen aanpassen, kan dat via een wijziging van de splitsingsakte van de VvE. In het modelreglement van de Koninklijke Notariële Beroepsorganisatie zijn voor VvE’s voorbeeldbepalingen voor kostenverdeling opgenomen. Vanuit de Versnellingsagenda verduurzamen VvE’s wordt onderzocht of het wijzigen van de splitsingsakte vereenvoudigd kan worden.

Vraag 8

Is het mogelijk om VvE’s en haar leden tegemoet te komen door het notariaat eventuele foutieve (oude) aktes van splitsing zonder extra kosten te laten wijzigen?

Nee. Het wijzigen van de splitsingsakte gaat niet zonder kosten voor de notaris. Voor zover er sprake is van kennelijke schrijffouten en kennelijke misslagen kan een notaris op grond van artikel 45 van de Wet op het notarisambt (Wna) een akte verbeteren.

Vraag 9

Welke andere acties kunnen er worden ondernomen om VvE’s en haar leden te helpen bij verduurzaming en vergroening?

Voor het antwoord op deze vraag verwijs ik naar de genoemde Versnellingsagenda verduurzaming gebouwen van VvE’s. Het is van groot belang deze agenda zo snel mogelijk tot uitvoering te brengen. Het kabinet werkt hier aan. In het eerste kwartaal van 2025 zal ik uw Kamer op de hoogte brengen van de voortgang.

Vraag 1

Heeft u kennisgenomen van het bericht «Eneco kijkt over de grens bij investeren in opslag en opwek»?1

Ja.

Vraag 2

Welke rol moeten grootschalige batterijen volgens u gaan spelen in het oplossen van netcongestie en het waarborgen van de leveringszekerheid in het toekomstig energiesysteem?

Het is belangrijk om onderscheid te maken tussen de rol van grootschalige batterijen bij invoedingscongestie en bij afnamecongestie. Invoedingcongestie treedt op wanneer er te veel aanbod van elektriciteit is ten opzichte van de transportcapaciteit op het net. Dit gebeurt met name in gebieden met een hoge concentratie aan hernieuwbare energiebronnen. Afnamecongestie, daarentegen, ontstaat wanneer de vraag naar elektriciteit de capaciteit van het net overschrijdt. Dit type congestie komt bijvoorbeeld voor tijdens piekmomenten van energieverbruik.
Bij invoedingscongestie kunnen batterijen een rol spelen door elektriciteit op te slaan wanneer er veel energieaanbod is en deze later te leveren als het aanbod lager ligt, bijvoorbeeld in de avond wanneer zonnepanelen minder elektriciteit leveren. Om de netcongestieproblematiek te verminderen middels grootschalige batterijen is er een budget beschikbaar uit het Klimaatfonds voor de ontwikkeling van dit type batterijen.
Met betrekking tot afnamecongestie heeft CE Delft2 geconcludeerd dat de huidige generatie grootschalige batterijen die tot 2030 worden ontwikkeld (lithium-ion, maximaal 4 uur energiecapaciteit) geen betrouwbare, betaalbare, schaalbare en uitvoerbare oplossing zijn om netcongestie voor de afname van elektriciteit op te lossen. De huidige generatie batterijen heeft niet genoeg capaciteit om bijvoorbeeld een fabriek op te laten draaien. Wel kunnen batterijen een rol spelen bij het ontwikkelen van energy hubs en het lokaal bij elkaar brengen van vraag en aanbod van elektriciteit, bijvoorbeeld door inzet van een batterij «achter-de-meter». Daarmee kunnen bedrijven wel elektrificeren of groeien zonder een grotere aansluiting.
In alle gevallen is het belangrijk om batterijen congestieneutraal aan te sluiten en dus netcongestie niet te verergeren. Hiervoor moeten afspraken worden gemaakt tussen netbeheerders en batterij-exploitanten: in ruil voor een lager transporttarief wordt het gebruik van het net op piekmomenten gereduceerd. In september 2023 vond er een Bestuurlijk Overleg over batterijen plaats. Eén van de belangrijkste uitkomsten is een nieuw, tijdsduurgebonden transportrecht (ATR85) dat beschikbaar komt voor alle aangeslotenen op het TenneT net, maar naar verwachting vooral interessant is voor batterij-exploitanten. Een recent voorbeeld is de batterij die Giga Storage bouwt in Delfzijl op de eerste tijdsduurgebonden aansluiting op het hoofdspanningsnet.
In de Kamerbrief3 van oktober 2023 over de rol van batterijen in het energiesysteem wordt de rol van grootschalige batterijen en potentiële andere technieken die als flexibiliteitsmechanisme kan worden ingezet nader toegelicht.

Vraag 3

Acht u het onwenselijk dat grote investeerders, zoals Eneco, niet in Nederland investeren in batterijen, maar in plaats daarvan naar het buitenland uitwijken? Op welke manier wilt u het voor investeerders aantrekkelijker maken om in Nederland te investeren?

Ik ben voorstander van een gelijk speelveld ten aanzien van netwerktarieven om te voorkomen dat investeringen in batterijopslag in andere landen plaatsvinden wanneer de meest gunstige opslaglocaties in Nederland bevinden. Ik zet mij daarom in voor een sterkere harmonisatie van de nettariefmethodiek op Europees niveau.
Sinds het Bestuurlijk Overleg Batterijen op 23 september 2023 is er in Nederland met het besluit van de ACM tot invoering van alternatieve transportrechten een belemmering voor flexibele netgebruikers zoals batterijen weggenomen. Netgebruikers die minder netkosten veroorzaken, bijvoorbeeld door op piekmomenten juist minder van het elektriciteitsnet gebruik te maken, kunnen met een alternatief transportrecht ook lagere nettarieven betalen.
De realisatie en aankondiging van steeds grotere batterijprojecten door o.a. SemperPower, DEO en Giga Storage laat zien dat grootschalige energieopslag ook in Nederland op gang komt.

Vraag 4

Hoe luidt uw reactie op de bevinding uit het laatste rapport Monitor Leveringszekerheid van TenneT dat onder andere de achterblijvende groei van flexibiliteit, mede in de vorm van batterijen, ertoe leidt dat er na 2030 een duidelijke verslechtering van de leveringszekerheid optreedt?2

Conform de toezegging van de Minister voor Klimaat en Energie (Kamerstuk 29 023, nr. 487) zal ik de Kamer over de mogelijkheden om de leveringszekerheid na 2030 te versterken eind 2024 nader informeren. Dit is ook in lijn met de op 5 maart 2024 aangenomen motie van de leden Erkens en Grinwis (Kamerstuk 36 197, nr. 15).

Vraag 5

Deelt u het standpunt dat grootschalige batterijen grote baten kunnen leveren, enerzijds in het omlaag brengen van de energierekening voor huishoudens alsmede het verlagen van de netbeheerkosten, zoals is aangetoond in de studie «The costs and benefits of batteries in the power system» door Kalavasta en Energy Storage NL?3 Deelt u om die reden de mening dat bij het bepalen van de transporttariefhoogte niet alleen de kostenreflectiviteit, maar ook de «batenreflectiviteit» moet worden meegenomen, om flexibiliteit, zoals batterijen, eerlijk te belonen? Waarom wel of niet?

Grootschalige batterijen kunnen inderdaad de integratie van meer elektriciteit uit wind en zon (mede) mogelijk maken en de elektriciteitskosten voor huishoudens verlagen. Dat is precies de manier waarop met batterijen geld wordt verdiend, door op momenten met veel aanbod uit wind en/of zon en lage prijzen elektriciteit op te laden en op momenten met weinig aanbod en hoge prijzen die weer te ontladen. Grootschalige batterijen verdienen in eerste instantie geld door bij te dragen aan het balanceren van het elektriciteitsnet. Om hun businesscase te verbeteren, handelen ze daarnaast in elektriciteit (slaan elektriciteit op als het goedkoop is, verkopen het als duurder is). Voor batterijen wordt zo een vergoeding verkregen voor de baten die zij genereren. Voor de optimale inzet van batterijen is het van belang dat de baten toekomen aan degene die de baten genereert, en de kosten worden betaald door de veroorzaker ervan.
Het is denkbaar dat de marktconforme prijs die TenneT betaalt voor balanceringsdiensten daalt door extra batterijen en dat hierdoor de kosten voor TenneT dalen. Aangezien de ACM de nettarieven bepaalt op basis van kostenreflectiviteit, zullen potentiële lagere kosten van TenneT in dat geval worden gereflecteerd in de nettarieven.

Vraag 6

Wanneer kan er over worden gegaan tot een korting of een vrijstelling in de transporttarievensystematiek? Hoe wordt de hoogte van deze korting bepaald en wanneer is deze gerechtvaardigd?

Met de invoering van alternatieve transportrechten waar de ACM recent een besluit over heeft genomen, worden transportrechten ingevoerd waarmee de aangeslotene het net minder belast en er geen of minder investeringen voor het netgebruik hoeven te worden gedaan. Hier staat een lager transporttarief tegenover. Een aangepast, lager nettarief moet conform Europese regels voldoen aan het uitgangspunt van kostenreflectiviteit: er moet aangetoond worden dat met het netgebruik minder kosten worden veroorzaakt.
Het eerder aangehaalde onderzoek van CE Delft laat zien dat batterijen het net ook zwaarder kunnen belasten en netcongestie in dat geval verergeren. Hetzelfde geldt voor andere netgebruikers. Een lager tarief moet daarom gepaard gaan met afspraken over het netgebruik.
Het vaststellen van de tariefstructuur is een exclusieve bevoegdheid van de nationale regulerende instantie, de ACM. De ACM kan ambtshalve de tariefstructuur wijzigen of de netbeheerders kunnen een codevoorstel indienen bij ACM voor een wijziging van nettarieven. De belangrijkste uitgangspunten voor de tariefstructuur zijn, op basis van de Elektriciteitsverordening, volgens de ACM kostenreflectiviteit, bevorderen van systeemefficiëntie, transparantie en non-discriminatie.6

Vraag 7

Welke bevoegdheden heeft u als Minister in de transporttarievensystematiek, ten opzichte van de Autoriteit Consument & Markt (ACM)? Bent u bevoegd tot het definiëren van een aparte tariefcategorie voor opslag of het plaatsen van batterijen binnen categorie «invoeder», waardoor er een vrijstelling kan worden gegeven, binnen de transporttarievensystematiek?

De ACM is exclusief bevoegd om transporttarieven vast te stellen. De wetgever is niet bevoegd om tariefcategorieën te bepalen. Zie ook het antwoord op vraag 6.

Vraag 8

Hoe luidt uw reactie op de conclusie uit de studie door Kalavasta dat het ontwerpbesluit Alternatieve transportrechten (ATR85) onvoldoende perspectief biedt op een financieel haalbare businesscase voor batterijen?

We zien op dit moment veel grote batterijprojecten die worden aangekondigd in Nederland, dus ik zie wel perspectief in tegenstelling tot Kalavasta. Een recent voorbeeld van grote batterijprojecten is de reeds genoemde batterij die Giga Storage bouwt in Delfzijl op de eerste tijdsduurgebonden aansluiting op het hoofdspanningsnet. De algemene observatie van Kalavasta dat batterijopslag een belangrijke rol speelt in het energiesysteem van de toekomst onderschrijf ik. Zie verder ook de beantwoording op vraag 2.

Vraag 9

Hoe reflecteert u op het feit dat in Duitsland een verlenging op de huidige tariefvrijstelling van batterijen is aangekondigd en daarmee het ongelijke speelveld blijft bestaan?

Het is onwenselijk dat er op Europees niveau verschillende methoden voor de vaststelling van tarieven worden gehanteerd. Ik wil mij inspannen om, net als mijn voorganger, op Europees niveau en in pentalateraal verband (de energiesamenwerking in Noordwest-Europa) te pleiten voor een eenduidige transporttarievensystematiek in Europa. Europese toezichthouders zijn zelfstandig bevoegd om transporttarieven vast te stellen op basis van het Europese kader.

Vraag 10

Wat is de stand van zaken met betrekking tot de uitvoering van de motie-Grinwis/Flach over harmonisering van de tariefmethodieken met Duitsland en België (Kamerstuk 36 378, nr. 36)? Welke stappen heeft u gezet en welke gaat u nog zetten?

Ik zet mij samen met de ACM in om dit vraagstuk onder de aandacht te brengen bij ACER (het Europees agentschap voor de samenwerking tussen energieregulators), andere EU lidstaten en de Europese Commissie om te komen tot meer geharmoniseerde tariefstructuren op Europees niveau.
Uw Kamer is recent geïnformeerd over twee non-papers waarin door Nederland hiervoor is gepleit, die met de Europese Commissie en breder zijn gedeeld (Verslag Energieraad 4 maart 2024, Kamerstuk 21501–33, nr. 1060). Op initiatief van Nederland is in de recent vastgestelde Raadsconclusies over duurzame elektriciteitsnetten een oproep aan de Europese Commissie opgenomen om een reflectie op gang brengen over het kader voor nettarieven (Verslag Energieraad 30 mei 2024, Kamerstuk 21501–33, nr. 1075).
De ACM vraagt zowel in bilateraal als in gezamenlijk verband, via ACER, aandacht voor de implementatie van een nettarievenstructuur gebaseerd op daadwerkelijke kosten. De ACM ziet geen ruimte om rekening te houden met de concurrentiepositie bij de nettarieven. In het laatste overleg van Europese energietoezichthouders en ACER is afgesproken een gecoördineerde aanpak te verkennen voor een geharmoniseerde toepassing van de regels voor nettarieven in de EU.

Vraag 11

Bent u bereid om de Routekaart Energieopslag om te zetten in een Programma Energieopslag, zoals eerder is gebeurd bij de Routekaart Groen Gras en Waterstof en een concreet doel te stellen voor de hoeveelheid energieopslag die in 2030 en 2050 noodzakelijk is, waarmee richting wordt gegeven aan de markt en tevens duidelijkheid aan overheden, netbeheerders en financiers?

De Routekaart Energieopslag gaat in op verschillende vormen van opslag: elektriciteits-, moleculen-, en warmteopslag. In de Routekaart komt energieopslag terug als een onmisbaar onderdeel van het energiesysteem van de toekomst. Hierbij hebben we de verschillende energiedragers nodig.
Energieopslag is geen doel op zich, maar een middel om meerdere doelen te dienen, waaronder het balanceren van vraag en aanbod op verschillende tijdsschalen, het opvangen van de warmtepiekvraag, het verlichten van netcongestie en het bieden van strategische voorraden. Deze doelen zijn essentieel voor het functioneren van ons huidige energiesysteem, voor het mogelijk maken van de energietransitie en voor de ontwikkeling van het energiesysteem van de toekomst.
Uw Kamer ontvangt dit najaar een vervolg op de Routekaart Energieopslag. Voor het bereiken van de doelen en acties uit de Routekaart is het niet noodzakelijk deze om te zetten naar een Programma.

Vraag 12

Bent u bereid om, in overleg met de ACM, de netbeheerders en de energieopslagsector, tot een nieuw tarief voor batterijen te komen? Zo ja, wanneer kunt u de Kamer hierover informeren? Zo nee, waarom niet?

In september 2023 vond er een Bestuurlijk Overleg over batterijen plaats. Eén van de belangrijkste uitkomsten is een nieuw, tijdsduurgebonden transportrecht (ATR85) dat beschikbaar is gekomen voor alle aangeslotenen op het TenneT net. Naar verwachting is dit transportrecht vooral interessant voor batterij-exploitanten, zoals bijvoorbeeld de recente aangekondigde batterij die Giga Storage bouwt in Delfzijl. Vooralsnog zie ik geen reden op dit moment opnieuw een gesprek te voeren over de nettarieven voor batterijen.

Vraag 13

Bent u bereid om maatregelen uit te werken zodat investeren in opslag een financieel aantrekkelijker wordt, zoals een aanvullende subsidie met betrekking tot de leveringszekerheidsnorm, en de Kamer hierover te informeren?

De realisatie en aankondiging van steeds grotere batterij projecten door o.a. SemperPower, DEO en Giga Storage laat zien dat grootschalige energieopslag ook in Nederland op gang komt. Ik zie daarom op dit moment geen aanleiding om maatregelen uit te werken zodat investeren in opslag financieel aantrekkelijker wordt.
Zie ook het antwoord op vraag 4 en 5.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Nederland vult gasvoorraad trager bij: «Zou me zorgen maken als Europese opslagen ook achterblijven»»?1

Ja.

Vraag 2

Wat is volgens u de verklaring dat de gasopslagen in onder meer Norg, Grijpskerk en de Bergermeer nog lang niet vol zijn en ruim onder het Europees gemiddelde liggen?

Het is belangrijk dat de gasopslagen bij aanvang van de winter (1 november) voldoende gevuld zijn, zodat ook in een koude winter energieleveranciers hun klanten kunnen voorzien van voldoende gas. Het kabinet is het eens met Martien Visser dat gasopslagen een belangrijke rol spelen in de Nederlandse en Europese gasleveringszekerheid. In de visie gasopslag is deze rol uitgebreider beschreven.2 Het kabinet deelt daarom de ambitie van het vorige kabinet dat de gasopslagen in Nederland gemiddeld voor minimaal 90% zijn gevuld op 1 november 2024.3 Deze ambitie ligt ruim boven de voor Nederland geldende EU-vulverplichting (74%) en ook iets boven de door GTS geadviseerde vulgraad (88%).4 Het is daarom goed dat marktpartijen, waaronder GasTerra, de afgelopen maand veel gas hebben opgeslagen. De gemiddelde vulgraad van de gasopslagen in Nederland ligt momenteel op ruim 90%.5
Ik vind het belangrijk te benadrukken dat de vuldoelstelling van het kabinet geldt voor 1 november. Gedurende het hele vulseizoen (normaal gesproken van 1 april tot 1 november) worden gasopslagen gevuld, zodat het opgeslagen gas in de winter kan worden ingezet als de vraag hoger is. Bij aanvang van het vulseizoen ligt de vulgraad vaak laag (de afgelopen 5 jaar lag de gemiddelde vulgraad op 1 mei op zo’n 42%), waarna marktpartijen daarna ruim een half jaar hebben om de door hen geboekte capaciteit te vullen. Het vullen van de gasopslagen duurt meerdere maanden, ook omdat rekening gehouden moet worden met de injectiecapaciteit van gasopslagen. Daarnaast spreiden marktpartijen het vullen over het vulseizoen, zodat ze ook kunnen inspelen op marktkansen later in het vulseizoen. Het is zeker geen noodzaak, en gezien de beschikbare injectiecapaciteit ook niet mogelijk, dat de gasopslagen al snel in het begin van het vulseizoen gevuld worden tot 90%. Het is juist beter als marktpartijen verspreid over het vulseizoen vullen en niet allemaal tegelijkertijd gas aankopen: dat voorkomt prijspieken zoals we in augustus 2022 zagen.
Dat Norg, Grijpskerk en Bergermeer begin juli nog niet vol waren, is dan ook logisch. Marktpartijen hadden op dat moment nog vier maanden om gas te injecteren. Overigens was de gemiddelde vulgraad van die drie bergingen op 1 juli (ca. 67%) hoger dan de gemiddelde vulgraad op 1 juli de afgelopen vijf jaar (namelijk bijna 63%). Verder geldt dat de Nederlandse gasopslagen op dit moment (peildatum 2 september) voor ruim 90% zijn gevuld, hetgeen nauwelijks afwijkt van de vulgraad van alle opslagen in de EU (ruim 92%).

Vraag 3

Hoe problematisch vindt u het dat de Nederlandse gasopslagen ruim onder de nationale vulgraad liggen, de gasopslagen in Grijpskerk en in Norg, de grootste van het land, sinds 1 juni niet meer is bijgevuld en dat onze gasopslagen ruim 10 procent lager zijn dan andere EU-landen?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 4

Kunt u aangeven in hoeverre GasTerra en andere partijen commerciële redenen hebben om de gasvelden niet voldoende aan te vullen? Kunt u tevens aangeven of het afbouwen van het Groninger gasveld hierbij een rol speelt, omdat GasTerra hierdoor een omzetdaling van 15 miljard euro in 2024 verwacht?2

De bergingen Norg, Grijpskerk en Alkmaar zijn de afgelopen maanden verder gevuld door GasTerra. Op 2 september waren Grijpskerk en de piekgasinstallatie Alkmaar volledig gevuld en Norg voor bijna 89%, terwijl het vulseizoen nog niet is afgelopen. De genoemde omzetdaling is geen verwachting voor 2024, maar een realisatie over 2023 ten opzichte van 2022 en speelt hierbij geen rol. De daling van de omzet in 2023 komt vooral voort uit het feit dat de gasprijzen in 2023 aanzienlijk lager waren dan in 2022.

Vraag 5

GasTerra wil zelf weinig kwijt over de relatief lage voorraad. In hoeverre heeft u zicht op de criteria van organisaties die verantwoordelijk zijn voor het vullen van de gasbergingen om gasopslagen te vullen?

De gebruikers van de opslagen bepalen zelf welke criteria zij hanteren bij het gebruik van de opslagen. Wel is op dagelijkse basis informatie beschikbaar over hoeveel gas er in de opslagen wordt geïnjecteerd dan wel onttrokken (zie: https://agsi.gie.eu/#/).

Vraag 6

Kunt u zo concreet mogelijk aangeven hoeveel gas wij de afgelopen jaren uit Rusland hebben geïmporteerd? Kunt u tevens zo concreet mogelijk aangeven hoeveel verwacht gas Nederland aankomend jaar en jaren uit Rusland gaan importeren?

Voor de inval van Rusland in Oekraïne was ca. 25% van het gas dat werd geïmporteerd afkomstig uit Rusland. Het ging daarbij op jaarbasis om ca. 10 miljard m3, maar hoeveel precies is niet aan te geven omdat het overgrote deel van dit gas werd aangevoerd via pijpleidingen waarmee ook gas uit andere bronnen, met name Noorwegen, werd geïmporteerd.
Na het wegvallen van Nord Stream I komt er geen Russisch pijpleidingengas meer naar Nederland. Wel wordt er nog Russisch gas in de vorm van LNG geïmporteerd bij de GATE terminal in Rotterdam. Dit op basis van contracten die enkele capaciteitshouders bij GATE in het verleden hebben afgesloten. In 2023 was de totale omvang ca. 10 TWh (ca. 1 miljard m3), oftewel ca. 3% van het binnenlandse verbruik.
Daarnaast kan er nog Russisch gas naar Nederland komen via de LNG-terminal in België. De exacte omvang daarvan is niet bekend omdat het gas dat vanuit België naar Nederland komt wordt gemengd met gas dat via andere bronnen en ook andere aanvoerroutes dan LNG naar België komt. Maar hiermee rekening houdend schat het Centraal Bureau van de Statistiek in dat in 2023 in totaal iets minder dan 9% van het geïmporteerde gas afkomstig was uit Rusland, het gaat dan om ca. 50 TWh oftewel ca. 15% van het binnenlands verbruik. Dit met de kanttekening dat dit gas ook (deels) kan zijn geëxporteerd.
Het is de verwachting dat de import van Russisch gas in de komende jaren verder zal afnemen. Dat is ook in lijn met de afspraken die op EU-niveau zijn gemaakt met REPowerEU. Daarmee hebben alle lidstaten zich gecommitteerd aan het doel om in 2027 de invoer van Russische fossiele energie volledig uit te faseren.

Vraag 7

In hoeverre bent u het eens met de oproep van energie-expert Martien Visser dat we in onzekere tijden leven, waardoor er maar iets hoeft te gebeuren om in een gascrisis te zitten met prijzen die door het dak gaan, waardoor het raadzaam is om de gasopslagen zo snel mogelijk te vullen?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 8

In hoeverre bent u het eens met de beweringen van Martien Visser dat er geen sprake is van grootschalig onderhoud aan onze gasopslagen en dat het verstandiger is om de gasopslagen niet tot 90% maar tot 100% aan te vullen?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 9

Denkt u dat bedrijven zoals GasTerra en NAM voldoende gestimuleerd worden en voldoende inzicht hebben om het gas dat zij in de zomer inkopen, beter te verkopen tijdens de maanden waarin gas wordt onttrokken?

Gebruikers van opslagen houden rekening met de zomerprijzen voor de inkoop en de winterprijzen voor de verkoop. Gelijktijdig met de inkoop van het gas verkopen zij het gas in de winter om geen prijsrisico te lopen over het opgeslagen gas.

Vraag 10

Kunt u toezeggen dat de vijf Nederlandse ondergrondse gasopslagen op 1 oktober 2024 met minimaal 90% gevuld zijn? Kunt u tevens aangeven wat de consequenties zijn als dit niet lukt?

Het is de ambitie van het kabinet dat de gasopslagen in Nederland op 1 november 2024 gemiddeld voor minimaal 90% gevuld zijn.7 Aangezien de gemiddelde vulgraad momenteel al op ruim 90%8 ligt, is het zeer waarschijnlijk dat deze ambitie op 1 oktober gehaald wordt.

Vraag 11

In hoeverre maakt u zich zorgen over de beschikbaarheid van gas de komende winter?

Op dit moment is het gasleveringszekerheidsbeeld positief: de gasopslagen zijn zowel in Nederland als in de rest van de EU goed gevuld, Nederland heeft de LNG-importcapaciteit op orde en de groothandelsmarkt is betrekkelijk stabiel. Echter, experts waarschuwen dat waakzaamheid geboden blijft. Het kabinet blijft daarom ook waakzaam en monitort, samen met GTS, de gasleveringszekerheid nauwgezet. Voor 1 oktober 2024 kom ik met een update over de gasleveringszekerheid, waarin ik een uitgebreider beeld schets en inga op het lopende beleid.

Vraag 1

Waarom wordt in de Kamerbrief over de stand van zaken openstelling SDE++ 2024 en resultaten SDE++ 2023 (kamerstuk 31 239, nr. 398) alleen geschreven dat nieuwe Stimulering Duurzame Energieproductie en Klimaattransitie-beschikkingen (SDE++-beschikkingen) voor de productie van bio-energie aan de eisen van de Renewable Energy Directive (RED-III) moeten voldoen, aangezien lidstaten expliciet de ruimte hebben gekregen om hun biomassabeleid (zowel binnen RED-II als nu RED-III) aan te scherpen? Waarom wordt dit ruimere kader niet vermeld?

Bij de implementatie van de REDIII in Nederland (en de andere maatregelen die voortkomen uit het Fit for 55-pakket) is er conform de Aanwijzingen voor de regelgeving als uitgangspunt gekozen voor zuivere implementatie. Dat betekent dat bij de implementatie geen andere regels worden opgenomen dan voor de implementatie noodzakelijk. Dit uitgangspunt houdt ook in dat voor eventuele aanvullende nationale maatregelen een separaat wetgevingsproces wordt gevolgd. Dit wordt vermeld in het wetgevingsprogramma Klimaat van 26 april 2023 (bijlage bij Kamerstuk 32 813, nr. 1230) en in de Klimaatnota van 26 oktober 2023 (Kamerstuk 32 813, nr. 1307).

Vraag 2

Is hier overwogen om de mogelijkheid tot aanscherping mee te nemen in de besluitvorming? Zo nee, waarom niet? Zo ja, wat waren de afwegingen om hier geen gebruik van te maken?

Dit is niet meegenomen in de besluitvorming, omdat is gekozen voor zuivere implementatie. Zie voor de toelichting mijn antwoord op vraag 1. De Staatssecretaris Openbaar Vervoer en Milieu is samen met mij voornemens om in het najaar de Kamer te informeren over de beleidsontwikkelingen rond het duurzaamheidskader biogrondstoffen. Hierin zullen wij onder andere ingaan op de implementatie van de duurzaamheidscriteria voor biogrondstoffen en hoe deze zich verhouden tot de RED implementatie.

Vraag 3

Welke aanbevelingen heeft u meegekregen van de Minister voor Klimaat en Energie over beleidsontwikkelingen rondom de duurzaamheidscriteria voor biogrondstoffen?

De voormalig Minister voor Klimaat en Energie heeft mij geen specifieke aanbevelingen meegegeven over beleidsontwikkelingen rond de duurzaamheidscriteria voor biogrondstoffen. De komende tijd gaan de Staatssecretaris en ik aan de slag met het verder uitwerken van het duurzaamheidskader biogrondstoffen, waaronder de implementatie van de duurzaamheidscriteria voor biogrondstoffen en het verder inrichten van toezicht binnen het duurzaamheidskader biogrondstoffen.

Vraag 4

Op welk wetenschappelijk bewijs is de bewering dat Bio-Energy with Carbon Capture Storage (BECCS) een manier is om negatieve emissies te bereiken gebaseerd?

Conform de rekenmethodiek van de Europese Commissie (volgend uit de RED-III) is BECCS een van de manieren om negatieve emissies te bereiken. Dit wordt ondersteund door rapportages van o.a. IPCC, PBL, IEA en CE Delft (zie ook verwijzingen verderop bij de beantwoording van vraag 5 en 6). Om tot negatieve emissies te komen, is het belangrijk de duurzaamheid van de gebruikte biogrondstoffen te borgen. Dit doen we in de SDE++ 2024 door aan te sluiten bij de Europese eisen voor duurzaamheid vanuit de RED-III en door het duurzaamheidskader biogrondstoffen.

Vraag 5

Wat gaat u doen om de klimaatdoelen te halen als blijkt dat negatieve emissies op deze wijze niet mogelijk zijn, aangezien u zelf ook aangeeft dat de ontwikkeling van negatieve emissies in Nederland nog in de kinderschoenen staat, terwijl een belangrijk deel van de Nederlandse klimaatdoelen wel is gebaseerd op negatieve emissies?

Het klopt dat de ontwikkeling van negatieve emissies in Nederland nog aan de start staat. Daarom maakt het kabinet met de categorie voor CO2-afvang en opslag bij biomassa-energie-installaties onder 100 MWe in de SDE++ 2024 een (ingekaderde) start met negatieve emissies in Nederland. Dit is onderdeel van de uitwerking van de afspraak uit het klimaatpakket van de Voorjaarsnota 2023 om in Nederland in 2030 1,5 Megaton negatieve emissies te bewerkstelligen. Negatieve emissies zijn ook, en zelfs in toenemende mate, nodig na 2030. Ze zullen een belangrijk onderdeel vormen van de beleidsmix om in 2050 klimaatneutraal te zijn. Dat bevestigen ook PBL1 en CE Delft2. Een aandachtspunt daarbij blijft dat realisatie van negatieve emissies zo min mogelijk ten koste moet gaan van de inzet op emissiereductie. In de komende decennia zullen bestaande en nieuwe technieken om negatieve emissies te bereiken, doorontwikkelen. Hierdoor kan er richting 2050 een breder scala aan technieken worden benut dan nu richting 2030 nog mogelijk is. Het kabinet komt met een biogrondstoffenstrategie ter uitwerking van het NPE en begin 2025 met een bredere visie op koolstofverwijdering en de routekaart koolstofverwijdering.

Vraag 6

Waar is de opmerking op gebaseerd dat koolstofverwijdering op korte termijn kan worden gerealiseerd «onder andere door in te zetten op carbon capture and storage (CCS) bij biomassa-energiecentrales»? Uit welk onderzoek blijkt dat dit op korte termijn mogelijk is?

Dit blijkt uit signalen uit de markt, die zijn meegenomen bij het opstellen van het Eindadvies voor de SDE++ 20243 van PBL. In het Eindadvies is de bedoelde categorie voor CCS bij biomassa-energiecentrale doorgerekend door het PBL, op basis van input vanuit de marktconsultatie. Een van de voorwaarden voor een positief advies is dat de techniek voldoende uitontwikkeld is. Ook de PBL-rapportage over negatieve emissies in Nederland gaat in op het potentieel dat BECCS in Nederland heeft4. Hierin geeft PBL aan dat afvang en opslag van CO2 bij onder andere biomassa-energiecentrales (BECCS) een potentiële bron voor negatieve emissies is. Dit volgt ook uit het rapport van CE Delft.

Vraag 7

Kunt u de berekening van het Planbureau voor de Leefomgeving (PBL) voor de SDE++ van het basisbedrag voor CCS bij (relatief kleinschalige) biomassa-energiecentrales, waar in de brief naar wordt verwezen, delen met de Kamer?

De berekening van de basisbedragen zijn door PBL gepubliceerd in het rapport Eindadvies basisbedragen SDE++ 20245. Dit rapport is op 1 maart jl. aan de Kamer verzonden bij de Kamerbrief Openstelling SDE++ 2024 (Kamerstuk 31 239, nr. 387).

Vraag 8

Als er inderdaad bij de herziening van het European Union Emissions Trading System (ETS) een waardering voor negatieve emissies, bijvoorbeeld door certificaten, zou komen, worden dan de SDE++-subsidies voor deze categorie verder beperkt?

Ja. De waarde van de certificaten wordt dan verrekend met het subsidiebedrag, waardoor het subsidiebedrag omlaag gaat. Dit zal op dezelfde manier werken als voor de CCS-categorieën in de SDE++ waar een ETS-correctie wordt toegepast.

Vraag 9

Waar wordt naar gerefereerd in het verzoek aan het PBL om in de marktconsultatie voor de SDE++ 2025 breed te kijken naar «biogene emissies en mogelijkheden tot afvang»?

Op verzoek van KGG onderzoekt PBL voor de advisering over de basisbedragen van CCS de afvang van zowel fossiele als biogene emissies. Dit betekent dat door PBL in de marktconsultatie een uitvraag wordt gedaan naar andere mogelijkheden voor het realiseren van negatieve emissies dan via CCS van biogene emissies bij energiecentrales. Dit kan bijvoorbeeld gaan om CCS van biogene emissies die vrijkomen bij biobrandstoffenproductie. In de Wijzigingsnotitie SDE++ 20256, die PBL voorafgaand aan de marktconsultatie in maart heeft gepubliceerd, stelt PBL op pagina 44 twee vragen aan de markt: «Wat zijn de plannen van de markt voor de afvang en opslag van biogene CO2? Is er volgens de markt behoefte aan aparte subcategorieën voor processen met CO2 van biogene oorsprong?»

Vraag 10

Welke andere technieken voor negatieve emissies worden onderzocht? Wat is de status van dit onderzoek en wie voert de inventarisatie uit?

Indien marktpartijen op basis van de in vraag 9 genoemde uitvraag concrete projectplannen voor negatieve emissies met PBL deelt, kan PBL deze verder onderzoeken en overwegen om categorieën op te nemen in het Eindadvies basisbedragen SDE++ 2025. Dit rapport wordt in het eerste kwartaal van 2025 gepubliceerd.

Vraag 11

Bent u bereid onderzoek naar de langetermijnvisie op negatieve emissies uit te laten voeren door een wetenschappelijk instituut zoals bijvoorbeeld European Academies Science Advisory Council (EASAC), Koninklijke Nederlandse Akademie van Wetenschappen (KNAW), Joint Research Centre (JRC), Sociaal-Economische Raad (SER) in plaats van het PBL? Zo nee, waarom niet?

De Wetenschappelijke Klimaatraad heeft recent een adviesrapport gepubliceerd over koolstofverwijdering, welke is gebaseerd op een zeer uitvoerige beschouwing van de beschikbare literatuur en wetenschap op dit vlak.7 Momenteel wordt gewerkt aan de routekaart koolstofverwijdering. Deze wordt gebaseerd op alle beschikbare wetenschappelijke kennis op dit onderwerp zoals onder andere opgenomen in het adviesrapport van de WKR.

Vraag 12

Bent u bereid zich in Europees verband uit te spreken om de bekostiging van negatieve emissies zoals BECCS door het ETS in elk geval niet op biomassaverbranding te richten? Zo nee, waarom niet?

In 2026 zal er gekeken worden naar een volgende herziening van de ETS-Richtlijn. Hierbij wordt ook gekeken naar het creëren van een financiële prikkel voor het opschalen van technieken voor koolstofverwijdering. De Europese Commissie heeft aangegeven in de Mededeling over de EU-strategie voor industrieel koolstofbeheer dat het ETS een solide basis kan vormen voor de business case van technieken van koolstofverwijdering. Hierbij is het voor mij van belang dat verwijdering niet ten koste gaat van emissiereductie. Daarnaast zullen de Staatssecretaris en ik hierbij ook aandacht hebben voor het borgen van de duurzaamheid bij het gebruik van biogrondstoffen en de cascadering van biogrondstoffen conform het Duurzaamheidskader. Ik wil hierbij echter geen technieken volledig uitsluiten.

Vraag 13

Gezien de hoge kosten voor BECCS in de praktijk, hoe effectief lijkt het u om dit te laten financieren door het ETS?

Dat is afhankelijk van de vormgeving van een eventuele opname van waardering voor negatieve emissies in het ETS. Omdat deze op zijn vroegst in 2026 helderder wordt, is wachten op het ETS geen optie voor de jaren 2024 en 2025 gezien het doel voor 1,5 Mton negatieve emissies in 2030 (rekening houdende met onder andere de realisatietijd van afvang- en opslaginstallaties). Op het moment dat er vanuit de SDE++ 2024 beschikkingen worden gegeven voor CCS bij biomassa-energiecentrales, zullen inkomsten uit het ETS in mindering worden gebracht op de uit te keren subsidie, zodra negatieve emissies in het ETS worden opgenomen. Hierdoor is al wel geanticipeerd op eventuele verwaarding op Europees niveau en wordt oversubsidiëring voorkomen.

Vraag 14

Kunt u aangeven naar welk afbouwpad wordt gerefereerd in het hoofdlijnenakkoord (Kamerstuk 36 471, nr. 37) van de aanstaande regering als er staat dat «er zo snel mogelijk wordt gestopt met het subsidiëren van bio-energie gecombineerd met CO2-opvang en opslag (BECCS) en biomassacentrales, conform het eerder afgesproken afbouwpad»?

Het afbouwpad waarnaar gerefereerd wordt, is het afbouwpad zoals opgenomen in de Kamerbrief over het duurzaamheidkader biogrondstoffen van 22 april 2022 (Kamerstuk 32 813, nr. 1039). Parallel wordt de opbouw voor hoogwaardige toepassingen van biogrondstoffen vormgegeven. Hier komt de Staatssecretaris samen met mij op terug bij de voortgangsbrief over het duurzaamheidskader biogrondstoffen in het najaar.

Vraag 15

Bent u, in lijn met het hoofdlijnenakkoord, voornemens om de subsidies voor de SDE-ronde van 2025 voor biomassacentrales te schrappen, ondanks dat deze voor de ronde van 2024 nog wel zijn gegeven?

De SDE++ staat reeds niet meer open voor de productie van elektriciteit door de verbranding van biogrondstoffen en de inzet van houtige biomassa voor de opwek van lagetemperatuurwarmte. Het kabinet houdt vast aan de bestaande afspraken voor klimaat en energie, waaronder de 1,5 Mton negatieve emissies in Nederland in 2030. Er wordt daarom vastgehouden aan de openstelling in de SDE++ 2024 van de categorie voor CCS bij bio-energiecentrales. Het PBL doet in de marktconsultatie voor de SDE++ 2025 onderzoek naar het potentieel in de markt voor toepassing van CCS bij bredere biogene processen. Mede op basis hiervan en het PBL-advies zal ik volgend jaar de SDE++ 2025 vormgeven. Ik verwacht de Kamer in het eerste kwartaal van 2025 te informeren over de 2025-openstellingsronde van de SDE++. Verder komt het kabinet hier op terug bij de voortgangsbrief over het duurzaamheidskader biogrondstoffen in het najaar.

Vraag 1

Hoe kan het dat de knelpunten die resulteren in een vierjarige vertraging voor de oplevering van de Delta Rhine Corridor nu pas aan het licht komen, bijvoorbeeld dat bepaalde kabels en leidingen niet tegelijk en ook niet even snel kunnen worden gelegd?

In de brief van 27 juni jl. heeft mijn ambtsvoorganger uw Kamer geïnformeerd dat er verschillende redenen zijn waardoor de planning vier jaar opschuift. Door het recentelijk uitgevoerde ruimtelijke onderzoek is meer zicht ontstaan op de grote en zeer uitdagende ruimtelijke knelpunten die voor dit project zullen moeten worden opgelost. De verschillende buizen en kabels blijken op veel plekken niet binnen de strook te passen die daarvoor gereserveerd is. De ruimtelijke dilemma’s en te verwachten stikstofproblematiek zijn pas in meer detail zichtbaar geworden bij de oplevering van de individuele planningen van de initiatiefnemers dit voorjaar, terwijl de ruimtelijke procedure (projectprocedure) al in mei 2023 was gestart vanuit de gezamenlijke ambitie om zo snel mogelijk de procedure te doorlopen. Ook dient zich een grotere onderzoeksopgave aan die moet landen in de concept Notitie Reikwijdte en Detailniveau (concept NRD), onder andere vanwege de uitdagende ruimtelijke dilemma’s. Een laatste reden is dat het een uitdaging is gebleken om te komen tot een robuuste samenwerking en aanpak. Dit blijkt zowel door het Rijk als door de initiatiefnemers te zijn onderschat. Met andere woorden, de oorspronkelijke planning is te ambitieus gebleken.

Vraag 2

Welke lessen trekt u hieruit? Wat had u in uw rol anders kunnen doen om te voorkomen dat er zoveel vertraging zou worden opgelopen? Vindt u zes jaar extra vertraging in circa één jaar tijd ook extreem?

Ik ben evenals alle betrokkenen erg teleurgesteld dat de planning opschuift. Eerder gaf ik aan dat óók het Rijk te ambitieus is geweest. Daarom begrijp ik ook dat u reflectie vraagt. Daarvoor zal ik ingaan op de rol die het Rijk heeft in dit project en in het bijzonder mijn rol als Minister van Klimaat en Groene Groei.
Ten eerste ondersteunen we vanuit het Rijk de realisatie van de DRC en schep ik samen met mijn collega’s van andere departementen hiervoor de randvoorwaarden. Ten tweede coördineer ik als Minister voor Klimaat en Groene Groei, samen met de Minister van Volkshuisvesting en Ruimtelijke Ordening, de ruimtelijke inpassing en de vergunningenprocedures, in samenwerking met medeoverheden en in afstemming met de initiatiefnemers. We zoeken daarnaast actief en regelmatig afstemming met de Duitse autoriteiten. Als laatste bestaat de ondersteuning uit het gezamenlijk in kaart brengen van mogelijke financieringsconstructies die nodig zijn voor de realisatie van de verschillende modaliteiten.
Het Rijk heeft een beperkt aantal rollen in het project waarin (private) initiatiefnemers investeren in buisleidingen en kabels. Ik span mij in voor een voortvarende realisatie, waarbij ik wel afhankelijk ben van de informatie van de verschillende initiatiefnemers. Initiatiefnemers dragen hun planningen aan en dat is dit voorjaar gebeurd. In het geval van de DRC moeten initiatiefnemers ook zorgen voor een geïntegreerde planning, omdat de DRC ingestoken is vanuit één project met daarin verschillende modaliteiten. Daar hebben de initiatiefnemers zich ook aan gecommitteerd.
Vanuit de ambitie om een zo snel mogelijke ruimtelijke procedure te kunnen doorlopen zijn wij in mei 2023 gestart met de projectprocedure, zonder voldoende zicht te hebben op de uitdagingen ten aanzien van de organisatie en de ruimtelijke vraagstukken. Dit is een les die wij meenemen bij het voortzetten van de gezamenlijke ruimtelijke procedure. Uitgangspunt daarbij blijft dat de modaliteiten zo snel mogelijk gerealiseerd moeten kunnen worden en tevens dat alle andere belangen zoals die rondom de ruimtelijke inpassing goed geborgd worden.
De beperkte sturingsinstrumenten van het Rijk en een overkoepelende governancestructuur zijn een les. Mijn ministerie zal daarom ook onderzoeken welke sturingsinstrumenten het Rijk nog (aanvullend) kan inzetten om de sturing op dit project in de toekomst te versterken. Ook zal ik mij blijven inzetten voor het commitment van de betrokken partijen en de samenwerking tussen de betrokkenen, zoals initiatiefnemers onderling en het Rijk.

Vraag 3

Welke gevolgen brengt dit met zich mee voor de verduurzaming van de industrie waarvoor de Delta Rhine Corridor cruciaal is?

De DRC is belangrijk voor de verduurzaming van industriële clusters. Vertraging van de DRC kan de verduurzamingsinvesteringen door bedrijven vertragen. De latere opleverdatum voor het deel van het waterstofnetwerk van de Rotterdamse haven naar Oost- en Zuid-Nederland heeft een negatieve impact op de ontwikkeling van de waterstofketen. Gezien het belang van snelle realisatie van de waterstofketen heb ik Gasunie gevraagd om tegelijkertijd met het DRC-tracé een alternatief tracé te verkennen. Op de precieze impact op het uitrolplan en de ontwikkeling van de waterstofketen kom ik na de zomer terug. Voor CO2 zijn er ook alternatieve bewezen vervoersmogelijkheden, zoals vervoer per schip. Dit kan, al dan niet tijdelijk, een alternatief zijn voor de industrie. Verduurzaming van bedrijven in Brabant en Chemelot zal daarnaast voor een belangrijk deel ook bestaan uit directe elektrificatie. Daar wordt buiten de DRC om al aan gewerkt.
Het voortzetten van de gezamenlijke projectprocedure waarin een integrale ruimtelijke afweging wordt gemaakt tot aan de voorkeursbeslissing vergroot de kans op de uiteindelijke realisatie van alle modaliteiten en is daarom in het belang voor het toekomstig concurrentievermogen van de genoemde bedrijven.

Vraag 4

Wat betekent dit voor de getroffen bedrijven die ook in het traject zitten om maatwerkafspraken af te sluiten?

Dit betekent mogelijk vertraging voor een aantal projecten bij maatwerkbedrijven met een realisatiedatum uiterlijk in 2030. Vertraging in het maken van de maatwerkafspraken kent overigens meerdere oorzaken, zoals de opgelopen kosten van CO2-opslag, nettarieven en waterstof, los van de vertraging van de DRC.
Er lopen momenteel met verschillende maatwerkbedrijven gesprekken over hun business-case voor mogelijke investeringen. Daarbij zien we veelal dat er nog verschillende verduurzamingsroutes op tafel liggen. Met name voor de bedrijven op Chemelot is voor sommige van die routes, zeker na 2030, de DRC-infrastructuur van belang. De mogelijke betekenis van de recente vertraging van de DRC is onderdeel van de bredere gesprekken met de Limburgse maatwerkbedrijven.

Vraag 5

Welke boodschap geeft u hiermee af aan al die bedrijven die wel willen verduurzamen maar nu jaren moeten wachten? Hoeveel megaton reductie in 2030 riskeert u hiermee?

De consequentie van de vertraging is dat we een aanzienlijk latere opleverdatum voor het deel van het waterstofnetwerk van de Rotterdamse Haven naar Oost- en Zuid-Nederland moeten accepteren.
De gevolgen voor het tempo van de emissiereductie richting 2030 en daarna zal blijken uit de reguliere monitoring, zoals via de Klimaat- en Energieverkenning (KEV).
Ik begrijp de zorgen en onrust die zijn ontstaan vanuit de industrie, maatschappij en vanuit uw Kamer. De DRC is een zeer complex project. Wij vinden het van belang om duidelijkheid te geven aan de initiatiefnemers en de andere stakeholders over het vervolg van de ruimtelijke procedure voor de DRC, waarbij modaliteiten zo snel mogelijk gerealiseerd worden en tevens alle andere belangen zoals die rondom de ruimtelijke inpassing goed geborgd worden.

Vraag 6

Hoe gaat u bedrijven die voor verduurzaming afhankelijk waren van de Delta Rhine Corridor ondersteunen?

Voor de gevolgen van de vertraging van de DRC voor (maatwerk)-bedrijven verwijs ik u naar de antwoorden op vraag 3 en 4.
In aanvulling daarop, wat betreft de regionale waterstofinfrastructuur, verwijs ik u naar de Kamerbrief van mijn voorganger over de voortgang waterstof van 30 mei jl. Het HyRegions rapport1 geeft een eerste beeld van de regionale gebieden waar zich geconcentreerde waterstofvraag kan ontwikkelen. Deze gebieden liggen voor een groot deel langs de DRC. Er vindt nu verdiepend onderzoek plaats via de provinciale Cluster Energiestrategieën (pCES’en). Na de zomer zal ik samen met netbeheerders, provincies en vertegenwoordigende organisaties van netgebruikers mogelijk kansrijke gebieden en de bijbehorende aansluitopties verder uitwerken. Hierin zullen ook de gevolgen van de vertraging in de DRC een plek krijgen. Overigens spelen hier ook andere aspecten zoals de betalingsbereidheid van bedrijven een rol.

Vraag 7

Welke versnellingsopties zijn nog mogelijk in de procedures om eerder dan 2030 dit project te realiseren?Overweegt u om hier gebruik van te maken? Waarom wel of waarom niet?

Voor het integrale project Delta Rhine Corridor blijven we zoeken naar de snelst mogelijke manier om de doelen te bereiken. In het project is vastgesteld dat een gezamenlijk plan-mer met een langere doorlooptijd nodig is, om een nog grotere vertraging door mogelijke procedurefouten te voorkomen. We zullen de komende tijd de individuele planningen integreren en kijken waar mogelijkheden voor tijdwinst zijn door goed organiseren en werksporen parallel te schakelen. We hebben de intentie om na de gezamenlijke Voorkeursbeslissing naar separate projectbesluiten door te gaan. Daarnaast zal Gasunie onderzoeken of er alternatieven zijn voor de waterstofverbinding. Na de zomer maken we de balans op en besluiten of hieraan verder gewerkt zal worden, wellicht parallel aan het onderzoekstraject voor de Delta Rhine Corridor. Dat zou de optie kunnen geven om te bezien wat de snelste manier is om de waterstofverbinding tot stand te brengen.

Vraag 8

Wie zal de kosten moeten dragen die komen kijken bij de vertraging van de oplevering van de Delta Rhine Corridor?

De financiële gevolgen voor de overheid lijken in eerste instantie beperkt omdat de vertraging met name in de doorlooptijd zit van de ruimtelijke procedure. De kosten die de (private) initiatiefnemers maken, komen voor hun rekening.
Het later beschikbaar komen van een oost-westverbinding in het transportnet voor waterstof maakt dat de markt langer gefragmenteerd blijft en dit kan de effectiviteit van het instrumentarium voor de opschaling van de waterstofketen raken. Dit effect is sterk afhankelijk van de investeringsplannen van bedrijven en niet goed te kwantificeren.

Vraag 9

Bent u van mening dat u zich hiermee een betrouwbare partner toont richting decentrale overheden?

De totale energietransitie vraagt veel en intensieve samenwerking met alle betrokken partijen is hierbij noodzakelijk, ook met medeoverheden. In mijn rol ben ik ook steeds in gesprek met de medeoverheden. Het is teleurstellend dat het oorspronkelijke uitgangspunt van gebundelde aanleg moet worden losgelaten en er sprake zal zijn van gefaseerde aanleg met latere oplevertijden. De medeoverheden zijn wel voorstander van een gezamenlijke procedure waar het Rijk nu voor kiest. Ik kijk uit naar de samenwerking met de medeoverheden in de procedure en ik blijf ook met hen in contact over hoe we de overlast op de omgeving zo beperkt mogelijk kunnen houden. Transities van deze omvang vragen dat als er iets tegenzit we hier snel en open over communiceren.

Vraag 10

Wat betekent dit voor de Duitse verduurzamingsplannen? Rekenden zij niet op een eerder ingebruikname?

De latere ingebruikname van de DRC heeft gevolgen voor de aansluiting op de Duitse grens. Duitse industrie kan hierdoor later dan aanvankelijk gepland gebruikmaken van import van waterstof via de West-Oostverbinding. Ik voer intensieve gesprekken met mijn Duitse collega’s over de gevolgen van de latere aansluiting voor de Duitse markt. Over de precieze impact van de vertraging van de DRC op het uitrolplan en de ontwikkeling van de waterstofeconomie informeer de Kamer na de zomer.

Vraag 11

In 2023 werd de geplande ingebruikname al verschoven van 2026 naar 2028 omdat onder andere de publiek-private samenwerking complexer bleek dan verwacht, welke rol speelt deze in de nieuwe vertraging?

In de recente brief is aangegeven dat het grote uitdaging is om te komen tot een robuuste gezamenlijke procedure en onderzoeksagenda en dat dit zowel door het Rijk als door de initiatiefnemers is onderschat. Dit slaat inderdaad ook op de publiek-private samenwerking. Zo zijn er wel individuele planningen gedeeld met het Rijk, maar er is nog geen gezamenlijke planning tot stand gekomen. In de brief is eveneens aangegeven dat de uiteindelijke realisatie van de DRC staat of valt bij het commitment van de initiatiefnemers en een goede samenwerking tussen alle betrokken partijen. Deze gezamenlijkheid moet nog versterkt worden. Ik zal mij daar vanuit mijn rol ook voor blijven inzetten.

Vraag 12

Hoe stelt Gasunie zich op in dit traject? Zijn de prikkels er wel om dit project prioritair te laten uitvoeren aangezien Gasunie ook werkt aan een eigen waterstofbackbone waar dit project mogelijk mee concurreert?

De waterstofleiding in de DRC is onderdeel van het landelijke transportnet voor waterstof dat Gasunie ontwikkelt. Er is dus geen concurrentie tussen de waterstofleiding in de DRC en het transportnet. Gasunie ziet net als het kabinet ook het grote belang van een snelle realisatie van een oost-west verbinding in het transportnet voor de ontwikkeling van de waterstofketen.

Vraag 13

Met welk vollooprisico wordt er gerekend per buisleiding? Hoe vergelijkt zich dat met de vollooprisico’s waarmee de Stimulering Duurzame Energieproductie en Klimaattransitie (SDE++) rekening houdt?

De initiatiefnemer voor de CO2-buis is bezig zijn vollooprisico’s in kaart te brengen. Voor ammoniak is mij niet bekend of de initiatiefnemer al zicht heeft op zijn vollooprisico. In de brief van 29 juni 20222 is aangegeven dat voor het transportnet voor waterstof tot een maximum van € 750 miljoen de aanloop- en volloopverliezen worden afgedekt in de periode tot en met de ingang van gereguleerd netbeheer medio 2031. De subsidiebeschikking is eind 2023 afgegeven. Hoe groot de aanloop- en volloopverliezen precies zijn, is sterk afhankelijk van de ontwikkeling van de markt.
De SDE++ vergoedt de onrendabele top van CO2-reducerende maatregelen/projecten en houdt geen rekening met eventuele vollooprisico’s. De SDE++ houdt bij het vergoeden van de onrendabele top bij bijvoorbeeld CCS-projecten rekening met de transport- en opslagtarieven die de emittent moet betalen, maar de SDE++ is niet specifiek gericht op het afdekken van de eventuele vollooprisico’s van de transport- en opslagpartijen.

Vraag 1

Klopt het dat dat in het modelcontract van de Autoriteit Consument & Markt (ACM) leveranciers tot de invoering van de nieuwe energiewet geen terugleverkosten als apart component in rekening mogen brengen? Hoe gaat dit veranderen met de invoering van de energiewet?1

Dit klopt. Het is leveranciers op dit moment niet toegestaan om in het modelcontract terugleverkosten als aparte component in rekening te brengen. Wel heeft de ACM op 15 augustus 2024 bekendgemaakt dat zij de voorwaarden van het modelcontract zal herzien, mede door de aanpassingen die benodigd zijn vanuit het wetsvoorstel Energiewet. De ACM zal daarbij ook beoordelen of leveranciers de mogelijkheid moeten krijgen om terugleverkosten in rekening te brengen bij modelcontracten.
In het wetsvoorstel Energiewet is opgenomen dat vergunninghoudende energieleveranciers verplicht zijn om aan eindafnemers met een kleine aansluiting twee modelcontracten aan te bieden: een modelcontract voor bepaalde tijd (tenminste twaalf maanden) met vaste tarieven (i) en het bekende modelcontract voor onbepaalde tijd met variabele tarieven (ii)2. De verplichting tot het aanbieden van het modelcontract voor bepaalde tijd met vaste tarieven is nieuw in het wetsvoorstel Energiewet. Dit modelcontract zal net als het bestaande modelcontract voor onbepaalde tijd met variabele tarieven bepalingen moeten bevatten over salderen en de vergoeding voor ingevoede elektriciteit van huishoudens met zonnepanelen3.
Door deze aanvulling in het wetsvoorstel Energiewet hebben huishoudens met zonnepanelen altijd de mogelijkheid om een energiecontract met vaste tarieven af te sluiten bij elke vergunninghoudende energieleverancier. Bovendien bevordert dit de vergelijkbaarheid van energiecontracten voor huishoudens met zonnepanelen.

Vraag 2

Heeft de ACM onderzoek gedaan naar de forse prijsverhogingen van de vaste leveringskosten bij een ACM-modelcontract die energieleveranciers nu in rekening brengen? Vindt u een prijsverhoging van circa 450% (bijvoorbeeld door Essent) dit jaar redelijk en acceptabel?

Uit de Monitor Consumentenmarkt Energie van de ACM bleek in juli dat de variabele tarieven van modelcontracten veelal waren gedaald. Verder geeft de ACM in haar nieuwsbericht4 van 15 augustus aan dat veel leveranciers de vaste leveringskosten voor elektriciteit van modelcontracten hebben verhoogd. Aangezien het in het modelcontract niet is toegestaan om terugleverkosten als een aparte kostencomponent in rekening te brengen, kiezen leveranciers er dus voor om de meerkosten die door klanten met zonnepanelen worden veroorzaakt door te berekenen in de vaste leveringskosten.
Gezien deze stijging, vind ik het goed dat de ACM op 15 augustus 2024 bekend heeft gemaakt dat zij nader onderzoek gaat doen naar de tarieven van modelcontracten. Vergunninghoudende energieleveranciers zijn immers verplicht om redelijke tarieven te hanteren. De ACM controleert en beoordeelt of de tarieven redelijk zijn en kan handhaven als dit niet het geval is.

Vraag 3

Heeft de ACM de terugleverkosten voor consumenten met zonnepanelen bij de vier in het onderzoek naar terugleveringskosten genoemde energieleveranciers bij gebruikelijke (niet zijnde ACM-modelcontracten) overeenkomsten feitelijk onderzocht?2 Zijn deze terugleverkosten in verhouding met de werkelijke additionele kosten die energieleveranciers maken en zijn die additionele kosten niet reeds ingecalculeerd in de vaste leveringskosten die men hanteert?

De ACM heeft eerder dit jaar onderzoek gedaan naar de op 1 maart 2024 geldende tarieven van vier leveranciers6. De ACM heeft tijdens het onderzoek ter plaatse de administratie van de vier energieleveranciers onderzocht en gesprekken gevoerd met directieleden en tariefspecialisten. Hieruit blijkt dat de onderzochte elektriciteitstarieven, waar de kosten die leveranciers rekenen aan zonnepaneelbezitters onderdeel van uitmaken, niet onredelijk zijn en binnen het wettelijk kader vallen. De kosten die deze leveranciers doorrekenen aan klanten met zonnepanelen staan in verhouding met de werkelijke additionele kosten die leveranciers maken door hun klanten met zonnepanelen. De ACM heeft hierover aangegeven dat energieleveranciers vrij zijn om hun tarieven te bepalen zolang die niet onredelijk zijn gelet op de onderliggende kosten.
Sinds het onderzoek dat ACM deed in maart 2024 zijn er elke maand leveranciers bijgekomen die terugleverkosten introduceerden. Uit haar nieuwsbericht van 15 augustus blijkt ook dat de gemiddelde hoogte van de terugleverkosten al enkele maanden aan het stijgen is. Hierom vind ik het logisch dat de ACM op 15 augustus heeft bekendgemaakt in haar tarieventoezicht extra aandacht te besteden aan de hoogte van terugleverkosten.7

Vraag 4

Klopt het dat de ACM nog geen uitspraak heeft gedaan over de (on-)redelijkheid van terugleverkosten en dat haar onderzoek van 8 mei 2024 zich beperkt heeft tot leveringstarieven voor stroom?

Nee, dat klopt niet. Het elektriciteitstarief bestaat uit een bedrag per afgenomen kWh en een vast bedrag per maand. Kostencomponenten zoals terugleverkosten zijn volgens de ACM onderdeel van deze elektriciteitstarieven. De ACM heeft aangegeven dat de onderzochte elektriciteitstarieven van de vier onderzochte leveranciers redelijk zijn.

Vraag 1

Met het Fuse Reuse Recycle-project (FUREC-project) zal er groene en circulaire waterstof worden geproduceerd uit niet recyclebaar huishoudelijk afval, voldoet het FUREC-project aan de voorwaarden om mee te tellen voor de bindende doelstelling voor groene waterstof die binnen de Renewable Energy Directive (RED-III) wordt gesteld?1

Nee. In de RED-III wordt de term «hernieuwbare brandstof van niet-biologische oorsprong» (in het Engels afgekort tot RFNBO) gehanteerd voor groene waterstof. In gedelegeerde verordeningen is verder uitgewerkt aan welke eisen deze brandstoffen moeten voldoen om als RFNBO te mogen worden gekwalificeerd. De waterstof die wordt geproduceerd via het FUREC-project voldoet niet aan deze eisen. Zo wordt er in het geval van het FUREC-project geen hernieuwbare elektriciteit ingezet voor de productie van waterstof, maar afval met een deels biogene component.

Vraag 2

Zijn er in andere Europese landen vergelijkbare projecten waar groene waterstof wordt geproduceerd uit huishoudelijk afval? Tellen deze projecten in die landen mee voor de groene waterstofverplichting uit de RED-III? Waarom wel of waarom niet?

Ook in andere Europese landen wordt gekeken naar waterstofproductie uit afval. Dit is ook een van de onderwerpen waar ESWET, de Europese associatie die fabrikanten op het gebied van energie uit afval vertegenwoordigt, zich op richt. Ook de andere EU-lidstaten hebben zich te houden aan de eisen in RED-III en de gedelegeerde verordeningen; ofwel, waterstof uit afval kan niet als RFNBO worden gekwalificeerd om mee te mogen tellen voor de RFNBO-doelen die aan lidstaten zijn opgelegd voor de industrie en mobiliteitssector.

Vraag 3

Hoe wordt er in andere Europese landen invulling gegeven aan de bindende doelstelling voor groene waterstof uit de RED-III? Hoe verhoudt dit zich tot de interpretatie die Nederland hanteert?

Uit de contacten die ik met andere EU-lidstaten heb, blijkt dat wij in Nederland relatief voorop lopen met de implementatie van RED-III en het instrumentarium voor opschaling van de markt voor hernieuwbare waterstof. Via bilaterale en multilaterale contacten blijf ik de ontwikkelingen in andere EU-lidstaten volgen. De Europese Commissie is in september met een mededeling gekomen waarin nadere richtsnoeren zijn gegeven over het gebruik van RFNBO’s in de industrie en mobiliteitssector en over waterstof die mag worden uitgezonderd van de noemer. Deze richtsnoeren dragen bij aan de eenduidige interpretatie van de in RED-III opgenomen eisen op het gebied van RFNBO’s.

Vraag 4

Deelt u de mening dat het van belang is om duurzame en circulaire projecten als het FUREC-project zoveel mogelijk aan te moedigen en waar mogelijk te stimuleren zodat deze projecten doorgang kunnen vinden? Vindt u dat u dit op dit moment voldoende doet?

Projecten die bijdragen aan onze ambitie om als Nederland in 2050 klimaatneutraal en circulair te zijn kunnen op mijn aanmoediging rekenen. Onder meer via het Nationaal Programma Circulaire Economie (NPCE) zetten we in op groene groei in Nederland. Mocht het instrumentarium niet toereikend zijn, dan kan het kabinet bezien waar mogelijkheden liggen om dergelijke projecten te stimuleren. Bij deze afweging kijkt het kabinet ook naar een zo hoogwaardig mogelijke inzet van secundaire grondstoffen en houdt het kabinet rekening met het duurzaamheidskader voor biogrondstoffen.
Betreffende het FUREC-project is destijds vanuit het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat een steunbrief gestuurd aan RWE voor haar succesvolle aanvraag bij het Europese innovatiefonds ten behoeve van het FUREC-project. Ook heeft het Ministerie van KGG, zoals aangegeven in de beantwoording op eerdere Kamervragen over hetzelfde Energeia-artikel2, de afgelopen maanden regelmatig contact met RWE over het FUREC-project. Daarbij is met RWE over de verschillende openstaande uitzoekpunten gesproken voordat het bedrijf een definitief investeringsbesluit kan nemen. Uiteraard is daarbij ook bekeken hoe het Rijk kan bijdragen aan een positief investeringsbesluit van RWE. Deze gesprekken lopen nog. Ook het kabinet ziet het belang van dit mogelijke project, en is dus voornemens deze rol te blijven invullen.

Vraag 5

Wat is de stand van zaken rond de mogelijke tweejarige vertraging van de netaanslutiing van het FURECT-project? Komt FUREC in aanmerking voor prioritaire behandeling?

In voornoemd Kamerstuk (2024Z00081) is de Kamer recent geïnformeerd over dit standpunt. Op 18 april 2024 is door de Autoriteit Consument & Markt (ACM) het codebesluit prioriteringsruimte bij transportverzoeken gepubliceerd. Netbeheerders moeten het prioriteringskader vanaf 1 oktober 2024 gebruiken in gebieden met netcongestie. Ik heb bij de prioritering van de klantaanvragen en de toepassing van het kader geen rol.

Vraag 6

Wat is het resultaat van uw gesprekken met het cluster Chemelot over dit onderwerp? Heeft dit geleid tot het vinden van een oplossing? Waarom wel of waarom niet? Welke acties bent u nog voornemens te ondernemen?

Het Ministerie van KGG heeft gekozen voor een alomvattende clusteraanpak waarbij versnelling van projecten op clusterniveau wordt ontwikkeld. Daarnaast zijn er energyboards opgericht om een nauwere samenwerking tussen betrokken partijen, zoals de provincie, gemeenten en industrie te bevorderen, met als doel de processen te optimaliseren. Projecten in het cluster worden alleen in onderlinge samenhang gecoördineerd en behandeld. Om deze reden zijn er niet specifiek overleggen over dit project met RWE, Enexis, TenneT, Chemelot en de provincie Limburg.

Vraag 7

Deelt u de mening dat het kabinet steviger moet optreden om knelpunten bij verduurzamingsprojecten op te lossen aangezien deze projecten van belang zijn voor het halen van de klimaatdoelstellingen en bijdragen aan het realiseren van een groene industrie?

In 2023 heeft de Minister van Economische Zaken en Klimaat het Nationaal Programma Verduurzaming Industrie (NPVI) gelanceerd om versnelling aan te brengen in de verduurzamingsprojecten van de industrie en om knelpunten daarbij in gezamenlijkheid en onderlinge samenhang aan te pakken. In de Kamerbrief «Voortgang verduurzaming industrie» d.d. 10 oktober 20243 is de Kamer recent geïnformeerd over de stand van zaken van het NPVI. Ook netcongestie heeft mijn grote aandacht. In de Kamerbrief «Voortgang aanpak netcongestie» d.d. 11 juni 20244 is de Kamer geïnformeerd over de te hanteren aanpak. Waar het kabinet mogelijkheden ziet om knelpunten versneld op te lossen, zal het kabinet deze zeker aangrijpen.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Ingrijpen in energiemarkt noodzakelijk om stroomtekort te voorkomen»?1

Ja.

Vraag 2

Hoe apprecieert u het feit dat verschillende experts en bedrijven uit de energiesector aangeven dat leveringszekerheid van elektriciteit een blinde vlek is van Nederland?

De leveringszekerheid wordt jaarlijks zowel nationaal via de Monitor Leveringszekerheid van TenneT als ook Europees via de European Resource Adequacy Assessment van alle nationale netbeheerders samen in ENTSO-E-verband tot tien jaar vooruit goed gemonitord en indien nodig wordt handelend opgetreden. Ik ben het daarom niet eens met de stelling dat de leveringszekerheid van elektriciteit een blinde vlek is.
Uit de meest recente Monitor Leveringszekerheid komt naar voren dat er tot en met 2030 geen leveringszekerheidsrisico’s zijn, maar dat de leveringszekerheid in 2033 lager is dan de streefwaarde. Op basis van dit laatste adviseert TenneT om voor de leveringszekerheid na 2030 een uitvoeringsplan als bedoeld in de elektriciteitsverordening op te stellen en ik volg dit advies op. Conform de toezegging van mijn ambtsvoorganger zal ik de Kamer hierover eind 2024 nader informeren.

Vraag 3

Deelt u de mening dat het van groot belang is om tijdens de energietransitie ook voldoende oog te houden voor leveringszekerheid? Hoe houdt het beleid hier rekening mee?

Ja. Het beleid houdt hier rekening mee door inzicht te verschaffen via onder andere de jaarlijkse monitoring en waar nodig handelend op te treden. De laatste European Resource Adequacy Assessment laat in vergelijking met Nederland voor Duitsland, België, Frankrijk, het Verenigd Koninkrijk en Denemarken minder gunstige waardes zien voor de leveringszekerheid. De leveringszekerheid van elektriciteit en mogelijke maatregelen worden de laatste jaren ook in Europees en regionaal verband steeds vaker besproken.

Vraag 4

Deelt u de mening dat in de toekomst de ononderbroken beschikbaarheid van stroom geen luxeproduct mag worden en dat het aan het kabinet is om hiervoor te zorgen?

Ik deel de mening dat de beschikbaarheid van elektriciteit geen luxeproduct mag worden, maar ben daarbij wel van mening dat de werking van de markt erbij gebaat is dat de verhouding tussen vraag en aanbod van elektriciteit zich op elk moment vertaalt in de groothandelsprijs van elektriciteit. Daarbij zullen uren met relatief veel aanbod van zon en wind en lage groothandelsprijzen afgewisseld worden door uren waarin de groothandelsprijs hoger is. Deze volatiliteit van de groothandelsprijs is belangrijk, omdat dit marktpartijen ook de juiste prikkels geeft om bijvoorbeeld de batterij op te laden of te ontladen of daarmee juist te wachten, of om met elektriciteitsverbruik in de tijd te schuiven voor bijvoorbeeld warmtebuffers of waterstofproductie.
De leveringszekerheid is niet gebaat bij het ontbreken van dergelijke prikkels; deze zorgen ervoor dat een deel van de elektriciteitsvraag zich aanpast aan het elektriciteitsaanbod. Zodra de wind weer aantrekt of de zon weer schijnt, zal de groothandelsprijs weer dalen en een deel van het elektriciteitsverbruik weer toenemen.

Vraag 5

Hoe wordt voorkomen dat de stroomprijzen in de toekomst op bepaalde momenten steeds hoger zullen worden doordat er onvoldoende beschikbaarheid is? Hoe gaat u ervoor zorgen dat consumenten en bedrijven deze prijsstijgingen niet op hun bordje zullen krijgen?

Zoals aangegeven in antwoord op vraag 4 is de volatiliteit van de groothandelsprijs als zodanig van belang voor het aanjagen van investeringen in batterijen en regelbaar vermogen, die zo kunnen worden terugverdiend. Deze investeringen dempen op hun beurt de volatiele groothandelsprijzen weer en voorkomen zo te grote uitslagen. Ik zet me daarbij in om nu en in de toekomst het aantal uren per jaar met extreem hoge (groothandels)prijzen zoveel mogelijk te beperken. Op dit moment doe ik dat door het opvolgen van het advies van TenneT ten aanzien van het opstellen en implementeren van het bij mijn antwoord op vraag 2 genoemde uitvoeringsplan.
Mocht in de toekomst blijken dat er aanvullende maatregelen nodig zijn, dan zal ik niet schromen om die in te zetten. Daarbij zal dan wel altijd een afweging gemaakt moeten worden tussen de kosten van dergelijke maatregelen en de baten van de daarmee te bereiken extra leveringszekerheid.

Vraag 6

Welke acties worden ondernomen om de leveringszekerheid van stroom veilig te stellen, met name om tekorten op te vangen tijdens de periodes van minder zon- en windenergie? Welke instrumenten zouden hiervoor kunnen worden ingezet?

Zoals aangegeven in mijn antwoord op vraag 2 worden er tot en met 2030 geen risico’s voor de leveringszekerheid verwacht en dat betekent dat er op dit moment nog geen aanleiding is om vergaande acties te ondernemen. Op dit moment ben ik, mede in het licht van het eerdergenoemde advies van TenneT, mogelijke nadere maatregelen aan het inventariseren en ik zal de Kamer hierover eind dit jaar informeren. Dit is ook in lijn met de op 5 maart 2024 aangenomen motie van de leden Erkens en Grinwis (Kamerstuk 36 197, nr. 15).

Vraag 7

Andere Europese landen hebben de afgelopen jaren vergoedingssystemen opgezet voor gas- en kolencentrales zodat die bij kunnen springen indien nodig, wordt hier ook naar gekeken voor Nederland? Kunt u uw antwoord toelichten?

De meest recente resultaten van de Monitor Leveringszekerheid en European Resource Adequacy Assessment geven mij op dit moment nog geen aanleiding om nu al te besluiten tot de inrichting van een capaciteitsmechanisme in Nederland. Bij het bezien van eventuele maatregelen voor de periode na 2030, waarover ik uw Kamer eind dit jaar zal informeren, zal ik de mogelijke inzet van een dergelijk instrument beschouwen.

Vraag 8

Hoe apprecieert u het marktmechanisme zoals het Verenigd Koninkrijk dat heeft opgezet? Zou dit ook in Nederland kunnen worden ingevoerd? Wat zou hiervoor nodig zijn en op welke termijn?

Het mechanisme zoals opgezet in het Verenigd Koninkrijk betreft één van de mogelijke vormen van een capaciteitsmechanisme. Ook in andere landen, zoals bijvoorbeeld België, worden nu al capaciteitsmechanismen ingezet. Bij mijn nadere analyse van mogelijke maatregelen zal ik ook deze voorbeelden beschouwen. Om een capaciteitsmechanisme in welke vorm dan ook te kunnen inzetten, indien dat nodig is, moet op grond van de elektriciteitsverordening eerst een uitvoeringsplan worden opgesteld. Ook dient eerst te worden aangetoond dat oplossingen binnen de zogeheten Energy Only Market niet tot het gewenste resultaat leiden. In de Energy Only Market wordt betaald voor daadwerkelijk geproduceerde en geleverde elektriciteit op enig moment en dus niet voor het louter beschikbaar hebben van vermogen om elektriciteit te produceren.
De resultaten van onder meer de Monitor Leveringszekerheid geven mij op dit moment nog geen aanleiding om uitspraken te doen over de termijn waarbinnen capaciteitsmechanismen of andere instrumenten gereed zouden moeten zijn.

Vraag 9

In uw Kamerbrief over Leveringszekerheid van elektriciteit (Kamerstuk 29 023, nr. 487) schrijft u dat deskundigen ook hebben benoemd dat de onzekerheden voor de leveringszekerheid op de lange termijn aanleiding geven tot inzet van capaciteitsmechanismen, welke stappen onderneemt u om hier uitvoering aan te geven?

De in die brief genoemde deskundigen gaven aan dat de onzekerheden voor de langere termijn aanleiding kunnen geven tot de inzet van capaciteitsmechanismen of andersoortige instrumenten. In de aangehaalde brief werd daarbij ook aangegeven dat de meeste deskundigen het daarbij belangrijk vinden om eerst goed en gedetailleerd de (potentiële) leveringszekerheidsproblemen te identificeren, vervolgens te bepalen welke zekerheden men met een mogelijk capaciteitsmechanisme wil contracteren en daar uiteindelijk dan het ontwerp op af te stemmen. Met de analyse waarover ik uw Kamer eind dit jaar zal informeren wil ik hier invulling aan geven, zonder nu al te besluiten tot de daadwerkelijke inzet van een capaciteitsmechanismen. Zoals aangegeven is er op dit moment nog geen aanleiding voor een dergelijk besluit.

Vraag 10

Op welke termijn acht u het wenselijk om een capaciteitsmechanisme en/of andere instrumenten gereed te hebben zodat de leveringszekerheid voldoende geborgd blijft? Wanneer zult u de Kamer hierover informeren?

Zie de antwoorden op de vragen 2, 6 en 8.

Vraag 1

Hoe luidt uw reactie op het onderzoek «De keuze voor warmtenetten of andere warmteoplossingen» van Berenschot?1

In hoofdlijnen herkent het kabinet de observatie van het onderzoek dat de wijze waarop kosten verdeeld worden tussen eindgebruikers en andere partijen verschilt bij warmtenetten ten opzichte van andere warmteoplossingen. Het is belangrijk dat de wijze van kostenverdeling zich vertaalt in een betaalbaar aanbod voor de eindgebruiker. Het beeld op basis van signalen uit de praktijk is tegelijk ook dat het kostenniveau dat in de studie wordt gehanteerd voor warmtenetten en andere kosten gedateerd is, en dus lager ligt dan wat zich nu in de praktijk voordoet. Desalniettemin blijft bovengenoemde observatie staan, ook als het verschil wellicht kleiner (of groter) is dan gesteld.

Vraag 2

Hoe reflecteert u op de uitkomst van het onderzoek dat de kosten van warmtenetten (in het geval van een onderzochte casus in Den Haag) vanuit maatschappelijk perspectief dertig procent goedkoper blijken dan individuele all-electric warmtepompen?

De Startanalyse van het Planbureau voor de Leefomgeving, die momenteel geactualiseerd wordt, laat zien dat voor een deel van de gebouwde omgeving collectieve warmte de optie met de laagste nationale kosten is. Het genoemde onderzoek van Berenschot onderstreept dit, en geeft een aanvullende en verdiepende laag in de discussie over de kosten van warmtenetten zoals die de afgelopen maanden heeft plaatsgevonden, niet in de laatste plaats in de Kamer.
Complicerende factor hierbij is dat kosten voor netverzwaring niet enkel toe te rekenen zijn aan de plaatsing van warmtepompen, maar tevens aan bijvoorbeeld elektrisch laden, elektrificatie van bedrijfsprocessen en zon op dak.

Vraag 3

Hoe beoordeelt u in dat licht de conclusie van de gemeente Den Haag van eind 2023 dat collectieve warmtenetten op dat moment niet financieel haalbaar waren? Ziet u hierin een opdracht voor het Rijk om, gezien de maatschappelijke meerkosten, het aanleggen van warmtenetten financieel aantrekkelijker te maken?

In de conclusies die de gemeente Den Haag eind 2023 trok zitten meer elementen dan enkel het punt van de kostenverdeling tussen de verschillende warmtestrategieën. Daar speelden ook de timing en de omvang (tot 70.000 aansluitingen) van de concessie voor marktpartijen in relatie tot de beoogde marktordening uit de Wet collectieve warmte een rol. De risico’s die daar in de huidige situatie bij horen worden daarbij ook ingeprijsd, en hebben dus effect op de financiële haalbaarheid van projecten. Het is dus niet gezegd dat een ander – doelmatig – financieel kader tot een andere uitkomst geleid zou hebben. Het besluit van de gemeente om de voorbereiding van de aanbesteding te stoppen is ook geen besluit om te stoppen met de ontwikkeling van warmtenetten. Het college onderzoekt nu hoe de warmtenetten onder de Wet collectieve warmte (Wcw) alsnog gerealiseerd kunnen worden. Mijn beeld is dat de Wcw, maar ook de Wet gemeentelijke instrumenten warmtetransitie (Wgiw) een positief effect op de haalbaarheid zullen hebben. De rol van het Rijk is het op orde brengen van de randvoorwaarden en flankerend beleid. Naast de genoemde wet- en regelgeving denkt het kabinet daarbij aan financieel instrumentarium zoals de Warmtenetten Investeringssubsidie (WIS) en het faciliteren van de opbouw van publieke realisatiekracht.

Vraag 4

Ziet u noodzaak om het maatschappelijk kostenvoordeel van warmtenetten meer tot uitdrukking te laten komen in de eindverbruikerskosten? Zo ja, op welke manieren wilt u dat bereiken?

Voor een succesvolle warmtetransitie is het nodig dat eindgebruikers en gebouweigenaren voordeel zien in de keuze voor de meest kosteneffectieve warmteoplossing ten opzichte van andere oplossingen. De som van kosten om de warmteoplossing te realiseren zijn daarbij de basis. Hoe deze kosten verdeeld worden door middel van tarieven, belastingen en subsidies, leidt vervolgens tot eindgebruikerskosten. Daarbij spelen twee zaken: allereerst het vraagstuk om de eindgebruikerskosten zo op te bouwen dat de maatschappelijk gezien beste optie ook het meest aantrekkelijk is voor zowel de gebouweigenaar als de gebruiker van het gebouw. En ten tweede, dat het kostenniveau zodanig acceptabel is dat het aantrekkelijk wordt om te kiezen voor de overstap naar een warmtenet in plaats van een andere warmteoplossing. Zo kan op iedere plek de meest doelmatige warmtestrategie worden gevolgd. Dit uitgangspunt is leidend bij de vormgeving van bijvoorbeeld de WIS maar ook eventueel nieuw beleid op dit vlak. Het kabinet bereid een Kamerbrief voor waarin flankerende beleidsopties (in aanvulling op de Wcw) worden verkend om de betaalbaarheid van collectieve warmte te borgen.

Vraag 5

Leidt volgens u de in het ontwerpWet collectieve warmte verankerde kostprijsplusmethode in de praktijk tot een hogere of lagere prijs voor eindgebruikers? Klopt het dat lange tijd gedacht is dat deze methode tot lagere prijzen voor eindgebruikers zou leiden dan nu, maar dat inmiddels bij warmtebedrijven de verwachting is dat de prijzen voor eindgebruikers zullen stijgen?

De overgang van de huidige Niet-Meer-Dan-Anders (NMDA)-methodiek naar kostprijsplusmethode zal bij verschillende eindgebruikers anders uitvallen. Voor veel eindgebruikers zullen de tarieven lager zijn, en voor een substantiële groep eindgebruikers ook niet.
Het doel van kostengebaseerde warmtetarieven is dat de prijs voor de eindgebruiker overeenkomt met de daadwerkelijke efficiënte kosten van de geleverde warmte (inclusief een redelijk rendement) en dat de totstandkoming van de prijs transparant is. De tariefreguleringssystematiek in het wetsontwerp bevat daarnaast efficiëntieprikkels, zodat bedrijven gestimuleerd worden kosten zo laag mogelijk te houden. Inherent aan kostengebaseerde tariefregulering is dat de tarieven per warmtekavel verschillen en dit zal niet voor alle warmteverbruikers tot lagere tarieven leiden. Dit zou namelijk alleen het geval zijn als warmtebedrijven met de huidige NMDA-tarieven overrendementen realiseren op alle warmtenetten.
Uit de rendementsmonitor van de Autoriteit Consument & Markt (ACM) blijkt echter consequent dat er gemiddeld geen sprake is van structurele overrendementen. De verwachting was daarom niet dat prijzen door de invoering van kostengebaseerde tarieven over de hele linie zouden dalen. Mijn voorlopige inschatting is dat de kosten voor 45% à 64% van de eindgebruikers zullen dalen. Deze inschatting is nog zeer indicatief (enkel op basis van data uit 2019, 2020 en 2021 die door de ACM voor andere doeleinden is verzameld).
Om de laatstgenoemde groep te beschermen tegen prijsschokken en (onverwacht) hogere kosten, wordt de kostengebaseerde tariefsystematiek gefaseerd ingevoerd. Dit geeft de ACM meer tijd om tot een nauwkeurige inschatting te komen van effecten van kostengebaseerde tarieven. Om dit te ondersteunen geeft de Wcw de ACM meer bevoegdheden om gegevens van warmtebedrijven te verzamelen. In de eerste fase van de tariefregulering gelden nog de NMDA-tarieven, zodat – op basis van nieuwe data – maatregelen kunnen worden uitgewerkt om eindgebruikers te beschermen tegen excessief hoge kosten (zie tevens het antwoord op vraag 6).

Vraag 6

Wat betekent uw antwoord op vraag 5 concreet voor burgers die sinds kort vastzitten aan een warmtenetproject, zoals in Schiedam Groenoord? Op welke wijze kunt u (kwetsbare) eindgebruikers die bewust hebben gekozen om van aardgas los te komen met de verwachting dat de warmteprijs niet hoger zou worden, tegemoetkomen dan wel voorkomen dat zij in de toekomst worden geconfronteerd met een onverwacht flink hogere energierekening?

Op korte termijn zullen de NDMA-tarieven blijven gelden. Met het wetsvoorstel wet gemeentelijke instrumenten warmtetransitie (Wgiw) zijn er wijzigingen voorgesteld in de Warmtewet waarmee al enkele stappen worden gezet om de warmtetarieven meer gelijk te trekken met de kosten van een gasaansluiting. Hierdoor zal de warmterekening voor bewoners lager uitkomen.
Zoals aangekondigd in het Nader rapport naar aanleiding van het Raad van State-advies over de Wcw, onderzoekt het kabinet tevens of de mogelijkheid kan worden opgenomen om eindgebruikers te beschermen tegen excessief hoge kosten door een tarieflimiet in te voeren in de Wcw middels een nota van wijziging. Met deze tarieflimiet kunnen eindgebruikers indien nodig ook binnen de Wet – en dus zonder flankerende maatregelen – worden beschermd als excessief hoge tarieven zich voordoen na de inwerkingtreding van kostengebaseerde tarieven (fase 2 van de tariefregulering in de Wcw).2 Op verzoek van uw Kamer wordt daarnaast een Kamerbrief voorbereid waarin flankerende beleidsopties (in aanvulling op de Wcw) worden verkend om betaalbaarheid van collectieve warmte te borgen. Hierbij dient ook gekeken te worden naar maatvoering en financiële dekking. Het voornemen is u deze voorafgaand aan de technische briefing voor de WCW toe te sturen.

Vraag 7

Wat verwacht u dat de bijdrage is van de Warmtenet-Investeringssubsidie (WIS) aan een oplossing voor de geschetste problematiek? Op welke wijze zet u deze subsidie in om zoveel mogelijk nieuwe warmtenetaansluitingen te realiseren?

In algemene zin heeft de eerste openstelling laten zien dat de WIS voor warmteprojecten een belangrijke impuls kan geven en realisatie mogelijk kan maken. Het eerder genoemde onderzoek van Berenschot laat dit ook zien. Daarbij is gekozen om bij de eerste openstelling een methode te hanteren die leidt tot een conservatief berekende subsidiehoogte, om het «wie het eerst komt, het eerst maalt»-karakter van de regeling gestand te kunnen doen. Op basis van de eerste openstelling van de WIS zijn er lessen getrokken uit de aanvragen en aanpassingen doorgevoerd, omdat er projecten waren die niet voldoende geholpen werden door de WIS maar evenwel wenselijk zijn om te realiseren. De WIS die per 1 juli 2024 opengesteld is, accommodeert deze kosteneffectieve projecten naar verwachting aanzienlijk beter. Ook is het budget opgehoogd van € 150 miljoen naar € 400 miljoen.
Hiermee is niet gezegd dat elk warmteproject voldoende subsidie kan krijgen om tot een sluitende businesscase te komen: het doel van de WIS is warmtenetten te stimuleren die kosteneffectief zijn, en aangelegd worden op plekken waar dat duidelijk de beste keuze is.

Vraag 8

Bent u bereid om te bezien of u de middelen van de WIS in kunt zetten via een maatwerkaanpak, zoals bij de industrie, door minder vanuit generieke regels te kijken (scherp begrensd per woning en project), maar door te kijken naar wat nodig is om de grote vastgelopen projecten, zoals in Amsterdam, Den Haag en Utrecht, vlot te trekken?

Warmtenetten zijn van belang voor de verduurzaming van stedelijk gebied in heel Nederland. Het heeft mijn sterke voorkeur om via een regeling, zoals de WIS, alle projecten die kosteneffectief zijn te stimuleren. Binnen de WIS was al ruimte voor maatwerk, en met de wijzigingen in 2024 is deze verder vergroot. Dit beperken tot de genoemde gemeenten is onwenselijk, omdat ook in andere steden zoals Arnhem, Groningen, Gorinchem, Den Helder en regio’s als Twente en Drechtsteden collectieve warmteoplossingen de wenselijke warmtestrategie zijn. Die steden en regio’s moeten ook kunnen worden ondersteund. Daarbij is de inschatting dat de aangepaste WIS voor lopende projecten in bijvoorbeeld Amsterdam voldoende is om tot een betaalbare propositie voor eindgebruikers te kunnen komen.

Vraag 9

Bent u bereid om de WIS nog dit jaar te evalueren om te bezien of de regeling inderdaad op de juiste manier in elkaar zit om de warmtetransitie zoveel mogelijk te versnellen?

Lessen leren uit voorgaande openstellingen is altijd een belangrijk uitgangspunt. Op basis van ervaringen van de eerste openstelling zijn daarom ook wijzigingen doorgevoerd voor de nieuwe openstelling van de WIS op 1 juli 2024. De verwachting is dat de doorgevoerde wijzigingen in grote mate tegemoetkomen aan wat het genoemde rapport van Berenschot adresseert.
Ook de komende jaren zullen de signalen vanuit warmtebedrijven, medeoverheden en RVO of veranderende marktomstandigheden kunnen leiden tot wijzigingen. In 2027 wordt de regeling in zijn geheel geëvalueerd.

Vraag 10

Bent u bereid om opties in kaart te brengen hoe de totale maatschappelijke kosten beter kunnen meegewogen in de keuze voor een warmte-oplossing, bijvoorbeeld door advisering door de netbeheerders bij het opstellen van de energieplanologie verplicht te stellen?

De basis onder de lokale warmtetransitie is dat gemeenten in hun Warmteprogramma keuzes maken op basis van de laagste kosten. Daarbij wegen ze eindgebruikerskosten ook mee, en worden netbeheerders betrokken om tot systeemkeuzes te komen. Op grond van deze exercitie wordt steeds duidelijker dat op het vlak van de koppeling tussen de som van de kosten van een warmteoplossing en eindgebruikerskosten verbetering mogelijk is.

Vraag 11

Hoe verhoudt het subsidiebeleid voor individuele warmtepompen zich tot plannen voor de aanleg van warmtenetten? Acht u het noodzakelijk om in het beleid rekening te houden met situaties waarin er al concrete plannen zijn om een wijk op het warmtenet aan te sluiten?

Op dit moment is het primair van belang dat de aanleg van warmtenetten versneld wordt ten opzichte van het huidige tempo. Daartoe moet de propositie in termen van eindgebruikerskosten verbeterd worden. De mate waarin particulieren die een warmtepomp plaatsen de aanleg van een warmtenet belemmeren is nog niet dusdanig dat hiervoor nadere maatregelen nodig zijn. Het is evenwel denkbaar dat dit in de toekomst wel relevant wordt.

Vraag 12

Bent u bereid om te onderzoeken of en zo ja, hoe de kosten van het energiesysteem eerlijker verdeeld zouden kunnen worden, bijvoorbeeld door de infrakosten van warmtenetten (voor een groter deel) te socialiseren of door eindgebruikers van warmtenetten een lager vastrecht te laten betalen voor stroom dan gebruikers met een warmtepomp?

Een eerlijke verdeling van deze kosten is belangrijk voor het draagvlak van de warmtetransitie en heeft daarom zeker de aandacht van het kabinet. Hier wordt via de WIS reeds een belangrijke aanzet toe gegeven: door de infrastructuur met een nationale subsidie te ondersteunen (socialisatie via de rijksbegroting) dalen de vastrechtkosten van gebruikers.
Daarnaast zijn er verschillende onderzoeken opgestart die ingaan op de vragen die hier gesteld worden. Er wordt nu een verkenning uitgevoerd naar beleidsopties om de betaalbaarheid van warmtenetten te verbeteren. Het voornemen is om voor behandeling van de Wcw de Kamer te informeren over de uitkomsten.
De verdeling van de infrakosten komt aan bod in het bij Voorjaarsnota aangekondigde Interdepartmentaal Beleidsonderzoek (IBO) naar de bekostiging van de elektriciteitsinfrastructuur. Het doel van dit onderzoek is om meer inzicht in en grip te krijgen op de omvang van de investeringen in de elektriciteitsinfrastructuur tussen nu en 2040, en de bekostiging en financiering ervan. De oplevering van het IBO wordt in februari 2025 verwacht.
De mogelijkheid van prijsprikkels gebaseerd op netbelasting (onder andere door warmtepompen) maakt onderdeel uit van een breder onderzoek van de netbeheerders naar alternatieve nettarieven voor kleinverbruikers. Dit onderzoek wordt dit najaar verwacht.

Vraag 13

Bent u bereid om te verkennen op welke manier de bereidheid tot investeren in warmtenetten kan worden vergroot en te onderzoeken of de aanpak, zoals die bij wind op zee is toegepast, ook toepasbaar is bij de investeringen in warmtenetten, bijvoorbeeld door als Rijk garanties te bieden en de risico’s voor marktpartijen te verkleinen of door middel van een investeringsfonds het aantrekkelijker te maken voor grote investeerders als pensioenfondsen te investeren in warmtenetten?

Het voorziene wettelijke kader voor warmtenetten beoogt precies dat te brengen. Met de Wcw wordt een kavelsystematiek geïntroduceerd en tariefregulering die zekerheid biedt dat efficiënte kosten terugverdiend kunnen worden. Met de Wgiw kunnen gemeenten het vollooprisico ondervangen, zolang de betaalbaarheid geborgd wordt. Daarnaast werkt het kabinet aan de oprichting van een Waarborgfonds Warmtenetten om risico's op geaggregeerd niveau te delen en zo zekerheden te bieden aan financiers en de kosten voor warmtebedrijven te laten dalen. Tot slot wordt via de WIS bijgedragen aan investeringen in de infrastructuur.

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht «Nieuwe domper Vattenfall: elektrische boiler bij Diemer centrale blijft ongebruikt vanwege hoge netwerkkosten»?1

Ja.

Vraag 2

Klopt het dat het inschakelen van de e-boiler in de centrale in Diemen, die overtollige groene stroom omzet in warmte of opslaat in een warmtebuffer voor latere levering, momenteel niet rendabel is vanwege de hoge netwerkkosten?

Zoals bericht in de brief van 7 juni aan uw Kamer2 stelt Vattenfall inderdaad dat de elektrische boiler niet rendabel kan worden geëxploiteerd door de stijging van de nettarieven sinds de SDE++ subsidiebeschikking was verkregen. Dit zou tot gevolg kunnen hebben dat de installatie weliswaar wordt gerealiseerd, maar vervolgens niet wordt gebruikt. In het antwoord op vragen 4 en 9 ga ik nader in op ontwikkelingen en maatregelen die de business case zouden kunnen verbeteren.

Vraag 3

Klopt het dat de netwerkkosten bij het ontwerp van de e-boiler waren geraamd op 5 miljoen euro per jaar, maar nu uitkomen op 22 miljoen euro? Hoe kunnen de netwerkkosten in relatief korte tijd zo sterk zijn opgelopen?

De gestegen netwerkkosten komen voor het grootste deel (circa 90%) door, als gevolg van de Oekraïne-oorlog, gestegen energieprijzen en daarmee de hogere inkoopkosten voor energie en vermogen3 in de jaren 2021 en 2022, die in de jaren 2023 en 2024 in de tarieven zijn verwerkt. Daarnaast wordt een klein deel van de gestegen kosten veroorzaakt door investeringen en onderhoud.

Vraag 4

Verwacht u dat de in Diemen gerealiseerde elektrische boiler in een later stadium wel rendabel zal zijn en gebruikt kan worden om flexibel in te kunnen springen op het variabele aanbod van duurzame stroom uit zon en wind? Wat is ervoor nodig om dat mogelijk te maken?

Of deze specifieke elektrische boiler rendabel zal zijn hangt af van verschillende factoren zoals de ontwikkeling van de elektriciteitsprijzen en netwerkkosten, beschikbare subsidies (zoals de SDE++) en geldende belastingen, alsmede van de kosten om dezelfde warmte op andere wijze op te wekken. De nettarieven van TenneT dalen in 2025 en 2026 naar verwachting licht4, maar zullen niet dalen naar het niveau van voor 2022 en in algemene zin conform de recente middellange termijn voorspelling van de netwerkkosten, de komende tien jaar behoorlijk stijgen. Wel komen er steeds meer mogelijkheden om kosten te drukken met behulp van flexibiliteit. Voor mogelijke oplossingsrichtingen die de business case kunnen verbeteren verwijs ik naar het antwoord op vraag 9.

Vraag 5

Welke hoeveelheid aan aardgas zou met de e-boiler bij de centrale in Diemen op jaarbasis kunnen worden bespaard als deze wel wordt gebruikt en wat betekent dat in termen van CO2-uitstoot?

Dit betreft zo’n 30 tot 35 miljoen m3 bespaard aardgas en daarmee ruim 67 kiloton niet-uitgestoten CO2 per jaar bij maximale productie zoals beschikt in de subsidiebeschikking van de SDE++5. De inzet van een e-boiler zal uiteindelijk afhankelijk zijn van de beschikbaarheid van voldoende hernieuwbare elektriciteit (zon/wind). Afhankelijk van de ontwikkeling hiervan kan de besparing op aardgas en de reductie van CO2 zowel hoger als lager uitvallen.

Vraag 6

Welke bijdrage kan deze e-boiler, door snel op en afregelen, leveren aan de stabiliteit van het net en op welke wijze wordt die bijdrage beloond?

Deze e-boiler kan, net als andere stuurbare flexibele installaties, bijdragen aan balans op het elektriciteitsnet. Vooral op momenten dat er veel aanbod is van elektriciteit uit wind en zon – en de elektriciteitsprijzen daardoor laag zijn – kan de e-boiler warmte opwekken uit die elektriciteit en tijdelijk opslaan. De beloning bestaat uit het verschil tussen minder inzet van duurder aardgas en ETS-rechten voor warmte, en de waarde van elektriciteit op dat moment. De elektriciteit kan ge- en verkocht worden op één van de termijnmarkten voor elektriciteit, zoals de day-ahead- en intradaymarkt, of ingezet worden op de balanceringsmarkten van TenneT. Een bedrijf als Vattenfall zal het geheel van zijn portfolio (aan bijvoorbeeld opwek uit wind, verkoop aan klanten en de e-boiler) optimaliseren om zo de juiste hoeveelheid elektriciteit tegen de laagste kosten te leveren.

Vraag 7

Hoeveel andere flexibele installaties zijn er momenteel in Nederland waarmee, net als de e-boiler in Diemen, flexibel om kan worden gegaan met het variabele aanbod van duurzame elektriciteit en waarmee voorkomen kan worden dat installaties die zon- of windenenergie produceren moeten worden afgeschakeld?

Elk huishouden kan flexibel omgaan met het variabele aanbod van duurzame elektriciteit door bijvoorbeeld een vaatwasser, wasmachine of droger aan te zetten op momenten met veel zon of wind, of op dat moment een elektrische auto te laden. Grootschalige batterijen, e-boilers, elektrolyzers en de elektriciteitsvraag van grote industrieën kunnen op grote schaal inspelen op de elektriciteitsprijs en daarmee op de beschikbare elektriciteit uit wind en zon. In de monitor leveringszekerheid 2024 van TenneT6 is vermeld (blz. 24) hoeveel en welke vormen van flexibel vermogen in de periode tot 2033 worden verwacht. Het precieze aantal individuele installaties is mij op dit moment niet bekend. In de brief aan uw Kamer van 18 september 20237 (Kamerstuk 29 023, nr. 447) heeft de Minister voor Klimaat en Energie aangegeven dat in een toekomstig CO2-vrij elektriciteitssysteem er ongeveer 1.000 uur in een jaar zullen zijn, waarin het aanbod van elektriciteit uit wind en zon zo groot is, dat het aanbod van stroom de vraag overtreft. Een deel van de windmolens of zonnepanelen schakelt dan af en de groothandelsprijs daalt naar € 0/MWh.

Vraag 8

In hoeverre staan de hoge netwerkkosten de realisatie en/of exploitatie van andere flexibele installaties die bij kunnen dragen aan de energietransitie in de weg?

De netwerktarieven zijn gestegen en hebben daardoor een relatief groter aandeel in de kostenbasis van de exploitatie van een flexibele asset. Investeren in flexibele installaties of andere vormen van verduurzaming, is daarmee uitdagender. Naast netwerkkosten zijn ook de kosten voor de inkoop van elektriciteit, belastingen op het gebruik van elektriciteit van belang. Hierdoor komt het voor dat bedrijven besluiten niet te investeren in een flexibele asset, of deze (tijdelijk) van de markt te halen. Via de nettarieven worden onder meer de noodzakelijke investeringen in het elektriciteitsnet bekostigd, die van groot belang zijn voor de voortgang van de energietransitie en andere maatschappelijke ontwikkelingen zoals woningbouw en mobiliteit. Het is de exclusieve bevoegdheid van de ACM om te bepalen hoe deze kosten van de netbeheerders worden verdisconteerd in de netwerktarieven. Op dit moment loopt een Interdepartementaal Beleidsonderzoek (IBO) bekostiging elektriciteitsinfrastructuur dat naar verwachting in het eerste kwartaal van 2025 wordt afgerond. Dit IBO is erop gericht om meer inzicht in en grip te krijgen op de omvang van de investeringen in de elektriciteitsinfrastructuur tussen nu en 2040, en de bekostiging en financiering ervan, zowel vanuit nationaal als Europees perspectief. Als onderdeel van dit IBO wordt ook gekeken naar het effect van de investeringen op de nettarieven voor onder meer bedrijven.

Vraag 9

Kunt u reageren op de haalbaarheid, wenselijkheid en de termijn waarop dit mogelijk is van de volgende mogelijke oplossingsrichtingen om het gebruik en de realisatie van flexibele installaties, zoals de e-boiler in Diemen, mogelijk te maken:

Ik verken momenteel de mogelijkheden voor een categorie in de SDE++ waarin alleen de operationele kosten van een e-boiler worden vergoed. Hiervoor zouden dan ook projecten in aanmerking kunnen komen waarbij de investering in de e-boiler al is gedaan, maar deze niet wordt ingezet vanwege te hoge operationele kosten. Er zijn ook beschikkingen verstrekt voor exploitatiesubsidies voor andere e-boliers dan de in deze vragen genoemde e-boiler. Mijn ambtsvoorganger heeft het Planbureau voor de Leefomgeving (PBL) gevraagd advies uit te brengen over een dergelijke categorie van operationele kosten in het kader van de SDE++ in 2025. Dit advies en mijn reactie daarop volgen in het eerste kwartaal van 2025. Als deze uitvraag aan het PBL zou leiden tot een concreet advies voor een nieuwe categorie, dan past de openstelling voor de vergoeding van operationele kosten niet binnen de huidige staatssteungoedkeuring voor de SDE++ en is deze openstelling onder voorbehoud van goedkeuring van de Europese Commissie.
Daarnaast zijn binnen het Landelijk Actieprogramma Netcongestie (LAN) verschillende soorten nieuwe contracten en tarieven ontwikkeld die enerzijds bijdragen aan het creëren van ruimte op het net voor partijen in de wachtrij en anderzijds kostenbesparingen kunnen genereren voor flexibele assets die daarmee mogelijk eerder rendabel worden:
Deze wijzigingen zal de ACM op korte termijn vaststellen. Parallel wordt gewerkt aan implementatie door de netbeheerders van de nieuwe contractvormen.