Vraag 1

Is er een landelijk beleid ten aanzien van het belastingregime voor lokale energie coöperaties? Is hierbij gekeken naar mogelijke fiscale obstakels voor lokale energieopwekking?

In de visie lokale energie, die het kabinet in november 2013 naar de Kamer heeft gestuurd, wordt het beleid voor lokale energie uiteengezet (Kamerstukken II, 2013–2014, 30 196, nr. 222). Naast innovatie en regulering is ook financiële stimulering daar een onderdeel van. Deze financiële stimulering is fiscaal vormgegeven door het verlaagde tarief in de energiebelasting voor lokale energie. Er is met andere woorden sprake van een fiscale stimulans en niet van een fiscaal obstakel.

Vraag 2

Klopt het dat lokale energie coöperaties die ten behoeve van inwoners in een postcoderoos duurzame energie gaan opwekken, worden aangemerkt als BTW-plichtige organisaties? Klopt het dat deze coöperaties BTW gaan afdragen over inkomsten uit de opgewekte stroom die aan een energieleverancier ten behoeve van de leden wordt verkocht?

Het klopt dat lokale energie coöperaties die duurzame energie gaan opwekken en vervolgens tegen vergoeding leveren aan derden (zoals energieleveranciers), worden aangemerkt als btw-plichtige organisaties. Deze organisaties zijn dan btw verschuldigd over de vergoeding die zij ontvangen voor de levering van de energie.

Vraag 3

Indien een coöperatie de opgewekte energie om niet levert aan het energiebedrijf en dit bedrijf de stroom om niet doorlevert aan de leden, over welk bedrag is dan BTW verschuldigd en wat zijn de maatstaven die de Belastingdienst hanteert bij het beoordelen van deze constructie?

Deze gevallen zijn mij niet bekend. Als deze gevallen worden voorgelegd aan de Belastingdienst, zal de inspecteur aan de hand van alle feiten en omstandigheden beoordelen of sprake is van een ondernemer met btw-verplichtingen. Het om niet presteren betekent nog niet dat geen sprake is van btw-ondernemerschap, omdat naast een vergoeding in geld de tegenprestatie voor de levering van stroom ook in een andere vorm kan worden ontvangen. Bijvoorbeeld in de vorm van een recht op gratis levering van stroom door een energiebedrijf aan de leden van de cooperatie. Wanneer de cooperatie alleen om niet prestaties verricht, is geen sprake van btw-ondernemerschap en heeft de cooperatie ook geen recht op aftrek voor investeringen.

Vraag 4

Kan in algemene zin worden aangegeven over welke overige inkomsten (anders dan uit de verkoop van energie) een energie coöperatie BTW afdracht verschuldigd is? Is BTW verschuldigd over contributie en andere bijdragen van leden die er op gericht zijn om het functioneren van de coöperatie te bevorderen? Waar hangt het vanaf of coöperaties over ledenbijdragen BTW verschuldigd zijn en deelt u de mening dat het ongewenst is dat wijkenergiecoöperaties BTW moeten gaan rekenen als ze administratieve diensten leveren voor bewoners om het meedoen aan de coöperatie zo laagdrempelig mogelijk te houden?

Ledenbijdragen zijn voor de btw-heffing alleen belast als de bijdrage wordt betaald aan een coöperatie die ondernemer is voor de btw en tegenover die bijdrage een wederprestatie plaatsvindt. Dit zal aan de hand van feiten en omstandigheden moeten worden beoordeeld. In algemene zin zullen contributies en ledenbijdragen aan een coöperatie waar tegenover een recht op stroom bestaat belast zijn met btw.

Vraag 5

Kunt u bevestigen dat de regeling zo is opgezet dat in de praktijk geen barrières ontstaan voor deelname van mensen die niet over voldoende (eigen) middelen beschikken om tevoren geld in te leggen of die niet in aanmerking komen voor een geldlening, terwijl zij wel trouw hun energienota betalen (bijvoorbeeld ouderen of mensen met een onzekere inkomenssituatie)? Kan een lokale energie coöperatie ten behoeve van deze mensen zelf een lening afsluiten en hen van aandelen voorzien volgens een tevoren vastgestelde verdeelsleutel? Indien dit het geval is, kunnen deze leden de over deze aandelen te ontvangen korting energiebelasting en niet verschuldigde BTW a 9 ct/kWh (doen) afdragen aan de coöperatie ten behoeve van de afbetaling van schulden en rente zonder dat de coöperatie over deze inkomsten vervolgens BTW moet afdragen aan de fiscus?

De wet stelt geen eisen ten aanzien van deelname van mensen. Ook niet ten aanzien van de hoogte van de inleg en/of de periodieke lidmaatschapsbijdrage. Het lidmaatschap van de coöperatie is voldoende. Welke verplichtingen en eisen aan het lidmaatschap verbonden zijn, bepaalt de coöperatie zelf. Een coöperatie kan een lening afsluiten ten behoeve van haar leden en kan zelf de verdeling van de opgewekte elektriciteit over haar leden bepalen. Ook de afspraken over de lidmaatschapsbijdrage is aan de coöperatie zelf om te bepalen. De wet stelt hieraan geen eisen en werpt geen belemmeringen op. De beoordeling of tegenover de betaling van gelden aan een lokale energie coöperatie wel of geen btw verschuldigd is, moet van geval tot geval worden beoordeeld op basis van het hiervoor geschetste juridische kader.

Vraag 6

Bent u er mee bekend dat de business case voor lokale opwekking door energie coöperaties onder zware druk kan komen te staan door hoge netwerkkosten? Klopt het dat bijvoorbeeld bij productie van > 300.000 kWh / jaar een grootverbruikersaansluiting nodig is waardoor de coöperatie (hoge) eenmalige kosten verschuldigd is (circa 27.000 euro) plus terugkerende kosten voor aansluitdienst en meetdienst van circa 1.058 euro/maand en klopt het dat dit regime enig bedrijfsmodel voor een energiecoöperatie onmogelijk maakt, doordat de jaarlijkse inkomsten van de coöperatie uit de verkoop van de zelf geproduceerde 300.000 kWh (bij een marktprijs van bijvoorbeeld 4 ct/kWh) even hoog zijn als de verschuldigde maandelijkse kosten voor aansluitdienst en meetdienst?

De business case voor lokale energie wordt bepaald door alle kosten en opbrengsten van een project. De aansluitkosten zijn onderdeel van de totale kosten, maar zijn beperkt in omvang in vergelijking met bijvoorbeeld de kosten van de productie-installatie zelf. Het is dus niet zo dat enkel door de aansluitkosten de business case onder druk kan komen te staan. Daarnaast bestaan de opbrengsten niet alleen uit de verkregen marktprijs voor de elektriciteit, maar ook uit het voordeel van het verlaagde tarief in de energiebelasting (9 cent/kWh).
Een harde relatie tussen het aantal geproduceerde kWh per jaar en de omvang van de aansluiting is niet te leggen. Voor de omvang van de aansluiting is namelijk bepalend wat de maximale productie van de installatie is op het moment dat de zon optimaal schijnt.
Globaal genomen is waarschijnlijk voor een jaaropbrengst van circa 300.000 kWh wel een grootverbruikers aansluiting nodig. De genoemde bedragen komen echter niet overeen met de tarieven die door de netbeheerders gehanteerd worden.
Bijvoorbeeld voor de grootste aansluiting op het laagspanningsnet (circa 1.000.000 kWh per jaar) zijn de eenmalige aansluitkosten circa € 5.000,–. Hierbij wordt uitgegaan van een standaardafstand van maximaal 25 meter tot het punt op het net waar op wordt aangesloten. Niet altijd is een aansluitpunt op het net beschikbaar binnen 25 meter. Dan moet voor de meerlengte extra worden betaald. In bepaalde, uitzonderlijke, situaties zouden de eenmalige kosten van de aansluiting dus op kunnen lopen tot het in de vraag genoemde bedrag.
De periodieke aansluitvergoeding van de grootste laagspanningsaansluiting bedraagt circa € 12,– per maand. Daar komen de maandelijkse kosten voor de meetdiensten bij. De meetdienst voor grootverbruikers is geen gereguleerde markt, dus zijn geen precieze gegevens beschikbaar. Netbeheerders mogen de meetdienst ook aanbieden en dan kost dat ongeveer € 50 per maand. De maandelijkse kosten liggen dus aanzienlijk lager dan het in de vraag genoemde bedrag.

Vraag 7

Bestaat er voor dit probleem een oplossing binnen de huidige wettelijke kaders? Kan ínvoeding op de bestaande aansluiting een oplossing zijn, indien hiermee voldaan wordt aan de eisen die de wet en uitvoeringsregeling stellen, te weten een gecertificeerde productiemeter en een eancode? Indien u geen oplossing ziet, deelt u dan de mening dat het wettelijk kader waarmee de netwerkbedrijven werken de doelstellingen van het nu ingezette beleid voor verruiming van lokale energieopwekking in de weg staat en bent u dan bereid te werken aan (tijdelijke) oplossingen die de netwerkbedrijven kunnen aanbieden aan lokale energiecoöperaties?

Zoals in het antwoord op vraag 6 aangegeven, kan het nooit zo zijn dat enkel door de aansluitkosten de business case onder druk komt te staan. In situaties waarin een grote aansluiting nodig is en geen net (met voldoende capaciteit) dicht in de buurt is gelegen, kan het zijn dat met de aansluiting eenmalig hoge kosten zijn gemoeid. Deze kosten zijn niet te vermijden, omdat het nu eenmaal duur is lange aansluitkabels aan te leggen. Daarbij maakt het geen verschil of het gaat om een energiecentrale, een verbruiker of in dit geval een decentraal initiatief. Uit het Europese kostenveroorzakingsbeginsel volgt dat de kosten in rekening worden gebracht bij degene die om de aansluiting heeft verzocht. Dat is ook wenselijk, omdat degene die om een aansluiting verzoekt dan ook de prikkel heeft bij het kiezen van een locatie rekening te houden met de kosten van een netaansluiting.
Vanuit de Wet belastingen op milieugrondslag en de uitvoeringsregeling worden geen specifieke eisen aan de aansluiting van de productie-installatie gesteld. Wel dient er om voor het verlaagde tarief in aanmerking te komen een contract voor levering met een energieleverancier met een leveringsvergunning te zijn. Om elektriciteit te kunnen leveren aan een energieleverancier dient de coöperatie of V.v.E. over een eigen aansluiting te beschikken. Dit kan dus ook een bestaande aansluiting zijn. Het is niet mogelijk om andermans aansluiting, bijvoorbeeld die van de eigenaar van het pand, te gebruiken omdat alleen de eigenaar van de aansluiting elektriciteit kan leveren via die aansluiting. Dit betekent dat de coöperatie dan de elektriciteit levert aan de eigenaar van het pand en niet aan een energieleverancier.
Ik ben dan ook van mening dat het wettelijk kader geen belemmering vormt voor lokale energieopwekking.

Vraag 8

Wat is indicatief de terugverdientijd van een wijkenergie coöperatie uitgaande van het verlaagde tarief in de energiebelasting?

Er is geen indicatieve terugverdientijd voor een installatie van een coöperatie die gebruik kan maken van het verlaagde energiebelastingtarief. De terugverdientijd is onder andere afhankelijk van de specifieke locatie, de gekozen techniek, de omvang van het project en de specifieke eisen van de coöperatie zelf (bijvoorbeeld ten aanzien van financieel rendement).
Bij het vormgeven van het verlaagde tarief is de terugverdientijd ook geen uitgangspunt geweest. De korting die wordt gegeven met het verlaagde energiebelastingtarief is gebaseerd op een kosteneffectief stimuleringsniveau voor duurzame elektriciteit plus een waardering voor de lokale duurzame opwekking van duurzame energie.
Overigens is de hoogte van de korting uitvoerig besproken in het kader van de onderhandelingen van het energieakkoord en in deze onderhandelingen hebben de vertegenwoordigers van lokale energie-initiatieven aangegeven dat de korting voldoende is voor de realisatie van projecten.

Vraag 9

Klopt het dat de terugverdientijd langer is dan de nu via het amendement van het lid Van Ojik (Kamerstuk 33 752, nr. 23) vastgestelde periode van 10 jaar waarvoor investeringszekerheid wordt geboden? Bent u bereid deze garantieperiode voor de verlaagde energiebelasting te verlengen?

Zoals aangegeven in het antwoord bij vraag 8 zal de terugverdientijd per project verschillen. In het algemeen kan worden aangenomen dat de terugverdientijd langer zal zijn dan 10 jaar. De inkomsten van een project bestaan overigens niet alleen uit het fiscale voordeel, maar ook uit de opbrengst van de opgewekte elektriciteit.
Ik ben niet bereid de periode van 10 jaar te verlengen. De periode van 10 jaar is in de wet gekomen op verzoek van uw Kamer. Het kabinet heeft destijds al aangegeven dat een overgangsregeling pas gaat spelen als de regeling zou worden afgeschaft of als het kortingstarief naar beneden wordt bijgesteld en dat op dat moment pas goed kan worden vastgesteld wat een passende overgangsregeling is. Daarom vindt en vond het kabinet het niet wenselijk om bij voorbaat een periode in de wet op te nemen, omdat, zoals u in uw vraag ook aangeeft, hiermee de mogelijkheden van een passende overgangsregeling onnodig worden beperkt. Echter, uw Kamer heeft voor deze beperking gekozen.

Vraag 10

Klopt het dat de korting op de energiebelasting vervalt wanneer een bewoner in een jaar onverhoopt minder energie verbruikt dan het aantal kilowatturen dat zijn aandeel panelen in de wijkenergie coöperatie oplevert? Zo ja, deelt u de mening dat dit energiebesparing ontmoedigd?

Dit is onjuist. Voor het verlaagde tarief gaat het niet om het aandeel in de panelen, maar om de elektriciteit die de coöperatie aan het lid toerekent. De coöperatie kan ervoor kiezen om niet meer elektriciteit toe te rekenen aan een lid dan wat het lid daadwerkelijk verbruikt. Daarbij vervalt de korting niet als de daadwerkelijk verbruikte hoeveelheid minder is dan wat door de coöperatie wordt toegerekend. De korting blijft dan van toepassing op de daadwerkelijk verbruikte hoeveelheid.
Ik ben dan ook niet van mening dat het verlaagde tarief energiebesparing ontmoedigt. Integendeel, bij burgers die zelf energie gaan opwekken, zal het energiebewustzijn toenemen, waardoor ook meer aandacht zal zijn voor energiebesparing.

Vraag 11

Klopt het dat initiatiefnemers, om te voorkomen dat deelnemers hun korting mislopen, hierdoor altijd moeten zorgen dat er ruim meer deelnemende huishoudens moeten zijn dan de hoeveelheid stroom die wordt geproduceerd?

Het is voor coöperaties verstandig erop te letten dat het totale verbruik van de leden ruim hoger is dan de hoeveelheid elektriciteit die de coöperatie produceert. Hierdoor kunnen zij ervoor zorgen dat de leden maximaal kunnen profiteren van het verlaagde tarief.

Vraag 12

Hoe moet een bewoner die structureel minder energie gaat verbruiken, bijvoorbeeld omdat de kinderen het huis uit zijn, regelen dat hij in aanmerking blijft komen voor de korting op de energiebelasting? Moeten er dan binnen de coöperatie aandelen in de zonnepanelen worden verkocht c.q. hiervoor nieuwe leden van de coöperatie worden geworven?

De coöperatie is er vrij in om te regelen hoe de opgewekte hoeveelheid aan de leden wordt toegerekend. Het is dan ook toegestaan dit zó te regelen, dat minder elektriciteit wordt toegerekend aan leden die door gewijzigde omstandigheden structureel minder energie gaan verbruiken.

Vraag 13

Waarom is er niet voor gekozen om de korting op de energiebelasting op coöperatie niveau te verrekenen op basis van de totale energieproductie van de coöperatie?

Het kenmerk van lokale energie is dat burgers het gebruik van energie combineren met het zelf opwekken van energie in hun nabijheid. De voordelen van lokale energie, vergroten van energiebewustwording en draagvlak voor duurzame energie, komen ook tot uiting bij de burger. De betrokkenheid van de burger staat dan ook centraal bij lokale energie en daarom is de stimulering ook specifiek gericht op de burger, waar opwek en gebruik van energie samenkomen, in plaats van op de coöperatie waar enkel de productie van energie plaatsvindt. Voor de stimulering van enkel productie van duurzame energie is er de SDE+ regeling.
Daarbij zou het verrekenen van de korting op de energiebelasting op coöperatieniveau erop neerkomen dat de Belastingdienst een productiesubsidie aan coöperaties zou verstrekken.
Dat is naar de mening van het kabinet geen taak voor de Belastingdienst en zou de uitvoeringskosten bovendien aanmerkelijk verhogen. Daarbij heeft dit kabinet de SDE+ regeling om de productie van duurzame energie te stimuleren.

Vraag 14

Kan de groeifaciliteit ook voor wijkenergiecoöperaties worden benut?

De groeifaciliteit is een garantieregeling op grond waarvan de overheid garanties verleent aan financiers voor het verstrekken van risicodragend vermogen aan ondernemers. Wijkenergiecoöperaties die ondernemers zijn, kunnen de groeifaciliteit benutten.

Vraag 15

Wat betekent de BTW-plicht voor zelf (achter de meter) opgewekte hernieuwbare elektriciteit voor een situatie wanneer kleinverbruikersaansluitingen over zouden gaan tot elektriciteitsopslag achter de meter, bijvoorbeeld wanneer de kosten hiervan zouden dalen?

Voor de btw-plicht zou elektriciteitsopslag achter de meter kunnen meebrengen dat er geen sprake meer is van btw-ondernemerschap voor die particulieren, omdat door deze particuliere zonnepaneleneigenaren geen stroom tegen vergoeding aan een energieleverancier wordt geleverd.

Vraag 1

U zegt in uw antwoord van 9 december 2013 dat de innovatiesubsidies worden verstrekt aan degenen die het initiatief tot het bouwen van dit park hebben genomen; kunt u aantonen, bijvoorbeeld aan de hand van opdrachtbevestigingen voor de bouw, dat de technische en financiële onzekerheden bij de bouw inderdaad voor rekening komen van de initiatiefnemers en niet voor rekening van de leverancier(s) van de turbines?1

Leveranciers zullen risico’s die zij lopen altijd doorberekenen in de prijzen. Op die manier komt de rekening altijd bij de projectontwikkelaar/initiatiefnemer terecht.

Vraag 2

De SDE+ subsidie vult de marktprijs aan tot aan de door de ondernemers aangegeven kostprijs; hoe hoog was die kostprijs per kilowattuur waarop de SDE+ is gebaseerd en wat is de werkelijke kostprijs, nu gebleken is dat de SDE+ subsidie onvoldoende was?

Hierover is uw Kamer geïnformeerd bij brief inzake windpark Noordoostpolder van 17 november 2009 (31 239, nr. 75). Er is overigens geen sprake van SDE+ subsidie, maar de SDE subsidie zoals deze in 2009 gold.

Vraag 3

In uw beantwoording van de vorige vragen geeft u aan dat de innovatiesubsidie van € 24 mln. voor de grote binnendijkse turbines nodig was voor locatie specifieke zaken zoals de fundering; bevestigt u daarmee dat de bouw van deze grote turbines niets nieuws is, omdat zij al eerder op andere plekken zijn gebouwd?

Op het moment van subsidieverlening waren molens van 6 – 8 MW nog niet of nauwelijks gebouwd en al helemaal niet in zulke grote aantallen. Bovendien is de bouw op deze locatie ingewikkeld in verband met de nabijheid van de IJsselmeerdijk en ook het natura2000 gebied, waarmee rekening moet worden gehouden.
De investeringssubsidie is goedgekeurd door de Europese Commissie, die er op toe ziet dat niet teveel subsidie wordt uitgekeerd. Na de bouw zal nog een Milieusteunkader toetsing plaatsvinden op basis waarvan nogmaals bekeken wordt of er niet teveel subsidie is betaald.

Vraag 4

Kunt u bevestigen dat locatie specifieke zaken overal en altijd verschillend zijn en derhalve geen aanleiding behoren te zijn tot het toekennen van een innovatiesubsidie?

De SDE+ is geen innovatiesubsidie. Er wordt echter wel vanuit gemeenten, provincies en projectontwikkelaars gepleit om in de SDE+ meer rekening te houden met locatiespecifieke omstandigheden. Niet voor niets is de categorie «wind in meer» in de SDE+ opgenomen en wordt nu gestudeerd op de mogelijkheid van een categorie «wind op dijken».
Ten algemene ben ik het er niet mee eens dat locatiespecifieke factoren geen rol zouden kunnen spelen bij innovatiesubsidies. Het kan juist innovatief zijn om technologieën toe te passen op plaatsen waar dat niet eerder gebeurd is. Denk aan energieproductie ver uit de kust (niet alleen wind op zee maar ook bijvoorbeeld olie- en gaswinning op grote diepten), nieuwe toepassingen van zonne-energie op gebouwen, zeer diepe geothermie etcetera. Ook op andere manieren kunnen locatieafwegingen een rol spelen bij subsidieverstrekking. Denk bijvoorbeeld aan de regionale steunkaart, waarmee economische ontwikkeling en bedrijvigheid in achtergebleven regio's gestimuleerd kunnen worden.

Vraag 5

De locaties voor de molens in het IJsselmeer liggen volgens de Milieueffectrapportage (MER) op ca. 4 meter waterdiepte, veel minder diep dan die in de Noordzee en bovendien ook veel dichter bij de kust; kunt u aangeven waaruit de extra problemen bestaan die na de ervaringen met de bouw op de Noordzee per molen 1,9 mln. euro innovatiesubsidie noodzakelijk maken?

Hierover heb ik u al geantwoord op 24 januari 2014 (Aanhangsel Handelingen, vergaderjaar 2013–2014, nr. 1033)
naar aanleiding van uw vragen op 24 december 2013. Zie daarvoor het antwoord onder 2 en 4.

Vraag 6

Kunt u aangeven wat de kosten zijn van het trafostation en van de hoogspanningskabel die speciaal voor het windpark worden gebouwd? Zo nee, bent u bereid dit te onderzoeken?

Zoals al eerder aangegeven in mijn antwoorden op 24 januari 2014 (Aanhangsel Handelingen, vergaderjaar 2013–2014, nr. 1033) worden deze zaken niet speciaal voor het windpark aangelegd.

Vraag 1

Herinnert u zich uw antwoord, tijdens een Algemeen overleg1, op de vraag of de kosten voor het ondergronds brengen van hoogspanningsleidingen en de uitkoop van woningen onder bovengrondse hoogspanningsleidingen mogen worden gesocialiseerd via de nettarieven: «(...) TenneT mag niet zomaar alles doorrekenen aan de afnemers van elektriciteit. Daar is Europese regelgeving voor. Daarin is vastgelegd dat netbeheerders alleen die kosten aan de gebruikers mogen doorrekenen, die doelmatig zijn. Doelmatige kosten zijn kosten die je moet maken om de zekerheid van het netwerk te waarborgen en je aan de normen te houden.»?

Ja.

Vraag 2

Heeft u kennisgenomen van de reactie van de Europese Commissie (EC) op een vraag2 van een bewonersorganisatie naar de door haar hanteerde criteria voor het vaststellen van de doelmatigheid van investeringen in netwerken, waarbij de EC letterlijk stelt: «Even if Directive 2009/72/EC lays down certain general criteria as to tariff setting, on tariffs for investments, it specifically designates the national regulatory authority as the entity that sets these tariffs or, at least, decides the methodology by which they are set. Please see in this regard in particular Article 37(1)(a) of Directive 2009/72/EC. Consequently, the Commission does normally not intervene in such issues as to whether the types of costs you identify should or should not be taken into account when setting transmission tariffs. I therefore suggest that you contact the Dutch regulatory authority in this matter as it is this entity that is responsible for setting tariffs or approving their methodology.»?

Ja.

Vraag 3

Hoe valt uw antwoord tijdens het genoemde Algemeen overleg te rijmen met het antwoord van de EC?

Er zit geen licht tussen het antwoord van de Europese Commissie en mijn eerdere antwoord tijdens het debat. De Europese Commissie verwijst uitdrukkelijk naar de nationale regulerende instantie. In Nederland is dit de ACM. Het antwoord dat ik u eerder gaf tijdens het debat, was mede gebaseerd op de lezing van de ACM. De ACM deelde mijn analyse toen en staat hier ook na lezing van de reactie van de Europese Commissie nog volledig achter. De ACM is verantwoordelijk voor het vaststellen van de transporttarieven. Hierbij gelden enkele Europese randvoorwaarden, waarmee de ACM rekening moet houden bij de vaststelling van de transporttarieven.
Tijdens het debat hebben we van gedachten gewisseld over de mogelijkheid om TenneT de kosten voor uitkoop in rekening te laten brengen bij afnemers via de transporttarieven. Ik heb toen uiteengezet dat een van die Europese randvoorwaarden voor vaststelling van de tarieven is dat de kosten die een netbeheerder aan gebruikers doorberekent, doelmatig zijn. In het geval van bestaande situaties van hoogspanningsverbindingen worden geen normen overtreden. Daarnaast heb ik erop gewezen dat het uitkopen van de betreffende woningen niet nodig is om de leveringszekerheid te garanderen. Er valt dan ook sterk te betwijfelen of de kosten die door uitkoop in bestaande situaties ontstaan als doelmatig zijn te kwalificeren.
Het bericht van de Europese Commissie doet aan het bovenstaande niets af. Het klopt dat de Europese Commissie normaal gesproken niet intervenieert in het type kosten dat in de tarieven wordt verwerkt. Echter, dat wil niet zeggen dat de Commissie dat niet zal doen op het moment dat kosten in de tarieven worden verwerkt, die hier als gevolg van de Europese regels niet in thuishoren. Bovendien is de kans groot dat gebruikers van elektriciteit in bezwaar zouden gaan tegen het verwerken van kosten in tarieven die daar op grond van geldende (Europese) regelgeving niet in mogen worden opgenomen. Ik acht het risico reëel dat de rechter dit bezwaar gegrond acht.
Los van de Europese dimensie speelt bij de gekozen vormgeving voor uitkoop ook een nationale beleidswens een belangrijke rol. Het kabinet wil een structurele oplossing, waarbij de woonbestemming na uitkoop wordt verwijderd en de woning bij voorkeur wordt gesloopt. Voor deze structurele oplossing moet de verantwoordelijkheid worden gelegd waar die hoort: bij gemeenten. De gemeente moet lokaal de afweging maken of uitkoop met bijbehorende sloop of herbestemming en aanpassing van het bestemmingsplan wenselijk is. Tennet kan deze structurele oplossing niet realiseren en de taak bij Tennet leggen ligt vanuit deze optiek sowieso niet voor de hand.

Vraag 4

Ziet u, nu gebleken is dat de EC de lidstaten vrij laat om de kosten voor investeringen in milieu-/gezondheidsaspecten van hoogspanningstracées in de nettarieven te verwerken, aanleiding om terug te komen op uw oorspronkelijke voorstel voor de verdeling van kosten tussen Rijk, gemeenten en afnemers (via de nettarieven)? Zo ja, op welke termijn kan de Kamer een aangepast voorstel tegemoet zien? Zo nee, kunt u uw antwoord motiveren?

Ik zie hiervoor geen aanleiding en verwijs voor de motivering naar mijn antwoord op vraag 3. Het kabinet heeft gekozen voor een afgewogen verdeling, waarbij alle betrokken partijen bijdragen aan een deel van de kosten: afnemers en bedrijven betalen 75% van de verkabelingskosten via de transporttarieven, gemeenten betalen de resterende 25% van de verkabelingskosten en het Rijk dekt de kosten voor uitkoop.

Vraag 1

Wat is uw reactie op het bericht «Bouw windmolens kost 6.000 banen»?1 Deelt u deze conclusies van het onderzoeksbureau? Zo nee, waarom niet?

Zoals ik reeds heb aangegeven in de beantwoording van eerdere vragen omtrent dit onderwerp (2013Z25345), laat een eerste onderzoek in het kader van de haalbaarheidsstudie windenergie in de 12-mijlszone een negatief effect zien op de beleving en de bezoekintenties voor de verschillende locaties. De percentages die uit dit onderzoek komen zijn gebruikt in het onderzoek dat de gemeenten hebben laten uitzetten.
Graag merk ik nogmaals op dat de in het onderzoek gepresenteerde effecten gebaseerd zijn op vragen over de bereidheid tot een toeristisch bezoek aan kustlocaties bij mogelijke plaatsing van windmolens op verschillende afstanden van de kust en niet op metingen van daadwerkelijke effecten. Zoals het rapport zelf ook stelt, zal in de praktijk doorgaans een kleiner percentage mensen het voorgenomen gedrag daadwerkelijk vertonen. Het is daarom te vroeg om te concluderen dat plaatsing van windmolens binnen de 12-mijlszone 6.000 banen zou kosten.

Vraag 2

Deelt u de mening dat een verlies van 6.000 banen door de bouw van windturbines op zee volstrekt onacceptabel is? Zo nee, waarom niet?

Als gezegd vind ik het te vroeg om te concluderen dat plaatsing van windmolens binnen de 12-mijlszone 6.000 banen kost. Tevens dient te worden bedacht dat plaatsing van de windmolens binnen de 12-mijlszone ook werkgelegenheid creëert, bijvoorbeeld in de offshore sector.

Vraag 3

Bent u bereid deze plannen voor de bouw van windturbines op zee te schrappen? Zo nee, waarom niet?

De mogelijkheden voor windenergie binnen de 12-mijlszone onderzoek ik in een haalbaarheidsstudie. Op dit moment bevindt de haalbaarheidsstudie zich in de afrondende fase. Binnenkort zal ik samen met de staatssecretaris van Economische Zaken en mijn ambtgenoot van het ministerie van Infrastructuur en Milieu (IenM) een zorgvuldige afweging maken of en met welke zoekgebieden een vervolgfase wordt ingegaan. De vervolgfase bestaat uit het opstellen van een structuurvisie. Met het vaststellen van een eventuele structuurvisie wordt besloten waar de bouw van windmolens binnen de 12-mijlszone kan plaatsvinden. Zo ver is het nu nog niet.

Vraag 4

Kunt u aangeven waarom er niet wordt gekeken naar de regionale effecten van het plaatsen van windturbines op zee binnen de 12-mijlszone, aangezien u in uw antwoorden op eerdere vragen aangaf dat er slechts gekeken wordt naar de effecten op nationaal niveau?2

Een maatschappelijke kosten-batenanalyse (MKBA) is onderdeel van de haalbaarheidsstudie windenergie binnen de 12 nautische mijl. Hierin worden alle voor- en nadelen van een investering in geld uitgedrukt («gemonetariseerd»).
De MKBA is gebaseerd op de nu beschikbare gegevens. Het is juist dat de MKBA de effecten op nationaal niveau monetariseert. Ik realiseer me echter terdege dat er ook regionale effecten zijn. Hier hebben bestuurders en belangenbehartigers van de verschillende regio’s mij meermalen op gewezen tijdens de regionale werksessies en de bestuurlijke consultatie. Ik neem de door hen geuite zorgen, wensen en belangen mee in de afweging over het vervolgtraject.
Indien gekozen wordt voor aanwijzing van windenergiegebieden binnen de
12-mijlszone, zal dit gebeuren middels een structuurvisie. In een eventuele vervolgfase zullen aanvullende onderzoeken worden uitgevoerd waarbij gekeken kan worden hoe de regionale economische gevolgen beter in beeld kunnen worden gebracht ten behoeve van de besluitvorming.

Vraag 1

Bent u bekend met de exorbitante verhoging van de tarieven voor stadsverwarming per 1 januari 2014, met name voor vastrecht, warmtewisselaars en dergelijke, in verschillende regio’s waaronder Heerlen, Purmerend, Tilburg en Leiden?1

De Warmtewet is op 1 januari jl. in werking getreden. Het betreft een markt die tot dat moment niet was gereguleerd en waarop het toezicht ontbrak. De inwerkingtreding van de wet betekent dan ook een grote verandering voor de betrokken partijen. Concreet betekent het dat warmtebedrijven bezig zijn om de bedrijfshuishouding aan de wet aan te passen en communicatie-uitingen doen richting hun afnemers over de wet, nieuwe tarieven etc. Afnemers krijgen nieuwe informatie. Daarnaast krijgen ze te maken met nota’s die er anders uitzien en die in sommige gevallen lager en in andere gevallen hoger uitvallen.
Of de nota hoger of lager uitvalt, hangt onder andere af van de situatie voorafgaand aan de Warmtewet. Daarnaast hangt het af van de verhouding tussen de verschillende kostenposten. Artikel 2 van de Warmtewet bepaalt welke posten in rekening mogen worden gebracht bij de verbruiker:
Wanneer warmteleveranciers tarieven hanteren die boven de maximumprijs liggen, dan kunnen afnemers hierover een klacht indienen. Men kan zich hiervoor wenden tot de leverancier, de geschillencommissie of de ACM.
Ten slotte is relevant om op te merken dat de maximumprijs in de Warmtewet een prijsplafond is. De Warmtewet geeft aanleiding om de tariefsystematiek aan te passen waardoor er verschuivingen tussen posten kunnen plaatsvinden, maar de wet geeft geen aanleiding om de tarieven te verhogen. Warmteleveranciers zouden namelijk onder het prijsplafond kunnen blijven, bijvoorbeeld omdat zij in het verleden afspraken hebben gemaakt met gemeenten over de warmtetarieven. Warmteleveranciers hebben daarnaast een verantwoordelijkheid in de informatievoorziening richting de afnemer, het beantwoorden van vragen en de afhandeling van klachten.

Vraag 2

Onderschrijft u dat de Warmtewet als doel heeft om gebonden gebruikers beter te beschermen tegen misbruik van monopolie, niet om tariefsverhogingen te faciliteren? Wilt u uw antwoord motiveren?

Het doel van de Warmtewet is consumentenbescherming, enerzijds door middel van een tariefregulering en anderzijds door het bieden van leveringszekerheid. De tariefregulering is gebaseerd op het NMDA principe. Voor dit principe is lang geleden gekozen, toen de Warmtewet nog een initiatiefwet was van de Tweede Kamer, en dit is bij de behandeling van de Warmtewet in 2013 opnieuw bevestigd. Daarom omvat de Warmtewet een tariefregulering met een maximumprijs zodat afnemers de zekerheid hebben niet meer te betalen dan in de gassituatie. Het zo zuiver mogelijk uitwerken van het NMDA-principe is het belangrijkste uitgangspunt geweest bij de bepaling van de maximumprijs.
Het uitgangspunt is dus niet geweest dat de warmtetarieven zouden moeten stijgen of dalen, maar dat warmteklanten niet meer betalen dan in de gassituatie. Dit kan in praktijk betekenen dat voor sommige afnemers de tarieven zullen dalen en voor sommige dat deze zullen stijgen. In het geval er sprake is van een stijging, soms alleen ten aanzien van bepaalde posten op de rekening, kan dit leiden tot vragen. Deze vragen richten zich in het algemeen echter niet op het uitgangspunt NMDA, maar op de uitkomst hiervan. Hiermee wordt feitelijk gesteld dat men minder wil betalen dan in de gassituatie. Daarmee zouden we afstappen van het NMDA-principe.

Vraag 3

Kunt u een overzicht geven van de tarieven (variabele kosten, vastrecht, vergoedingen voor specifieke toestellen, eenmalige aansluitkosten) van de drie grootste leveranciers (Essent, NUON en Eneco) per 1-1-2013 en 1-1-2014, waaruit blijkt hoe de tarieven zich ontwikkeld hebben?

Omdat het een markt betreft die hiervoor ongereguleerd was, is er geen inzicht in de tarieven die voor de inwerkingtreding van de wet werden gehanteerd. Die tarieven verschilden per individueel net en waren soms afhankelijk van afspraken tussen gemeenten en bedrijven.
Ook de ACM heeft geen informatie over de tarieven voor de inwerkingtreding van de wet. Op basis van de informatiebevoegdheid in de wet en naar aanleiding van vragen en klachten heeft de ACM onlangs brieven met vragen aan een aantal warmteleveranciers gestuurd om het inzicht op dit punt te vergroten.
Sinds 1 januari moeten de tarieven gebaseerd zijn op de warmteregelgeving. De formule voor de maximumprijs is bepaald in het Warmtebesluit. De ACM heeft op basis hiervan in december vorig jaar de maximumprijs voor dit jaar vastgesteld. De vastgestelde maximumprijs bedraagt 254 euro vaste kosten plus 24,03 euro per GJ verbruik (incl. BTW). Daarnaast mogen redelijke kosten voor het ter beschikking stellen van een warmtewisselaar en meetkosten van 24,54 euro (incl. BTW) in rekening worden gebracht.

Vraag 4

Is het toegestaan om bewoners van nieuwbouwwijken naast eenmalige aansluitkosten en vastrecht ook nog een jaarlijkse «aansluitbijdrage» in rekening te brengen, zoals Essent doet in Meerhoven (Veldhoven) en Reeshof (Tilburg)?

De Warmtewet bevat geen regulering voor de eenmalige aansluitbijdrage, die wordt bepaald bij de aanleg van een nieuw warmtenet. Reden hiervoor is dat de hoogte van deze bijdrage het resultaat is van een onderhandeling tussen de projectontwikkelaar en de warmteleverancier, waarbij vaak ook de gemeente is betrokken. Na onderhandeling berekent de projectontwikkelaar de bijdrage in het algemeen door in de woningprijs.
De Warmtewet reguleert wel de eenmalige aansluitbijdrage van een nieuwe aansluiting op een bestaand warmtenet. Bovendien bepaalt de Warmtewet welke kosten maximaal aan klanten mogen worden doorberekend. Dit betekent dat een warmteleverancier, naast de eenmalige aansluitbijdrage, alleen de maximumprijs, de kosten voor het ter beschikking stellen van een warmtewisselaar en het tarief voor het meten van het warmteverbruik in rekening mag brengen. Wanneer een warmteleverancier meer in rekening brengt, kan hierover een klacht worden ingediend.
In de gemeenten Tilburg en Veldhoven bestaat een geschil over de aansluitbijdrage. Dit geschil liep overigens al voordat de Warmtewet in werking was getreden. Over dit conflict heeft een gesprek plaats gevonden tussen Essent, de wethouder van de gemeente Tilburg en vertegenwoordigers van de wijk Reeshof. Ik sta in contact met Essent en de afnemers over de afwikkeling van dit vraagstuk.

Vraag 5

Onderschrijft u de analyse dat de warmteleveranciers de landelijke plafondtarieven misbruiken om lagere tarieven tot dit plafond te verhogen? Wilt u uw antwoord motiveren?

Van misbruik is alleen sprake indien de warmteleveranciers zich niet houden aan de maximumprijs of andere onderdelen van de wet. In dat geval is de leverancier in overtreding en kan een klacht worden ingediend bij de warmteleverancier, de ACM of de geschillencommissie. Binnen de wet is het wel mogelijk dat leveranciers bepaalde tarieven verhogen en andere verlagen, bijvoorbeeld om overal dezelfde prijs te gaan hanteren.
Zoals eerder aangegeven kan bovendien alleen met zekerheid iets worden gezegd over de rekening van een individuele afnemer wanneer ook zijn verbruik bekend is, omdat de maximumprijs een variabele component kent.

Vraag 6

Kan de Autoriteit Consument en Markt (ACM) tariefverhogingen, behalve aan de landelijke plafonds, nog op enige wijze toetsen aan eisen van redelijkheid? Zo nee:

Over wat redelijk wordt geacht ten aanzien van warmtetarieven is uitgebreid gediscussieerd tijdens de totstandkoming van de Warmtewet en aanvullende regelgeving. Dit was een lang proces, dat ongeveer tien jaar heeft geduurd. Eén van de zaken die al die tijd het uitgangspunt is geweest, is het NMDA-principe. Ik ben dus niet voornemens een andere vorm van toetsing op de tarieven in te voeren dan de maximumprijs gebaseerd op het NMDA-principe.
Ten aanzien van de beoordeling van de redelijkheid is het daarnaast relevant dat de Warmtewet, naast de maximumprijs, tevens voorziet in een monitor op het rendement van warmteleveranciers. De ACM zal de eerste monitor verrichten over het 2014 en zal hierover dus in 2015 gegevens beschikbaar hebben.

Vraag 7

Ziet u mogelijkheden om excessieve tariefverhogingen (spoedig) terug te draaien?

Indien de leverancier een hogere prijs dan de maximumprijs hanteert, kunnen afnemers een klacht indienen en wordt de prijs van rechtswege gesteld op de maximumprijs. Hetzelfde geldt voor de situatie dat een leverancier meer posten in rekening brengt dan toegestaan of een meer dan redelijke prijs vraagt voor het ter beschikking stellen van een warmtewisselaar.

Vraag 8

Bent u bereid om de kostenontwikkeling voor gebonden gebruikers van stadsverwarming en blokverwarming intensiever te monitoren en de Kamer daarover frequenter te informeren, totdat het principe «niet-meer-dan-anders» aantoonbaar gerespecteerd wordt?

Nu de Warmtewet er is en de ACM hierop toezicht houdt, is er meer inzicht in de warmtetarieven. De ACM stelt immers jaarlijks de maximumprijs vast en maakt die openbaar.
Een zuivere uitwerking van het NMDA-principe is het uitgangspunt geweest bij de bepaling van de maximumprijsformule. Zoals aangegeven bij vraag 2 betekent het respecteren van dit principe echter niet dat warmtetarieven voor iedereen lager worden. Het uitgangspunt van dit principe is immers niet of warmtetarieven moeten stijgen of dalen, maar dat warmteklanten niet meer betalen dan in de gassituatie.
Om het NMDA-principe te blijven respecteren, worden bovendien de parameters voor het vaststellen van de maximumprijs gemonitord. De maximumprijs wordt jaarlijks vastgesteld door de ACM op basis van een aantal parameters. Omdat markt- en technologische ontwikkelingen van invloed kunnen zijn op de hoogte van de parameters, is er bewust voor gekozen deze vast te leggen in een ministeriële regeling en te laten monitoren door het Warmte Expertise Centrum van de Rijksdienst voor Ondernemend Nederland. Komend jaar zal dit centrum deze monitor uitvoeren. Indien de monitoring daar aanleiding toe geeft dan zullen de gehanteerde parameters in de regeling worden aangepast.

Vraag 1

Heeft u kennisgenomen van het artikel «De problematiek van blokverwarming; invoering per 1 januari 2014»?1

Ja.

Vraag 2

Onderschrijft u de stelling van de auteur dat de wijze van toepassing van de Warmtewet bij complexen met blokverwarming op tenminste 17 punten niet (volstrekt) duidelijk is?

Het artikel gaat in op de wijze waarop de Warmtewet zou kunnen worden toegepast op blokverwarming. De auteur lijkt zich echter te baseren op verouderde bronnen. Zo wordt in het artikel een aantal termen gebruikt, zoals rentabiliteitsbijdrage, levensduurverschillen en pooling, die niet voorkomen in de Warmtewet zoals die op 1 januari jl. in werking is getreden. Dergelijke termen kwamen in het verleden wel voor in het tariefadvies van EnergieNed en (deels) in de initiatiefwet. Hoewel het hierdoor lastig is om een precieze beoordeling te geven van de in het artikel genoemde punten, zal ik op hoofdlijn ingaan op de 17 punten.
Ten eerste richt een groot deel van de punten zich op specifieke kosten die in de situatie van blokverwarming hoger of juist lager zijn dan in andere situaties.
Zo geeft de auteur aan dat het hebben van één collectieve ketel in plaats van een gasketel per huishouden (punt 2) en van één gasaansluiting (punt 3 en 7) in plaats van meerdere aansluitingen zorgt voor lagere kosten in de situatie van blokverwarming dan in andere warmtesituaties. Andere kostenposten, zoals de kosten voor leidingen naar de appartementen, apart tapwater, onderhoud, netverliezen, elektriciteitsgebruik van de ketel en bemetering en administratie (punt 5, 6, 8, 10, 13 en 14) zijn volgens de auteur juist hoger in de situatie van blokverwarming.
Het doel van de Warmtewet is de bescherming van de afnemers. De tariefbescherming richt zich op het voorkomen dat afnemers van warmte meer betalen dan afnemers in de gassituatie. Dit Niet Meer Dan Anders (NMDA) principe leidt tot een prijsplafond (de maximumprijs). Al in het oorspronkelijke initiatiefwetsvoorstel was dit principe het uitgangspunt. Bij het vaststellen van die maximumprijs wordt dus de gemiddelde gassituatie als referentie genomen en niet de kosten van warmte in specifieke situaties. Voor de volledigheid verwijs ik tevens naar de nota naar aanleiding van het verslag van de Warmtewet, waarin wordt ingegaan op de situatie van blokverwarmingsnetten met hogere kosten door verouderde en/of slecht beheerde installaties (Kamerstukken II 2011/12, 32 839, nr. 7).
Ten tweede wordt in de punten 11 en 12 van het artikel ingegaan op de bemetering. Er wordt ten onrechte gesteld dat de Warmtewet alleen uitgaat van individuele meters. Ook hiervoor verwijs ik graag naar de nota naar aanleiding van het verslag van de Warmtewet. Daarin wordt toegelicht dat artikel 8 van de Warmtewet niet alleen bepalingen bevat over de situaties waarin een individuele meter geïnstalleerd dient te worden, maar tevens aangeeft wanneer hiervan kan worden afgeweken. Op verzoek van de verbruiker om een individuele comptabele meter te plaatsen, is de leverancier hiertoe verplicht behalve indien plaatsing van bovengenoemde meter technisch onmogelijk is of financieel niet redelijk. Op basis hiervan is er in bepaalde gevallen ruimte om af te zien van het plaatsen van bovengenoemde meter, maar deze ruimte is niet onbeperkt. De bepalingen betreffen de implementatie van de EU-richtlijn energie-efficiëntie 2006/32/EG.
Ten derde geeft de auteur aan dat verschillen in bouwkundige voorzieningen moeilijk aangetoond kunnen worden en niet zijn opgenomen in de Warmtewet (punt 4) en dat eisen gesteld worden aan de rapportage (punt 16). Over deze punten benoemt de auteur geen specifieke onduidelijkheden.
Ten slotte wordt, zoals eerder opgemerkt, een aantal verouderde begrippen gebruikt. Dit is het geval bij punt 1, 9, 15 en 17. De wet luidt op deze punten anders dan de auteur suggereert.
In meer algemene zin kan ik over blokverwarming melden dat tijdens de opstelling van de Warmtewet uitgebreid is stilgestaan bij dit onderwerp. Zowel de initiatiefwet als het wijzigingswetsvoorstel bepalen dat blokverwarming onder de Warmtewet valt omdat het ook bij blokverwarming gaat om afnemers die zich bevinden in een gebonden situatie en die daarom beschermd dienen te worden.
In het geval van blokverwarming is soms een woningcorporatie de leverancier, omdat die de contractuele relatie heeft met de afnemer en dus de warmte levert. In andere gevallen hebben afnemers op individuele basis een contract met een warmtebedrijf en is dat bedrijf dus de leverancier. De Warmtewet heeft de bescherming van de afnemers als uitgangspunt.
Dit betekent dat ongeacht wie de leverancier is en ongeacht het type warmtebron, deze afnemers beschermd worden door de Warmtewet. Zo bepaalt de Warmtewet dat de leverancier zich moet houden aan de maximumprijs en stelt de wet eisen aan de overeenkomst tussen de leverancier en de afnemer.
De Warmtewet is op 1 januari jl. in werking getreden. Het betreft een markt die tot dat moment niet was gereguleerd en waarop het toezicht ontbrak. De inwerkingtreding van de wet betekent dan ook een grote verandering voor de betrokken partijen, zowel de marktpartijen die voor het eerst gereguleerd worden als voor de ACM die deze regulering moet uitvoeren en hierop moet toezien. De marktpartijen zijn druk bezig om de bedrijfshuishouding aan de wet aan te passen. Dit gaat vanzelfsprekend gepaard met vragen over de interpretatie en implementatie van de Warmtewet. De betrokken marktpartijen en de ACM zijn hierover in gesprek. Dit proces zal enige tijd kosten en die tijd wil ik het ook geven.

Vraag 3

Bent u bereid om de voorlichting over de wijze van toepassing van de Warmtewet bij complexen met blokverwarming te verbeteren, bijvoorbeeld door een brochure uit te geven over de interpretatie op genoemde 17 punten?

Nu de wet inwerking is getreden, is ACM verantwoordelijk voor de uitvoering van en het toezicht op deze wet. Daarnaast spreek ik zelf ook met de betrokken partijen om te inventariseren of er problemen zijn en op welk vlak die liggen en verstrek ik informatie, onder andere via de Rijksdienst voor Ondernemend Nederland. Indien uit de inventarisatie van problemen blijkt dat het nuttig is om meer duidelijkheid te geven over de situatie van blokverwarming, dan zal ik de Kamer hierover informeren. Ik verwacht hiervoor in het tweede kwartaal voldoende informatie te hebben.
Ik heb veelvuldig contact met ACM. ACM heeft laagdrempelige informatie over de Warmtewet gepubliceerd op haar website, voor warmteleveranciers op acm.nl en voor verbruikers op Consuwijzer.nl. Voor verbruikers is bovendien een telefonisch loket en een backoffice ingericht. Bovendien heeft ACM contact gehad met brancheorganisaties om via hen hun achterban te informeren. Op basis van vragen en opmerkingen van consumenten en brancheorganisaties wordt voor zover nodig de informatie op de websites bijgewerkt.

Vraag 4

Beschikt de Autoriteit Consument & Markt (ACM) al over voldoende technische expertise om klachten over de toepassing van de warmtewet bij complexen met blokverwarming snel en adequaat af te handelen?

Ja, het ervaren warmteteam van ACM bestaat uit experts met multidisciplinaire achtergrond en is in staat om klachten en vragen adequaat af te handelen.

Vraag 5

Heeft de ACM de warmtetarieven per 1 januari 2014, al dan niet steekproefgewijs, getoetst aan de wet?

ACM stelt de generieke maximumprijs vast. Indien de leverancier een hogere prijs dan de maximumprijs hanteert, kunnen afnemers een klacht indienen bij ACM en wordt de prijs van rechtswege gesteld op de maximumprijs.

Vraag 6

Heeft de ACM al klachten in behandeling over de warmtetarieven per 1 januari 2014? Hoeveel klachten zijn dat?

ACM heeft drie klachten in behandeling over de tarieven van twee warmteleveranciers.

Vraag 7

Onderschrijft u dat de Warmtewet een belangrijke prikkel kan zijn om de energie-efficiency bij complexen met blokverwarming te verbeteren, en daarmee ook een bijdrage te leveren aan de energiedoelstellingen van dit kabinet? Valt deze verbetering onder enige afspraak uit het energieakkoord van de Sociaal-Economische Raad (SER)? Zo ja, welke? Zo nee, bent u bereid om te onderzoeken of hier nadere afspraken over gemaakt kunnen worden bij de uitwerking van het SER energieakkoord?

De hoofddoelen van de Warmtewet betreffen consumentenbescherming en het bieden van leveringszekerheid. De stimulering van warmte en het verhogen van de energie-efficiency zijn geen doelstellingen van de wet. Zoals ook is aangegeven bij de behandeling van de wet en in de Nota naar aanleiding van het verslag zijn voor het stimuleren van (duurzame) warmteprojecten en het verhogen van de energie-efficiency andere kaders en instrumenten beschikbaar. Hierbij valt bijvoorbeeld te denken aan de SDE+, welke sinds 2012 ook open staat voor duurzame warmteprojecten.
In het kader van het Energieakkoord werk ik aan een warmtevisie zoals recentelijk aangekondigd in uw Kamer. Deze warmtevisie brengt in beeld op welke wijze warmte kan bijdragen aan een duurzame energievoorziening. In dit verband kijk ik ook naar blokverwarming en de effecten daarvan op de energiedoelstellingen. Ik zal de visie rond de zomer aan de Tweede Kamer sturen.

Vraag 1

Klopt het dat het kabinet voornemens was1 om in het najaar van 2013 een definitief besluit te nemen inzake de Structuurvisie Windenergie op Land?

Ja.

Vraag 2

Kunt u verklaren waarom dit besluit nog niet is genomen?

De Structuurvisie wordt geactualiseerd naar aanleiding van onder meer de ingediende zienswijzen op de ontwerp-structuurvisie, de aangevulde plan-MER en het advies van de Commissie MER, de kosten-baten analyse, de bestuurlijke afspraken over 6.000 MW en de behandeling van de ontwerp- structuurvisie in de Kamer. Op verzoek van de Kamer heb ik de mogelijkheden voor windenergie op de Afsluitdijk onderzocht. Op 17 december jl. heb ik de Kamer geïnformeerd over de stand van zaken en toegezegd de uitkomst terug te rapporteren in de structuurvisie (33 612, nr. 21). Eind januari heb ik met de betrokken partijen overlegd over de voortgang in de provincies en over de mogelijkheden op de Afsluitdijk in relatie tot de Structuurvisie windenergie op land. De resultaten van dit overleg worden momenteel verwerkt in de Structuurvisie, die gereed wordt gemaakt voor vaststelling in het kabinet.

Vraag 3

Bent u bereid een nieuwe streefdatum te stellen voor het definitieve besluit? Zo ja, welke datum? Zo nee, waarom niet?

Ik verwacht de definitieve Structuurvisie uiterlijk in april aan de Kamer te sturen.

Vraag 4

Is het gemeenschappelijk kernteam2, dat de voortgang van de structuurvisie gaat monitoren, reeds gevormd? Zo ja, komt dit team reeds bijeen? Zo nee, waarom niet?

Ja. Het kernteam bestaat uit vertegenwoordigers van het rijk, het IPO en de sector (NWEA) en komt driewekelijks bijeen om de voortgang van windenergie op land te bespreken.

Vraag 5

In hoeverre heeft u een beeld van de voortgang per provincie? Kunt u de Kamer hierover informeren? Zo niet, kunt u aangeven wanneer de Kamer deze informatie wel kan verwachten?

De minister van Economische Zaken en ik hebben de voortgang per provincie goed in beeld. Ik zal uw Kamer met de toezending van de definitieve structuurvisie informeren over de actuele voortgang per provincie.

Vraag 6

Gezien het feit dat per jaar maximaal 1.000 MW aan extra windenergie gerealiseerd kan worden en dat de tijd tot realisatie van reeds planologisch mogelijk gemaakte windparken minimaal vijf jaar bedraagt3, bent u bereid om voor het einde van dit jaar in te grijpen in de ontwikkeling in dit dossier om zo de ambitie van dit kabinet, om voor 2020 een minimum van 6.000 MW windenergie op land op te wekken4, te verwezenlijken?

Ik heb er vertrouwen in dat de provincies de resterende ruimte voor 6.000 MW windenergie op land planologisch vast zullen leggen in de eerste helft van dit jaar. De realisatie van 6.000 MW windenergie op land in 2020 is een gezamenlijke verantwoordelijkheid van rijk, provincies en de sector. Daartoe vindt constructief en nauw overleg plaats, zie antwoord 4.

Vraag 1

Staat het kabinet nog altijd achter de ambitie uit het regeerakkoord1, dat Nederland voortrekker dient te zijn in de internationale samenwerking op het gebied van duurzaam energiegebruik?

Ja.

Vraag 2

Heeft het kabinet kennisgenomen van de brief2, uitgevaardigd op 23 december jl., waarin acht EU-ministers pleiten voor een duidelijke Europese doelstelling op het gebied van duurzame energie in 2030?

Ja.

Vraag 3

Hoe verhoudt deze brief zich tot de Europese Green Growth Group3, waarvan Nederland deel uit maakt?

Nederland heeft in de Green Growth Group conform de kabinetsreactie op het Europese Groenboek gepleit voor een CO2-reductiedoel van ten minste 40% ten opzichte van 1990. Binnen de Green Growth Group is over een dergelijk reductiedoel een redelijke mate van consensus ontstaan. In een brief van het Verenigd Koninkrijk, Frankrijk, Spanje, Italië, Duitsland en Nederland van 10 januari 2014 is dit ook schriftelijk aan de Commissie overgebracht.
Dat ligt anders bij de formulering van aparte doelen voor energiebesparing en hernieuwbare energie. Het Verenigd Koninkrijk is tegen aparte doelen naast het CO2-reductiedoel, terwijl Duitsland daar juist voorstander van is.
In de kabinetsreactie op het Europese Groenboek heeft Nederland destijds geen expliciete houding ten aanzien van een hernieuwbare doelstelling ingenomen om die reden zal NL niet zijn gevraagd om de brief van 23 december jl. waarnaar in vraag 2 verwezen wordt mede te ondertekenen.
Het kabinet zal uw Kamer op korte termijn een reactie geven op het Europese Witboek, dat op 22 januari jl. is verschenen.

Vraag 4

Heeft Nederland deelgenomen aan het opstellen van deze brief? Zo nee, waarom niet?

Zie antwoord vraag 3.

Vraag 5

Betekent de Nederlandse afwezigheid bij het opstellen van deze brief dat het kabinet het Europese initiatief voor harde doelstellingen in 2030 niet steunt?

Zie antwoord vraag 3.

Vraag 6

Kunt u bevestigen dat de Europese samenwerking op het gebied van duurzame energie uw volle aandacht heeft, zodat in het vervolg Nederland een centrale speler blijft in de Europese overlegstructuur naar een duurzame toekomst?

Ja. Overleg op Europees niveau zal steeds belangrijker worden om de Europese vraag en het aanbod van met name elektriciteit in een steeds verder integrerende elektriciteitsmarkt in goede banen te leiden waardoor de algehele voorzieningszekerheid kan worden geborgd.

Vraag 1

Komt het in andere branches voor dat leveranciers een vastrecht in rekening brengen «... onder andere ten behoeve van tijdige en juiste facturatie, incassokosten en klantenservice»?1 Zo ja, welke?

Ja, er zijn verschillende branches waar een soortgelijke vaste, verbruiksonafhankelijke post in rekening wordt gebracht. Voorbeelden hiervan zijn drinkwater, de telecomsector en de bancaire sector.

Vraag 2

Welke criteria hanteert de Autoriteit Consument en Markt voor het beoordelen van de redelijkheid van het in rekening gebrachte vastrecht door productie- en leveringsbedrijven van energie?

Energieleveranciers zijn verplicht om op een betrouwbare wijze en tegen redelijke tarieven en voorwaarden energie te leveren aan consumenten en bedrijven. Dit is vastgelegd in de Elektriciteitswet en in de Gaswet. ACM houdt hier toezicht op en heeft daarvoor een beoordelingsmodel ontwikkeld. Op basis hiervan worden de tarieven van de energieleveranciers als geheel, dus de verbruiksafhankelijke en verbruiksonafhankelijke tarieven samen, beoordeeld. Het beoordelingsmodel bestaat uit gemodelleerde kosten, zoals bijvoorbeeld de inkoopkosten die een doelmatig opererende leverancier redelijkerwijs maakt, plus een redelijk rendement. Hieruit volgt een benchmark, die de basis vormt van de beoordeling van de combinatie van het vastrecht en het verbruiksafhankelijke tarief.
Over dit beoordelingsmodel en de criteria die daarin worden gebruikt verstrekt ACM geen gedetailleerde informatie, omdat uit een openbaar beoordelingsmodel een maximumtarief is af te leiden, dat als richtprijs voor de markt kan gaan gelden.

Vraag 3

Zijn er leveranciers van energie die voor het (standaard-)contract voor onbepaalde tijd geen vastrecht in rekening brengen en hoeveel verschillen de vastrechttarieven voor het standaardcontract bij de leveranciers die dit wel doen? Indien er geen leveranciers zijn die geen vastrecht in rekening brengen en indien het vastrechttarief bij de leveranciers die die wél doen nauwelijks verschilt, waarop baseerde u dan uw antwoord dat «De energieleveranciers kunnen daarom verschillende typen contracten aanbieden, met verschillende hoogtes van verbruiksonafhankelijke en verbruiksafhankelijke leveringstarieven. Dit zorgt ervoor dat consumenten ook daadwerkelijk iets te kiezen hebben, al naar gelang persoonlijke situaties en voorkeuren»?

ACM heeft aangegeven dat in 2013 in alle contracten vastrecht in rekening werd gebracht, zowel bij contracten voor bepaalde tijd, als bij contracten voor onbepaalde tijd. In de beantwoording van de eerdere schriftelijke Kamervragen over vastrecht (Kamervragen (aanhangsel) 2013–2014, nr. 841) is gekeken naar het standaardproduct met een variabele prijs en een onbepaalde looptijd. Het verschil tussen het hoogste vastrechttarief (€ 74,38) en het laagste vastrechttarief (€ 23,95) was € 50,43 (excl. btw) op jaarbasis voor elektriciteit. Voor gas was het verschil tussen het hoogste vastrechttarief (€ 74,38) en het laagste vastrechttarief (€ 15,–) € 59,38 (excl. btw) per jaar. Uit deze analyse blijkt dat er verschillen zijn in de hoogte van het vastrecht dat leveranciers hanteren. Daarom valt er dus wat te kiezen voor consumenten, afhankelijk van hun verbruik en hun voorkeuren.

Vraag 4

Indien u bij de beantwoording met name contracten voor bepaalde duur in gedachten had, waarop is het verschil in vastrecht tussen contracten voor onbepaalde en bepaalde duur gebaseerd? Waaruit blijkt dat bij de laatste contracten de kosten voor facturatie, incassokosten en klantenservice lager zijn?

Zie antwoord vraag 3.

Vraag 5

Uit het antwoord op vraag 3 blijkt dat het gemiddeld vastrecht (gas+elektriciteit) in de periode 2006–2013 gestegen is van € 36,57 naar € 65,10 per jaar, een stijging van 78%, terwijl de verbruiksafhankelijke tarieven voor elektriciteit en gas in dezelfde periode met respectievelijk 4% en 7,3% stegen; waaruit blijkt dat de kosten voor facturatie, incasso en klantenservice de afgelopen zeven jaar extreem veel sterker gestegen zijn dan die voor de levering van elektriciteit en gas?

Omdat er geen wettelijke verplichting is voor energieleveranciers om bepaalde posten wel of niet onder het vastrecht te scharen, mogen de marktpartijen zelf bepalen welke kosten zij onder de post vastrecht in rekening brengen. Daarom kan niet worden gesteld dat de kosten voor facturatie, incasso en klantenservice de afgelopen zeven jaar extreem veel sterker gestegen zijn dan die voor de levering van elektriciteit en gas. Wel kan worden geconcludeerd dat energieleveranciers er de laatste jaren voor kiezen om gemiddeld genomen een (relatief) grotere vaste post in hun producten te verwerken.
Acht u het uit het oogpunt van energiebesparing wenselijk dat een steeds groter deel van de energierekening van de consument bestaat uit vaste posten? Hoe hoog is dit percentage voor een huishouden met een verbruik van 1.000 m3 gas en 1.500 kWh elektriciteit en hoe hoog voor een huishouden met een verbruik van 4.000 m3 gas en 6.000 kWh elektriciteit?

Vraag 6

Acht u het uit het oogpunt van energiebesparing wenselijk dat een steeds groter deel van de energierekening van de consument bestaat uit vaste posten? Hoe hoog is dit percentage voor een huishouden met een verbruik van 1.000 m3 gas en 1.500 kWh elektriciteit en hoe hoog voor een huishouden met een verbruik van 4.000 m3 gas en 6.000 kWh elektriciteit?

Het percentage vaste kosten op de energierekening bij verschillend verbruik zijn in onderstaande tabellen aangegeven. Naast de gevraagde voorbeelden is als derde categorie een gemiddeld huishouden opgenomen met een jaarverbruik van 1.484 m3 gas en 3.312 kWh elektriciteit (zie tabel 3)2. In de berekening zijn de volgende kosten opgenomen als vaste kosten: vastrecht, netwerkkosten en de vaste teruggave van de energiebelasting (heffingskorting).
Als verbruiksafhankelijke kosten zijn opgenomen: de verbruiksafhankelijke leveringskosten voor elektriciteit en gas en de verbruiksafhankelijke energiebelasting. Alle onderdelen zijn berekend inclusief btw.
€ 112,98
10%
€ 989,27
90%
€ 112,98
3%
€ 3.957,09
97%
€ 112,98
6%
€ 1.716,19
94%
Het totaal van alle vaste kosten op de energierekening van een gemiddeld huishouden komt uit op 6%. Gemiddeld genomen is dus 94% van de energiekosten zelf te beïnvloeden door de consument. Vanuit het oogpunt van energiebesparing constateer ik daarom dat de consument voldoende mogelijkheden heeft om met zijn verbruik de energierekening te beïnvloeden.

Vraag 1

Kent u het bericht «gasproductie ruim boven afspraak»?1

Ja.

Vraag 2

Hoe beoordeelt u het productievolume van 54 tot 55 miljard kuub in 2013 in relatie tot het productieplafond van gemiddeld 42,5 miljard kuub per jaar dat in januari 2011 door u werd vastgesteld?

Het productieplafond voor de productie van gas uit het Groningenveld is geregeld in artikel 55 van de Gaswet. Dit artikel is op 1 juli 2004 in werking getreden en kwam in de plaats van het tot die tijd jaarlijks door de Minister van Economische Zaken vast te stellen nationale productieniveau2.
Het productieplafond geeft aan van welke hoeveelheid Groningengas GasTerra mag uitgaan bij de taken die aan haar zijn opgedragen in de Gaswet, artikel 54, eerste lid, onderdelen a. en b. Het gaat hier om de op GasTerra rustende innameplicht voor aardgas afkomstig uit andere Nederlandse gasvelden dan het Groningenveld. Het doel en de grondslag van het productieplafond is dus het kleine velden beleid dat erop is gericht de gaswinning uit de Nederlandse kleine velden zoveel mogelijk te bevorderen. Dit onder meer door enerzijds te voorkomen dat dit gas wordt «verdrongen» door het gas uit het Groningenveld en anderzijds de balansrol van het Groningenveld te waarborgen.
Het eerste productieplafond is eind 2005 vastgesteld voor de periode 2006 t/m 2015 en houdt in dat GasTerra in die periode in totaal 425 miljard m3 mag afnemen uit het Groningenveld, hetgeen neerkomt op een gemiddelde afname van 42,5 miljard m3 per jaar.
Conform artikel 55 van de Gaswet is in januari 2011 een tweede productieplafond vastgesteld, nu voor de periode 2011 t/m 2020, waarbij het volgende is geconstateerd:
Voor het vaststellen van het productieplafond voor de periode 2011 t/m 2020 is wederom 425 miljard m3 als uitgangspunt genomen. Deze hoeveelheid is vermeerderd met de 23,5 miljard m3 die GasTerra in de periode 2006 t/m 2010 minder heeft afgenomen uit het Groningenveld dan de hoeveelheid waarvan zij in die periode op basis van het gemiddelde per jaar mocht uitgaan. Daarmee komt het plafond over deze periode uit op 448,5 miljard m3, oftewel jaarlijks gemiddeld bijna 45 miljard m3. Hierdoor zal over de gehele periode 2006–2020 de gemiddelde productie niet meer bedragen dan 42,5 miljard m3 per jaar.
Met inbegrip van de productie in 2013 is sinds de instelling van het eerste plafond 334 miljard m3 gas onttrokken aan het Groningenveld, oftewel gemiddeld 41,8 miljard m3 per jaar. Daarmee blijft de afname onder de hoeveelheid die met het productieplafond is vastgesteld.
Voor de tweede plafondperiode (2011 t/m 2020) geldt dat de gemiddelde afname in de periode 2011 t/m 2013 weliswaar op 48,4 miljard m3 per jaar ligt, maar dat in deze plafondperiode de totale hoeveelheid niet meer mag bedragen dan 448,5 miljard m3, waardoor voor de jaren 2014 t/m 2020 de gemiddelde productie ongeveer 43 miljard m3 mag bedragen.
Overigens is in deze cijfers geen rekening gehouden met de in te stellen productiebeperking als gevolg van de aardbevingen.
Uit het voorgaande volgt tevens dat het productieplafond op Groningen geen instrument is om sturing te geven aan de productie van Groningengas, anders dan noodzakelijk is voor een goede uitvoering van het kleine velden beleid. Voor het eventueel gevolg geven aan het advies van Staatstoezicht op de Mijnen om de productie te verminderen in verband met te verwachten zwaardere bevingen, biedt het productieplafond dan ook geen grond.
Voor wat betreft de relatie met de energietransitie merk ik op dat het huidige productieplafond er voor zorgt dat er minder gas uit het veld wordt geproduceerd dan technisch en economisch mogelijk is. Verder geldt ook hier dat het productieplafond alleen kan worden ingezet ten behoeve van een goede uitvoering van het kleine velden beleid.

Vraag 3

Hoe beoordeelt u deze productieomvang in het licht van het advies van het Staatstoezicht op de Mijnen uit 2013 om de productie te verminderen vanwege te verwachte zwaardere bevingen in het gebied?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 4

Hoe beoordeelt u de volumegroei in het licht van de noodzakelijke energietransitie? Deelt u de mening dat het snel leeghalen van het Groningenveld op gespannen voet staat met de inzet van gas als back-up in de periode van energietransitie? Zo nee, waarom niet?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 5

Kunt u aangeven waarom de exportcijfers geheim zijn? Bent u bereid deze gegevens openbaar te maken? Zo nee, waarom niet?

Deze cijfers zijn niet geheim. In het Jaarverslag van GasTerra over 2012 staan de volgende gegevens over de afzet en de export van Nederlands gas door GasTerra (hoeveelheden in miljard m3):
Nederland
34,8
38,1
België
4,7
4,7
Duitsland
19,3
18,8
Frankrijk
6,1
6,7
Italië
8,2
7,1
Verenigd Koninkrijk
9,6
10,6
Zwitserland
0,7
0,7
Deze hoeveelheden omvatten zowel laagcalorisch als hoogcalorisch gas en daarmee ook al het Groningengas dat door NAM wordt geproduceerd en door GasTerra wordt verkocht. Cijfers over de export van Groningengas zijn niet te geven aangezien er geen export van specifiek Groningengas plaatsvindt. Dit gas wordt in het transportnet eerst vermengd tot laagcalorisch gas en aangevuld met geconverteerd hoogcalorisch gas alvorens het uiteindelijk wordt verbruikt.
Overigens is GasTerra niet de enige onderneming die Nederlands gas exporteert. Ook anderen exporteren dit gas. In de jaren 2011 en 2012 ging het daarbij om respectievelijk 4,3 en 8,6 miljard m3.

Vraag 6

Wilt u deze vragen beantwoorden voor het debat over het volume van de gasproductie?

Ja.

Vraag 1

Kunt u aangeven welk deel van de 116 miljoen extra innovatie subsidie voor het windpark in de Noordoostpolder gaat naar de grote turbines en welk deel naar het bouwen in ondiep water?1

Er is 92 miljoen euro beschikbaar voor windturbines die gerealiseerd worden in ondiep water en 24 miljoen Euro voor de windturbines op het land (de grote windturbines).

Vraag 2

Kunt u nader toelichten waaruit de technische onzekerheden bij de bouw bestaan en welke innovatieve technieken hier zullen worden toegepast?

De plaatsing van windturbines in ondiep water, in een afgesloten gebied (IJsselmeer), maakt dat bestaande technieken en methoden voor transport en installatie die gebruikt worden voor de bouw van windturbines offshore en voor turbines op land moeten worden aangepast. Dat leidt tot een hogere complexiteit. Tevens dient in het ontwerp van de fundaties en bij het materiaal rekening te worden gehouden met de installatiemethode die anders is door de ondiepte in vergelijking met offshore windturbines. Voor de turbines op land geldt dat windturbines met een dergelijk vermogen in een dergelijk aantal nog niet eerder gerealiseerd zijn. Hiervoor geldt dat bestaande kennis en ervaring inzake logistiek, bouw en fundatieontwerp moet worden aangepast vanwege deze schaal en de locatie.

Vraag 3

Kunt u aangeven waarom het bouwen van meerdere windturbines op een rij in ondiep water als innovatief kan worden bestempeld, terwijl er reeds in 1992 bij Medemblik 4 windmolens in ondiep water zijn gebouwd?

Zoals in de vraag reeds aangegeven zijn de windturbines bij Medemblik in 1992 gerealiseerd. De omvang van het project maar vooral de schaal van de turbines is onvergelijkbaar. De windturbines bij Medemblik hebben een ashoogte van 39 meter en een rotordiameter van circa 41 meter (wieklengte circa 20 meter). De windturbines in het water van windpark Noordoostpolder zijn windturbines van de huidige generatie, met een ashoogte van 95 meter en een rotordiameter van 108 meter (wieklengte circa 54 meter). Daarmee is sprake van significant hogere/grotere lasten en dimensies.

Vraag 4

Kunt u preciezer aangeven waaruit de innovaties bestaan die het bouwen in ondiep water met zich meebrengt? Waarom wordt er hier gebouwd als het zo riskant en zo duur is?

Zie antwoord bij 2. In aanvulling: alle innovaties kennen relatief hoge risico’s en kosten. Maar de ruimte op land is beperkt. De bouw in ondiep water is nog steeds aanmerkelijk goedkoper in vergelijking met bouwen op zee door de gunstige condities (weer/golfklimaat, afstand tot de kust). Wind in ondiep water geeft ons dan ook potentie voor de toekomst.

Vraag 5

Hoe kwam uw ambtsvoorganger tot de conclusie dat er € 116 mln extra overheidsgeld nodig was voor het windpark in de Noordoostpolder, aangezien de financiering van dit park kennelijk nog niet rond is?

Mijn ambtsvoorganger heeft zich onder meer laten adviseren door ECN/KEMA inzake de kosten en opbrengsten van grote windturbines en turbines in ondiep water. Hierover is uw Kamer reeds geïnformeerd bij brief van 17 november 2009 (31 239, nr. 75).

Vraag 6

Kunt u aangeven wat de werkelijke kostprijs per kilowattuur zal zijn van dit windpark met windturbines van 3.6 en 7.5 MW als u daarbij de benodigde Stimulering Duurzame Energieproductie (SDE) subsidie en extra innovatiesubsidie meerekent?

De uiteindelijke totale subsidie per kWh door SDE+ en innovatiesubsidie is afhankelijk van de verwachte energieproductie en tevens van de marktprijs van elektriciteit aangezien de hoogte van de SDE-bijdrage daalt als de marktprijs stijgt en toeneemt, tot een vooraf gesteld maximum, als de marktprijs daalt. Met in achtneming van het voorgaande bedraagt de subsidie over de totale subsidieperiode van 15 jaar per kWh circa 5,7 eurocent voor de windturbines in het water en circa 2,4 eurocent voor de windturbines op land.

Vraag 7

Nu de kostprijs door het toepassen van de nieuwste, grootste, turbines juist hoger wordt, hoe verklaart u dan de verwachting in het energieakkoord dat de kostprijs van windstroom juist zal gaan dalen?

Het windpark NOP is innovatief en brengt daarom extra kosten met zich mee. Juist door te innoveren en te experimenteren wordt kennis en ervaring opgedaan die ervoor zorgen dat op langere termijn een kostprijsdaling kan worden gerealiseerd.

Vraag 8

Kunt u aangeven welke extra kosten, die dus bovenop de genoemde kostprijs van deze windstroom komen, Tennet tot nu toe heeft gemaakt voor het realiseren van de aansluiting van dit windpark op het hoofdnet en kunt u aangeven welke kosten Tennet daarvoor nog gaat maken?

Op basis van de Elektriciteitswet moet TenneT bij aansluiting van nieuwe productie-eenheden – grijs of groen – altijd nagaan of het net ter plaatse voldoende capaciteit heeft om de opgewekte stroom af te voeren. Er wordt dus niet speciaal voor het windpark een uitzondering gemaakt, wat de vraag lijkt te suggereren.
De kosten voor de aansluiting van het windpark op het hoofdnet zijn voor rekening van de initiatiefnemers en zijn dus onderdeel van de kostprijs van het windpark.
Daarnaast breidt TenneT om diverse redenen, waaronder het windpark, de transportcapaciteit in de Noordoostpolder uit. De groeiende behoefte aan transportcapaciteit komt voort uit een aantal ontwikkelingen. Om te beginnen is ten oosten van IJsselmuiden (net buiten de Noordoostpolder) het tuinbouwgebied «De Koekoek» in ontwikkeling. Daarnaast heeft de gemeente Noordoostpolder in haar structuurvisie een gebied bij de woonkern Luttelgeest aangewezen voor de ontwikkeling van grootschalige tuinbouw. Vanwege de voorziene opwekking van elektriciteit uit WKK dienen deze beide tuinbouwgebieden op het hoogspanningsnet aangesloten te worden.
Tot slot is de ontwikkeling van het windmolenpark langs de dijken van de Noordoostpolder een belangrijke reden voor de uitbreiding van het elektriciteitsnet.
Met de nieuwe ontwikkelingen stijgt namelijk de productie in het gebied. Het huidig hoogspanningsnet in de Noordoostpolder kan de daarvoor benodigde transportcapaciteit niet faciliteren. Uitbreiding van het net is daarom nodig.
Aangezien er diverse redenen zijn voor de netuitbreiding, dienen de kosten van de netuitbreiding aan de diverse ontwikkelingen te worden toegerekend en niet in zijn geheel aan het windpark. TenneT kan niet expliciet aangeven welke kosten aan het windpark moeten worden toegerekend, omdat voor de uitbreiding van de capaciteit is gekozen voor een algehele oplossing voor de toename van de productie in de regio.
In totaliteit gaat het voor de Noordoostpolder om een investering van ca. € 145 miljoen.

Vraag 9

Er van uitgaande dat u ons laat weten dat de verschillende subsidiebeschikkingen lopen tot respectievelijk 1 april 2016 en 31 december 2016, kunt u aangeven welke beschikking tot 1 april 2016 loopt en welke tot 31 december 2016 en welke prestatie er op die datum geleverd moet zijn, wil men in aanmerking komen voor de subsidie?

Het project Noordoostpolder bestaat uit diverse deelprojecten. De beschikking voor de windturbines in het water en voor één van de twee projecten op land loopt tot 31 december 2016. De beschikking voor het andere project op land tot 1 april 2016. De prestatie die op 1 april 2016 geleverd moet zijn, is de realisatie van 8 windturbines op land respectievelijk 48 turbines in het water. De prestatie die op 31 december 2016 geleverd moet zijn, is de realisatie van 30 windturbines op land.

Vraag 1

Bent u op de hoogte van de brief van de burgemeester van Rotterdam en de Commissaris van de Koning van Zuid-Holland aan E.ON en GDF SUEZ, waarin wordt aangedrongen op een snelle investeringsbeslissing inzake het ROAD CCS (C02 opvang en afslag) demonstratie project?

Ja.

Vraag 2

Klopt het dat bij de vergunningverlening destijds harde toezeggingen zijn gedaan door E.ON en GDF SUEZ, om te investeren in het ROAD CCS demonstratie project? En klopt het dat daarbij geen voorwaarden zoals een hoge CO2-prijs zijn gesteld? Zo ja, waarom worden deze toezeggingen nu niet nagekomen?

Of er daadwerkelijk harde toezeggingen zijn gedaan is mij niet bekend. In de brief van de burgemeester van Rotterdam en de Commissaris van de Koning van Zuid-Holland aan E.ON en GDF SUEZ wordt verwezen naar afspraken in het kader van de bouw van de twee nieuwe kolencentrales. In deze is het Rijk niet het bevoegd gezag. Het Rijk is dan ook niet betrokken geweest bij eventuele afspraken over de bouw van een CO2 afvanginstallatie.

Vraag 3

Deelt u de mening dat CCS een noodzakelijke techniek is om de klimaatdoelstellingen te halen? Zo nee, waarom niet?

Ja.

Vraag 4

Deelt u de mening dat investeringen in een project zoals ROAD kunnen leiden tot kennis over CCS die vervolgens door Nederlandse bedrijven en instellingen in het buitenland te gelde gemaakt kan worden?

Een grootschalig demonstratieproject als ROAD is in de eerste plaats bedoeld om meer ervaring op te doen met CCS en zo de kosten te laten dalen. Daarmee wordt brede toepassing van CCS in de toekomst mogelijk. De Nederlandse kennisinstituten maken nu al hun kennis over CCS in het buitenland ten gelde. Indien het ROAD project doorgaat valt te verwachten dat dit verder zal toenemen.

Vraag 5

Bent u bereid om met de betrokken partijen in gesprek gaan om te bevorderen dat de investeringsbeslissing op korte termijn, voor 31 januari 2014, genomen wordt? Zo nee, waarom niet?

Ik ben reeds geruime tijd met alle betrokken partijen in gesprek om te bevorderen dat het ROAD project daadwerkelijk van de grond komt. De gesprekken zijn in een beslissend stadium aangeland. Op 31 januari is er op initiatief van de Europese Commissaris voor Energie de heer Oettinger een bijeenkomst in Brussel om het ROAD project te bespreken. Ik verwacht op korte termijn, maar wel na 31 januari 2014, een besluit over de investeringsbeslissing van ROAD.

Vraag 1

Wat is uw reactie op het bericht «Minister rekent verkeerd»?1

In het artikel wordt de link gelegd tussen de haalbaarheidsstudie windenergie binnen de 12 mijlszone en de afspraken over de veertig procent kostendaling in het SER-akkoord. Ik wil dit graag ophelderen.
Het is juist dat ik samen met de Minister van IenM de haalbaarheid van windmolens binnen de 12 nautische mijl onderzoek. Het uitgangspunt voor deze studie is de veronderstelling dat windenergie binnen de 12 nautische mijl goedkoper is dan windenergie buiten de 12 nautische mijl. De haalbaarheidsstudie bevindt zich in de afrondende fase. Ik hoop de Kamer in de eerste helft van 2014 over de resultaten te kunnen informeren.
Daarnaast is het juist dat er in het SER-akkoord een afspraak is gemaakt over een kostenreductie van veertig procent. Zoals ik al eerder heb aangegeven, heeft de windenergiesector zelf aangegeven een kostenreductie van veertig procent in 2020 te kunnen realiseren. Dit zijn de partijen die de windmolenparken in de praktijk moeten gaan bouwen. Ik hecht veel waarde aan het inzicht van de sector en de ondertekening van dit energieakkoord.
Het is echter onjuist dat verondersteld wordt dat deze veertig procent kostenreductie geheel gerealiseerd moet worden door het bouwen van windenergie binnen de 12 nautische mijl.
De veertig procent kostenreductie moet plaats vinden op basis van meerdere facetten. Zo speelt innovatie hier een grote rol. Er is dan ook een belangrijke rol weggelegd voor het Topconsortium van Kennis en Innovatie voor Wind op Zee (TKI WOZ).

Vraag 2

Kunt u aangeven hoeveel kostenreductie er behaald wordt door windturbines op zee op 6 km afstand van de kust te plaatsen, in plaats van uit het zicht op minimaal 50 km afstand?

Onderdeel van de haalbaarheidsstudie windenergie binnen de 12 nautische mijl is een Maatschappelijke kosten-batenanalyse (MKBA). Hierin worden alle voor- en nadelen van een investering in geld uitgedrukt («gemonetariseerd»). De MKBA is gebaseerd op de nu beschikbare gegevens. Dit betekent dat uiteindelijke kostenvoordelen lager of hoger kunnen uitvallen wanneer er meer details van gebieden bekend zijn. Zoals ik al aangaf in mijn antwoord op vraag 1 is de haalbaarheidsstudie op dit moment in de afrondende fase. Ik kan daarom geen precieze uitspraken doen over hoeveel kostenreductie er behaald wordt. Wel kan ik aangeven dat de veronderstelling dat het realiseren van windenergie dichter bij de kust voordeliger is dan verder weg op zee, wordt ondersteund door de eerste uitkomsten van de MKBA.

Vraag 3

Klopt het dat u de cijfers over de 40% kostenreductie heeft ontvangen van de industrie en, specifieker nog, van Siemens? Zo nee, kunt u aangeven wat de bron is van deze berekening?

In de beantwoording van eerdere vragen van het lid Leegte (VVD) ben ik reeds ingegaan op de veertig procent kostenreductie. Zoals hierboven is aangegeven, heeft de sector zelf aangegeven veertig procent kostenreductie te kunnen halen. Daaraan heeft zij zich ook gecommitteerd. Het Energieakkoord is door verschillende onafhankelijke organisaties doorgerekend, waaronder ECN. Uit de doorrekening is gebleken dat de gestelde doelstellingen voor duurzame energie binnen bereik zijn met de afspraken uit het SER-akkoord. ECN heeft zijn eigen aannames gehanteerd waarin diverse aspecten en ervaringen zijn meegenomen die representatief zijn voor de ontwikkelingen in de komende jaren.

Vraag 4

Deelt u de analyse van de bewonersplatformen dat het plaatsen van windturbines voor de kust zal resulteren in verlies van 15.000 banen in de toeristische sector? Zo nee, waarom niet?

Wanneer er inderdaad windmolens dichtbij de kust worden geplaatst, kan dat effect hebben op het toerisme en de daarbij behorende werkgelegenheid.
Een eerste onderzoek in het kader van de haalbaarheidsstudie laat in ieder geval een negatief effect zien op de beleving en de bezoekintenties voor die locatie. Dit onderzoek maakt deel uit van de eerder genoemde haalbaarheidsstudie. Het onderzoek geeft alleen percentages, dus het verlies van 15.000 banen is door het Bewonersplatform Leefbare Kust zelf gekwantificeerd, waarbij naar ik aanneem gebruik is gemaakt van de eerste resultaten van het onderzoek. Een afvaardiging van het Bewonersplatform Leefbare Kust zat hierbij in de begeleidingsgroep.
Graag merk ik op dat de in het onderzoek gepresenteerde effecten gebaseerd zijn op vragen over de bereidheid tot een toeristisch bezoek aan kustlocaties bij mogelijke plaatsing van windmolens op verschillende afstanden van de kust en niet op metingen van daadwerkelijke effecten. Zoals het rapport zelf ook stelt, zal in de praktijk doorgaans een (veel) kleiner percentage mensen het voorgenomen gedrag daadwerkelijk vertonen. Ten slotte wordt bij de maatschappelijke kosten en baten gekeken naar de effecten van het plaatsen van windmolens in de 12 mijlszone op nationaal niveau en niet alleen naar de regionale effecten.

Vraag 5

Bent u bereid om bij ieder windturbineproject met een mogelijk negatieve invloed op het toerisme het dreigende verlies van banen te onderzoeken, en de Kamer hierover te informeren?

De mogelijke effecten op toerisme en recreatie zijn reeds onderdeel van de milieueffectrapportage (MER), dat verplicht is voor vrijwel elk nieuw windmolenpark. In het besluitvormingsproces zijn bij wet verschillende inspraakmomenten voorzien. Om de Kamer apart te informeren over dit aspect bij elk voornemen, van welk formaat dan ook, lijkt mij dan ook onnodig.

Vraag 1

Bent u op de hoogte van de situatie dat gemeenten met negatieve verevening te maken krijgen, wanneer windmolens binnen de gemeentegrenzen worden gebouwd en de OZB-inkomsten stijgen? Bent u op de hoogte van de situatie dat gemeenten slechts 30% van de meeropbrengsten van windenergie in het Gemeentefonds terugzien?1

De opbrengst van de door de windmolens geleverde windenergie wordt niet verevend via het Gemeentefonds.
Binnen het Gemeentefonds wordt op basis van de Financiële-verhoudingswet 1997 rekening gehouden met de mogelijkheden van een gemeente om onroerende zaak belasting (OZB) te innen, oftewel met de (rekenkundige) belastingcapaciteit van de gemeente. Ook voor windmolens kunnen gemeenten OZB heffen. Windmolens vallen onder de categorie «niet-woningen», waarvan 70% van de rekenkundige opbrengst wordt verevend. 30% van de rekenkundige opbrengst blijft ongemoeid.
Verevening vindt plaats op basis van het totale WOZ-waardebedrag in de gemeente, de waarde van het totale onroerend goed dat aan heffing van OZB kan worden onderworpen op basis van het rekentarief dat in de praktijk meestal lager ligt dan het tarief dat gemeenten daadwerkelijk hanteren. Door de jaarlijkse totale WOZ-waarde van gemeenten, inclusief een deel van de waarde van windmolens (i.c. 42%), te berekenen en te vermenigvuldigen met het OZB-rekentarief in het Gemeentefonds, ontstaat de rekenkundige OZB-opbrengst van een gemeente.
Uit jurisprudentie over de wet onroerende zaken (WOZ) volgt dat 58% van de waarde van windmolens, op grond van de werktuigenvrijstelling, niet wordt meegenomen in de grondslag van de bepaling van de WOZ-waarde.
Hierdoor vormt deze waarde geen grondslag voor de te verevenen OZB-opbrengst van gemeenten.

Vraag 2

Deelt u de mening dat voor het behalen van de doelstelling van 6.000 MW aan windenergie draagvlak onder bewoners en bedrijven essentieel is? Deelt u de mening dat omwonenden moeten kunnen meeprofiteren van nieuwe windparken, bijvoorbeeld via investeringsfondsen voor schadeloosstelling, compenserende maatregelen, maatschappelijke projecten en herinrichtingsprojecten?

Om de doelstelling van 6.000 MW windenergie te behalen is het essentieel dat tijdig voldoende ruimtelijke inpassingsplannen worden vastgesteld. Om dat op een bestuurlijk verantwoorde en zorgvuldige manier te doen is van belang om bij windprojecten de omgeving te betrekken. Door middel van (plan)participatie wordt gelegenheid geboden tot overleg tussen verschillende betrokken partijen en wordt de omgeving betrokken bij het planproces.
Zoals reeds opgenomen in de (ontwerp) Structuurvisie Windenergie op land stimuleert het kabinet daarnaast ook financiële participatie. Verschillende (markt) partijen in windenergie werken hier reeds aan. De brancheorganisatie NWEA stelt binnenkort een gedragscode participatie vast. Enkele voorbeelden van financiële participatie zijn verkoop van obligaties, het lidmaatschap van een coöperatieve vereniging, een korting op de energierekening of een bijdrage aan collectieve voorzieningen. Zowel plan participatie als financiële participatie kunnen bijdragen aan het vergroten van draagvlak. Daarnaast is bij windenergieprojecten net zoals bij andere projecten waarvoor ruimtelijke plannen worden vastgesteld het planschadeartikel van de Wet ruimtelijke ordening van toepassing.

Vraag 3

Vindt u het wenselijk dat de negatieve verevening in het geval van extra windmolens er voor zorgt dat een groot deel van de baten van een windpark niet bij de regio terechtkomen, maar worden herverdeeld over gemeenten in heel Nederland? Deelt u de mening dat een dergelijke herverdeling ten koste gaat van investeringen in streekfondsen en compenserende maatregelen?

Zoals al aangegeven onder 1 wordt alleen een deel van de belastingopbrengst uit OZB verevend. De overige baten van een windpark gaan naar de eigenaar en/of aandeelhouders. Gemeenten kunnen meedelen in de baten van een windpark door eigen beheer of deelnemingen.

Vraag 4

Deelt u de mening dat een dergelijke maatregel juist funest is voor het draagvlak van windprojecten onder gemeenten en omwonenden? Zo ja, bent u bereid in het dossier «windenergie op land» de negatieve verevening van toenemende OZB-opbrengsten te herzien?

Het door u geschetste probleem herken ik niet omdat de verevening alleen ziet op de OZB-opbrengsten voor zover de windmolen niet onder de werktuigenvrijstelling valt. Voor het betrekken van de omgeving en het creëren van draagvlak voor windenergie is de OZB noch de verdeling van het gemeentefonds een instrument. Hiervoor zijn andere instrumenten meer geëigend.

Vraag 1

Kent u het onderzoeksverslag van de curatoren van het failliete Econcern dat op woensdag 11 december 2013 werd gepubliceerd en de berichtgeving hierover?1

Ja.

Vraag 2

Deelt u de mening dat de uitkomst van dit onderzoeksverslag en de in dit verslag door beide curatoren van Econcern aangekondigde vervolgonderzoeken mogelijk schadelijk kunnen zijn voor het huidige management van Typhoon, dat bijna geheel uit ex-managers van Econcern bestaat? Zo nee, waarom niet?

Over het onderzoeksverslag van curatoren heb ik geen mening. Het behoort tot de zorgplicht van curatoren om de boedel van Econcern te vereffenen. Over hun bevindingen gaan zij zelf. Op hun handelen is toezicht van de zijde van de rechter-commissaris. Curatoren zullen zich ongetwijfeld bij betrokkenen melden indien zij van mening zijn dat voormalig bestuurders of commissarissen aansprakelijk gesteld moeten worden.

Vraag 3

Wat is uw reactie op het door beide curatoren ingestelde diepgaand onderzoek naar de gangen van de toenmalige directeur van Econcern, waaruit is gebleken dat deze een gedeputeerde van de Provincie Noord Holland heeft omgekocht in een poging geld van de provincie los te krijgen om het bedrijf Darwind gunstig bij de Provincie te stemmen?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 4

De ex-directeur van Econcern is nu directeur van het door hem opgerichte bedrijf Typhoon, dat bouwplannen heeft om ten noorden van Schiermonnikoog twee windmolenparken te bouwen; bent u bereid door het Openbaar Ministerie of de FIOD bij Typhoon een uitvoerig forensisch financieel onderzoek te laten verrichten naar mogelijk vergelijkbare omkopingsgevallen door leden van het managementteam van Typhoon? Zo nee, waarom niet?

Nee. Er is geen reden voor een bijzonder onderzoek.
Overigens blijkt uit mediaberichten2 dat het belang dat Typhoon Offshore B.V. heeft in de vennoten van Buitengaats CV en ZeeEnergie CV naar verwachting binnenkort zal worden afgestoten bij het bereiken van de zogenaamde financial closure.

Vraag 5

In hoeverre komt de toegezegde subsidie van 4,5 miljard euro in gevaar indien blijkt dat één of meerdere managers van Typhoon, die voorheen de directie voerden bij Econcern, zich mogelijk te buiten zijn gegaan aan het plegen van strafbare feiten en daarmee hun integriteit te grabbel hebben gegooid?

De toegezegde subsidie komt niet in gevaar.
In de periode van 4 januari 2010 tot 1 maart 2010 konden partijen die over een Wbr-vergunning (vergunning in het kader van de Wet beheer Rijkswaterstaatwerken) beschikten voor de realisatie van een windpark op zee een aanvraag indienen voor de SDE tender Windenergie op Zee 2009. In totaal zijn er voor twaalf locaties vergunningen afgegeven aan Nederlandse ondernemingen en ondernemingen gevestigd in andere EU-landen. Op 1 maart zijn er 16 aanvragen voor SDE-subsidie ontvangen voor 10 locaties. Na rangschikking van de aanvragen is bij datum van 12 mei 2010 ten behoeve van twee windparken een subsidiebeschikking afgegeven aan Buitengaats CV en ZeeEnergie CV. De subsidiebeschikkingen maken het mogelijk dat Buitengaats CV over een periode van maximaal 15 jaar nadat de productie van duurzame elektriciteit is gestart een subsidie ontvangt tot maximaal € 2.188.926.689 en dat ZeeEnergie CV een subsidie ontvangt van maximaal € 2.206.852.320.
Uiteraard is mij bekend dat de aandelen in de vennoten van de beide CV’s door Bard, een Duitse ondernemer, in augustus 2011 zijn overgedragen aan Typhoon Offshore BV en N.V.HVC, beide Nederlandse vennootschappen. Deze aandelentransactie heeft echter geen enkel gevolg voor de SDE-subsidie; de subsidiegerechtigden blijven derhalve ongewijzigd Buitengaats CV en ZeeEnergie CV.
De subsidie wordt alleen verstrekt bij productie en levering van duurzaam geproduceerde elektriciteit. De subsidiestroom komt zoals het er nu naar uit ziet voor het eerst op gang in 2016. Mocht de installatie niet worden voltooid en er geen stroom geleverd worden dan zal er geen subsidie naar de betrokken CV’s vloeien.

Vraag 6

Bent u bereid, hangende de uitkomst van een onderzoek naar mogelijke malversaties door leden van het management van Typhoon, alle subsidieverlening aan het bedrijf op te schorten totdat onomstotelijk is vastgesteld dat zich geen strafbare feiten hebben voorgedaan? Zo nee, waarom niet?

De subsidiebeschikkingen zijn verstrekt op 12 mei 2010 aan ZeeEnergie CV en Buitengaats CV. Er is op dit moment geen reden om deze subsidiebeschikkingen aan te passen. Zoals hierboven aangegeven vindt daadwerkelijke uitkering van subsidiegeld waarschijnlijk vanaf 2016 plaats.

Vraag 7

Deelt u de mening, gezien het belang van het recht voor de samenleving, dat het recht in dit geval moet prevaleren boven dwingend opgelegde klimaatregels uit Brussel? Zo nee, waarom niet?

Indien er voor Nederland dwingend regels voortvloeien uit het Europees recht maken deze deel uit het Nederlands recht.

Vraag 1

Welke diensten van productie- en leveringsbedrijven (PLB) van energie rechtvaardigen het in rekening brengen van vastrecht, zowel bij de levering van gas als van elektriciteit?

Energieleveranciers kunnen verbruiksonafhankelijke en verbruiksafhankelijke tarieven rekenen voor de levering van energie. Vastrecht is een verbruiksonafhankelijk tarief dat leveranciers in rekening brengen ter dekking van een deel van de overheadkosten en dat leveranciers verschillend kunnen vaststellen. Het betreft kosten die worden gemaakt onder andere ten behoeve van tijdige en juiste facturatie, incassokosten en klantenservice.
De productie en levering van energie gebeurt in een vrije markt, dus energieleveranciers bepalen zelf welke diensten zij aanbieden en op welke wijze zij deze in rekening brengen. De energieleveranciers kunnen daarom verschillende typen contracten aanbieden, met verschillende hoogtes van verbruiksonafhankelijke en verbruiksafhankelijke leveringstarieven. Dit zorgt ervoor dat consumenten ook daadwerkelijk iets te kiezen hebben, al naar gelang persoonlijke situaties en voorkeuren. Zo kan een consument met een hoog jaarverbruik kiezen voor een product met een relatief hoog vastrechtbedrag en een relatief laag verbruiksafhankelijk tarief, wat uiteindelijk tot een voordeel kan leiden voor deze consument.
Voor een consument met een laag energieverbruik kan het juist interessant zijn om een leverancier te kiezen met een relatief laag verbruiksonafhankelijk tarief. Ik zie dan ook geen aanleiding om leveranciers te verplichten overheadkosten – of andere vaste kosten – bij klanten af te rekenen via het verbruiksafhankelijke tarief.

Vraag 2

Indien dit «algemene dienstverlening rond het beschikbaar stellen van een aansluiting is»:

Zie antwoord vraag 1.

Vraag 3

Kunt een overzicht geven van de ontwikkeling van het vastrecht bij de vier grootste PLB’s in de afgelopen tien jaar? Is er enige zakelijk reden waarom de stijging van het vastrecht de laatste jaren veel hoger is dan van de gas- en elektriciteitsprijzen? Zo nee, onderschrijft u dat deze werkwijze de consument misleidt doordat gemakkelijke gestunt kan worden met de leveringstarieven, terwijl de feitelijke rekening niet daalt?

De Autoriteit Consument en Markt (ACM) monitort de ontwikkeling van de totale leveringskosten voor een gemiddeld huishouden voor elektriciteit en gas en rapporteert hierover in haar halfjaarlijkse monitoringsrapportages. ACM gebruikt hiervoor het gewogen gemiddelde van verbruiksafhankelijke tarieven (voor elektriciteit €/KWh; voor gas €/m3) van alle energieleveranciers plus het gewogen gemiddelde verbruiksonafhankelijke tarief (per jaar). Cijfers voor de vier grootste energieleveranciers zijn niet voorhanden, maar de ACM geeft aan dat onderstaande tabel1 een representatief beeld geeft van de trendmatige ontwikkeling van de leveringskosten voor een gemiddeld huishouden (prijzen zijn exclusief BTW en energiebelasting). Wel zal ik de ACM vragen om in de eerstvolgende monitoringsrapportage een overzicht te geven van de ontwikkeling van het vastrecht bij de vier grootste energieleveranciers.
1-7-2006
€ 18,51
€ 0,0674
1-1-2007
€ 18,50
€ 0,0810
1-7-2007
€ 20,21
€ 0,0787
1-1-2008
€ 19,05
€ 0,0769
1-7-2008
€ 19,07
€ 0,0792
1-1-2009
€ 20,44
€ 0,0937
1-7-2009
€ 20,49
€ 0,0878
1-1-2010
€ 20,49
€ 0,0733
1-7-2010
€ 21,34
€ 0,0726
1-1-2011
€ 22,44
€ 0,0698
1-7-2011
€ 24,26
€ 0,0722
1-1-2012
€ 26,80
€ 0,0742
1-7-2012
€ 27,10
€ 0,0748
1-1-2013
€ 32,78
€ 0,0705
1-7-2013
€ 32,18
€ 0,0701
1-7-2006
€ 18,06
€ 0,3225
1-1-2007
€ 16,93
€ 0,3506
1-7-2007
€ 19,84
€ 0,3167
1-1-2008
€ 20,86
€ 0,3226
1-7-2008
€ 20,37
€ 0,3838
1-1-2009
€ 21,68
€ 0,4292
1-7-2009
€ 21,65
€ 0,2728
1-1-2010
€ 21,85
€ 0,2729
1-7-2010
€ 36,03
€ 0,2926
1-1-2011
€ 24,37
€ 0,2974
1-7-2011
€ 25,16
€ 0,3480
1-1-2012
€ 27,25
€ 0,3574
1-7-2012
€ 27,88
€ 0,3947
1-1-2013
€ 32,56
€ 0,3555
1-7-2013
€ 32,92
€ 0,3459
De tabel laat zien dat gemiddeld de tarieven voor het verbruiksonafhankelijke deel van de energierekening verhoudingsgewijs meer gestegen zijn dan de verbruiksafhankelijke tarieven. Dit kan mede verklaard worden doordat er de afgelopen 8 jaar meer productdifferentiatie heeft plaatsgevonden, zoals contracten met verschillende looptijden of producten zoals groene energie.
Ik heb van ACM geen signalen ontvangen dat consumenten zich misleid achten. Uit de halfjaarlijkse monitoringsrapportages van ACM blijkt dat klanten juist steeds meer bereid zijn van energieleverancier te wisselen. Zo geeft inmiddels 44% van alle huishoudens aan wel eens te zijn overgestapt en is het switchpercentage sinds de liberalisering nog nooit zo hoog geweest als nu. Tussen 1 juli 2012 en 1 juli 2013 stapte 13,6% over voor elektriciteit en 13,3% voor gas.
Dit laat onverlet dat een transparante energierekening voor consumenten voor mij een belangrijk doel is. Een aantal maatregelen specifiek gericht op het beter begrijpelijk maken van de energieprijzen wordt daarom uitgewerkt in het kader van de wetgevingsagenda STROOM. Ik vind daarbij drie zaken belangrijk. Prijzen moeten ten eerste begrijpelijk zijn. Ten tweede moeten prijzen van verschillende energieleveranciers vergelijkbaar zijn en ten derde moeten prijzen consistent zijn in de keten van aanbod, contract en rekening. Energieleveranciers kunnen een belangrijke bijdrage aan de begrijpelijkheid en vergelijkbaarheid van energieprijzen leveren door gebruik te gaan maken van dezelfde begrippen en deze aan de consument op uniforme wijze uit te leggen. Ik ben met de sector in gesprek hierover. Ook vind ik het belangrijk dat consumenten weten welke componenten van de energieprijs ze kunnen beïnvloeden, door bijvoorbeeld minder te verbruiken of door over te stappen van energieleverancier, en welke ze niet kunnen beïnvloeden.
Het vastrecht voor levering kunnen consumenten bijvoorbeeld beïnvloeden door over te stappen van energieleverancier, maar niet door minder te verbruiken.

Vraag 4

Houdt de Autoriteit Consument en Markt (ACM) toezicht op de ontwikkeling van het vastrecht bij de productie- en leveringsbedrijven van energie? Op grond van welke criteria en met welke frequentie?

ACM houdt toezicht op de leveringstarieven als geheel. Energieleveranciers zijn namelijk verplicht om op een betrouwbare wijze en tegen redelijke tarieven en voorwaarden energie te leveren aan consumenten en bedrijven. Dit is vastgelegd in de Elektriciteitswet (artikel 95b) en in de Gaswet (artikel 44). Wanneer de ACM het totale leveringstarief als onredelijk beoordeelt heeft ze de bevoegdheid om in te grijpen en kan ze een maximumtarief opleggen.

Vraag 5

Indien de ACM geen prioriteit geeft aan dit thema: kan er op de kortst mogelijke termijn een analyse gemaakt worden van de vastrecht-problematiek?

Ik zie geen probleem in de wijze waarop vastrecht in rekening wordt gebracht. Ook ACM ziet hier geen knelpunten. ACM houdt bovendien toezicht op de redelijkheid van het totale leveringstarief. Ik vind het wel van belang dat de energierekening begrijpelijk is en ik ben hierover met de sector in gesprek. Vanwege bovenstaande zie ik geen toegevoegde waarde in nader onderzoek.

Vraag 6

Bent u bereid te onderzoeken of het mogelijk is om de PLB’s te verplichten om hun overheadkosten via de energieprijzen te verrekenen, in plaats van via een versluierend werkend vastrechttarief?

Zie antwoord vraag 5.

Vraag 1

Wat is de reden voor het ontbreken van calamiteitenplannen specifiek geënt op windturbines en waarvan de Veiligheidsregio Rotterdam-Rijnmond aangeeft dat deze niet aanwezig zijn? Voor welke veiligheidsregio(»s) geldt dit nog meer?

De brandweer van de Veiligheidsregio Rotterdam Rijnmond heeft generieke instructies en procedures voor brandbestrijding en hulpverlening, waaronder voor brand in hoge gebouwen. Voor speciale objecten zijn er specifieke inzetprocedures en aanvalsplannen. Bijvoorbeeld voor hoge gebouwen zoals flats of kantoortorens waar veel mensen aanwezig zijn of indien er bij een incident een groot effect voor de omgeving te verwachten is.
Voor windturbines zijn er geen specifieke inzetprocedures. Brandweerfunctionarissen maken bij de brandbestrijding en hulpverlening bij alle windmolens gebruik van de bovengenoemde generieke procedures en van de kennis en ervaring verkregen bij opleiding, training en oefening.
Naast deze mogelijkheden van de basisbrandweerzorg kan gebruik gemaakt worden van de hoogtereddingsteams van de brandweer (zie antwoord 4 en 5). Gezien de lage frequentie van incidenten met windmolens wordt dit toereikend geacht. Of er redenen zijn om te kunnen beschikken over aanvullende middelen of procedures, specifiek voor windturbines, zal mogelijk blijken uit het brandonderzoek van de Veiligheidsregio Rotterdam Rijnmond naar de windmolenbrand in Ooltgensplaat.
Het opstellen van instructies, inzetprocedures en aanvalsplannen is een verantwoordelijkheid van de veiligheidsregio’s. Er worden hiervan geen landelijke overzichten bijgehouden.

Vraag 2

Tot welke hoogte gelden de door de brandweer toegepaste algemene instructies en middelen voor het werken op grote hoogte en is er verschil tussen de veiligheidsregio’s voor wat betreft deze instructies? Kunt u een overzicht uitgesplitst per veiligheidsregio geven?

Instructies voor de hulpverlening en brandbestrijding op hoogte, waaronder veiligheidsinstructies, gelden in principe voor iedere hoogte.
Voor brandbestrijding en hulpverlening op hoogten boven 20 meter worden in gebouwen waar (veel) mensen verblijven in het vergunningsproces extra voorzieningen geëist (bijvoorbeeld een droge blusleiding, een sprinkler, een extra vluchtweg). Dit betreft overigens andere typen objecten dan windmolens, die een bouwwerk niet zijnde een gebouw zijn. Een windmolen is een niet voor publiek toegankelijk object; er verblijven geen mensen maar incidenteel enkel (onderhouds)personeel. Het personeel dient conform de Arbowet aan eisen te voldoen. (zie antwoord 6). Met autoladders en hoogwerkers kan de brandweer een hoogte van ongeveer 25 meter bereiken voor redding en blussing via de buitenzijde.
Instructies en middelen behoren tot de verantwoordelijkheid van de veiligheidsregio’s. Er worden hiervan geen landelijke overzichten bijgehouden.

Vraag 3

Hoeveel windturbines in Nederland vallen buiten de in hierboven genoemde instructies?

Zie antwoord vraag 1.

Vraag 4

In welke plaatsen zijn specialistische teams aanwezig en hoe snel kunnen deze bij windturbinecalamiteiten aanwezig zijn? Kunt u daarbij de minimale en maximale aanrijtijd vermelden voor de meest ver gelegen windturbines?

Er zijn specialistische brandweerteams voor redding op hoogte aanwezig in Utrecht, Terneuzen, Rotterdam en Eindhoven. Deze teams worden ingezet om mensen op hoogte (en diepte) te redden. De teams zijn niet gericht op het blussen van branden.
De maximale opkomsttijd bedraagt 1 uur. Team Utrecht verzorgt per helikopter van de Dienst Luchtvaartpolitie, Noord Nederland en het uiterste Zuiden.
De hoogtereddingsteams kunnen van windturbines van iedere hoogte mensen veilig naar beneden te brengen. Het uitgangspunt bij incidenten in windturbines blijft echter dat daarvoor getrainde monteurs zichzelf in veiligheid brengen met hun persoonlijke veiligheidsuitrusting.

Vraag 5

Kunnen alle vier specialistische teams de hoogte bereiken van de bestaande en geplande windturbines? Zo nee, van welke turbines niet en kunt u hier ook overzicht van gegeven?

Zie antwoord vraag 4.

Vraag 6

Op welke wijze is een en ander geregeld voor windturbines op zee? In hoeverre wordt er bij de afgifte van een omgevingsvergunning voor windturbines op zee rekening gehouden met de hoogte waarop een turbinebrand kan plaatsvinden? Zijn er in de veiligheidsregio’s calamiteitenplannen beschikbaar waarin rekening wordt gehouden met brand op (grote) hoogte in windturbines op zee en het redden van eventueel aanwezige mensen? Zo nee, waarom niet?

Voor het bouwen van een windturbinepark op de Noordzee verleent Rijkswaterstaat een Watervergunning. In de voorschriften van deze vergunning ligt vast, dat voor de te plaatsen windturbines een certificaat moet zijn uitgegeven. Brandveiligheidseisen maken onderdeel uit van deze certificering. Daarnaast is in de aanvraag voor de vergunning een onderhoudsplan en een calamiteitenplan opgenomen. Rijkswaterstaat beoordeelt deze plannen bij vergunningverlening. Bij vergunningverlening wordt niet specifiek rekening gehouden met de hoogte waarop een brand kan plaatsvinden.
Krachtens de Arbowet gelden voor werkzaamheden op of aan windturbines dezelfde eisen voor windmolens op land als op zee. De sector windenergie verplicht onderhoudspersoneel voor werkzaamheden aan installaties op windturbineparken op land en op zee een BHV-opleiding, een Redding op hoogte certificaat en een VCA-certificaat te hebben. Onderhoudspersoneel van windturbines is getraind om bij calamiteiten af te dalen via de buitenkant of in de windturbine. Op zee worden bij brand de aanwezige blusmiddelen in de windturbine en de blusser in de stand-by-boot gebruikt. Indien na een calamiteit zo spoedig mogelijk vervoer naar een ziekenhuis nodig is, wordt de Kustwacht ingeschakeld om het transport te verzorgen. De veiligheidsregio’s hebben geen rol bij calamiteiten bij windturbines op zee, omdat het grondgebied waar ze staan niet gemeentelijk is ingedeeld.

Vraag 1

Is het u bekend dat er in Nederland tientallen zonne-energieprojecten een groot probleem hebben nu u aan de Eerste Kamer heeft gemeld1 dat wanneer andere partijen dan de bewoner zonnepanelen op de woning installeren, de bewoners geen gebruik mogen maken van de vrijstelling van de energiebelasting, zoals beschreven in artikel 50 van de Wet Belastingen op Milieugrondslag, tenzij de productie van elektriciteit voor risico en rekening is voor de bewoner? Hoeveel projecten worden getroffen door deze aanpassing?

Vraag 2

Klopt het dat het voor het gebruikmaken van de vrijstelling van energiebelasting niet van belang is wie de eigenaar van de installatie is? Is daarbij alleen het criterium van belang dat de opwekking van elektriciteit plaatsvindt «voor rekening en risico» van de verbruiker?

Vraag 3

Waarom verklaart u het criterium «voor rekening en risico van de verbruiker» van toepassing, terwijl dat niet in artikel 50 van de Wet Belastingen op Milieugrondslag wordt genoemd?

Vraag 4

Hoe zijn de afgelopen jaren projecten die van de constructie zoals beschreven in vraag 1 gebruik maakten, fiscaal behandeld? Zijn de door u gegeven antwoorden aan de Eerste Kamer een wijziging van beleid? Zo nee, waarom worden deze projecten nu geconfronteerd met deze nieuwe inzichten?

Vraag 5

Welke oplossingen zijn er voor de problemen waar de hierboven genoemde projecten nu mee geconfronteerd worden? Is de enige mogelijkheid dat zij de lopende contracten waarbij afgerekend wordt per geleverde kWh, omzetten naar een vast leasebedrag? Welke administratieve lasten voor deze partijen zijn daaraan verbonden?

Vraag 6

Klopt het dat een verlengde private aansluiting van een oplaadpunt voor een elektrische auto achter de meter van een woning juridisch mogelijk is, zoals wordt gesteld in het onderzoek van ingenieursbureau Movares «Onderzoek Verlengde Private Aansluiting»? Is deze aansluiting nog steeds juridisch mogelijk wanneer er sprake is van levering van elektriciteit vanuit de auto aan de woning (achter de aansluiting)?

Een verbinding van achter de meter van een woning naar een oplaadpunt voor een elektrische auto is mogelijk, maar de vraag is wat de status is van een dergelijke verbinding. Als het oplaadpunt zich bevindt binnen een ander WOZ-object of zelf een ander WOZ-object is, dan zou de verbinding naar het oplaadpunt aangemerkt kunnen worden als een aansluiting of als een net. Een aansluiting achter een aansluiting kan echter niet (behoudens achter een net-op-net aansluiting), waardoor beargumenteerd zou kunnen worden dat door de verbinding te leggen met een dergelijk oplaadpunt de oorspronkelijke aansluiting van de afnemer tot net is verworden. Kortom, de vraag wat de status is van een «verlengde private aansluiting» is afhankelijk van de specifieke situatie. Hierbij is niet relevant welke kant de elektriciteit op gaat, dus het onttrekken van elektriciteit uit de accu van een elektrische auto is niet van invloed op de juridische status van de verbinding.

Vraag 7

Betekent dit ook dat een verlengde private aansluiting mogelijk is van een zonnestroominstallatie op een dak van een WOZ-object achter de meter van de aansluiting van een ander nabijgelegen WOZ-object? Met andere woorden: mag men zonnepanelen op het dak van de buren leggen en aansluiten in de meterkast van de eigen woning?

Ook bij een verbinding van achter de meter naar zonnepanelen op een ander WOZ-object speelt de vraag wat de status is van een dergelijke verbinding. Ingeval van een verbinding met een productie-installatie ligt die vraag wel duidelijker, omdat daarvoor de figuur «directe lijn» bestaat. Dat is namelijk een verbinding tussen een producent met een productie-installatie en één of meerdere verbruikers. Een verbinding met zonnepanelen op het dak van de buren is dus mogelijk, maar dat is een directe lijn en niet een «verlengde private aansluiting».

Vraag 8

Is het correct dat de Belastingdienst de btw-plicht voor de productie van zonnestroom door particulieren zodanig interpreteert dat niet alleen de stroom die aan het net wordt teruggeleverd, maar ook aan de stroom die direct in de woning zelf verbruikt wordt en de elektriciteitsmeter dus niet eens passeert, btw-plichtig is?2 Volgt deze stellingname uit het Fuchs-arrest of is dit een eigen interpretatie van de Belastingdienst? Is het niet redelijk de btw-plicht alleen van toepassing te verklaren op elektriciteit die aan het net wordt teruggeleverd en niet voor direct geconsumeerde elektriciteit?

Ja, bij niet in het dak geïntegreerde zonnepanelen is de exploitant ook btw verschuldigd over de stroom die hij zélf verbruikt. Deze btw-plicht volgt rechtstreeks uit artikel 3, derde lid, onder a, van de Wet op de omzetbelasting 1968 waarmee artikel 16 van de btw-richtlijn wordt uitgevoerd. In artikel 16 van de btw-richtlijn is een btw-plicht opgenomen voor goederen (waaronder stroom) die privé worden gebruikt. Op dit punt is er geen keuzemogelijkheid voor lidstaten. De btw-plicht is redelijk omdat btw-aftrek voor de investering in de zonnepanelen ontstaan is als gevolg van het Fuchs-arrest. Als geen btw-aftrek voor de investering in de zonnepanelen is ontstaan, is het privé-gebruik ook niet belast met btw. Door de werking van de kleine ondernemingsregeling wordt overigens na het jaar van aanschaf en ingebruikname van de zonnepanelen helemaal geen btw betaald. Ook niet over privé-gebruik. Tot een bedrag van € 1.345 hoeft op grond van die regeling namelijk helemaal geen btw te worden betaald.

Vraag 9

Wat betekent de btw-plicht voor zelf (achter de meter) opgewekte hernieuwbare elektriciteit voor een situatie waarin er sprake is van elektriciteitsopslag achter de meter? Wat betekent dit voor situaties waarin elektriciteit uitgewisseld wordt, bijvoorbeeld via smart grids?

Voor zover mij bekend komt deze situatie niet voor bij kleinverbruikaansluitingen (3x80A).

Vraag 10

Hoe gaat u om met de btw-plicht op zonnestroom in situaties met een oude terugdraaimeter, waarin het direct eigen verbruik en het volume teruggeleverde elektriciteit niet of moeilijk te bepalen is? Als de btw-plicht alleen geldt over aan het net teruggeleverde elektriciteit, hoe gaat u dit volume in deze situaties vaststellen?

De Belastingdienst merkt zonnepaneleneigenaren aan als btw-ondernemer als daarmee regelmatig en tegen vergoeding stroom wordt geleverd aan het energiebedrijf. Van een vergoeding is sprake als de exploitant een bedrag betaald krijgt voor de (via de zonnepanelen) aan het energiebedrijf geleverde stroom. Het maakt daarbij geen verschil of de eigenaar/exploitant over een zogenoemde «slimme» meter of een analoge (=terugdraai) meter beschikt, en de vergoeding via de salderingsmethode door het energiebedrijf aan de eigenaar/exploitant wordt betaald.

Vraag 11

Is u bekend dat energieleveranciers niet eenduidig omgaan met het salderen van elektriciteit op basis van het hoog- en laagtarief? Zijn energieleveranciers verplicht om in het net ingevoerde stroom tegen het tarief te salderen dat op dat moment ook in rekening wordt gebracht? Welke consequenties heeft de introductie van kwartiertarieven in dat verband?

Mij is niet bekend dat dit in de praktijk tot problemen leidt. In de Elektriciteitswet 1998 is niet expliciet opgenomen of gesaldeerd moet worden voor het dag- of nachttarief. De salderingsregeling is in het verleden tot stand gekomen om het wettelijk kader in overeenstemming te brengen met de feitelijke situatie waarin meters terugdraaiden op het moment dat elektriciteit op het net werd ingevoed. In die situatie, die in de praktijk nog steeds veel voorkomt, is automatisch sprake van saldering van productie en verbruik in dezelfde tariefcategorie. Inmiddels zijn er ook meetinrichtingen die het onttrekken en invoeden van elektriciteit apart meten. Deze meetinrichtingen registreren of dat tijdens het dag- of nachttarief gebeurt zodat verbruik en productie door leveranciers binnen dezelfde tariefcategorie kunnen worden gesaldeerd.
Hoe een eventuele introductie van kwartiertarieven hierop in zal grijpen moet op dat moment worden bezien.

Vraag 12

Klopt het dat het CBS haar cijfers van de geïnstalleerde capaciteit aan zonnestroominstallaties in Nederland baseert op een inventarisatie en inschatting van de totale afzet van leveranciers van zonnepanelen? Klopt het dat het CBS de uitgebruikname van zonnepanelen baseert op een levensduur van zonnestroominstallaties van 15 jaar, terwijl fabrikanten rekenen met een levensduur van tenminste 25 jaar?

Het is juist dat CBS de geïnstalleerde capaciteit aan zonnestroominstallaties in Nederland baseert op een inventarisatie van de totale afzet van leveranciers van zonnepanelen. Andere beschikbare informatiebronnen (zoals data over subsidies en een register van de netbeheerders) geven (nog) geen voldoende compleet beeld.
Het CBS rekent met een gemiddelde levensduur van zonnestroominstallaties van 15 jaar. Dit is een standaardwaarde voor installaties voor de productie van hernieuwbare energie die CBS hanteert als geen andere voldoende betrouwbare informatie beschikbaar is.

Vraag 13

Wat vindt u van het feit dat het CBS de geproduceerde hernieuwbare elektriciteit uit zonnestroominstallaties berekent door het geïnstalleerd vermogen te vermenigvuldigen met een kengetal van 700 kWh/kWp, terwijl AgentschapNL doorgaans rekent met een kengetal van 850 kWh/kWp en in sommige delen van het land, met een goede positionering van de zonnepanelen, een output van 1.000 kWh/kWp of meer kan worden gerealiseerd?

Het CBS berekent de productie van zonnestroom door de opgestelde capaciteit te vermenigvuldigen met 700 kWh/kWp. Dit kengetal is afgesproken in het Protocol Monitoring Hernieuwbare Energie (Agentschap NL, 2010). Het is het CBS bekend dat moderne zonnepanelen meer kunnen produceren. Daar staat tegenover dat deze 700 kWh/kWp wordt toegepast op de capaciteit die staat opgesteld aan het eind van het jaar, waarbij dus aangenomen wordt dat die capaciteit het hele jaar heeft geproduceerd. Momenteel wordt door Agentschap NL gewerkt aan een update van het Protocol. CBS en branchevereniging Holland Solar zijn bij deze update betrokken. Bij deze update zullen indien daar noodzaak voor is nieuwe inzichten uit betrouwbare bronnen worden meegenomen.

Vraag 14

Deelt u de conclusie dat de cijfers die het CBS geeft van de geproduceerde hernieuwbare elektriciteit uit zonnestroominstallaties onnauwkeurig zijn en dat deze onnauwkeurigheid met een toenemende geïnstalleerde capaciteit ook toeneemt? Acht u een afwijking van 20% of meer goed mogelijk?

In de CBS-statistiek Hernieuwbare Energie in Nederland 20123 geeft het CBS zelf aan dat de onnauwkeurigheid gelijk is aan 25% voorzover het gaat om de voorlopige cijfers over 2012. Inmiddels zijn echter de definitieve cijfers over 2012 bekend. Deze cijfers zijn nauwkeuriger. Het CBS schat de afwijkingen nu op ongeveer 15 procent.
Zonnestroom is een van de onderdelen van de statistiek hernieuwbare energie. De bijdrage van zonnestroom aan het totale verbruik van hernieuwbare energie in Nederland is beperkt tot ongeveer 1 procent. De onzekerheid in het zonnestroomcijfer heeft daardoor niet of nauwelijks enige invloed op de registratie van het totale verbruik van hernieuwbare energie in Nederland.

Vraag 15

Klopt het dat elektriciteit ongeveer zes keer zwaarder belast wordt dan aardgas als de energiebelasting gerelateerd wordt aan de energie-intensiteit? Klopt het dat elektriciteit ongeveer twee keer zwaarder belast wordt dan aardgas als de energiebelasting gerelateerd wordt aan de koolstofintensiteit per eenheid energie? Wat is daarvan de reden?

Het klopt dat elektriciteit in de eerste verbruiksschijf circa zes keer zwaarder belast wordt dan aardgas als de energiebelasting gerelateerd wordt aan de energie-intensiteit. Ook als gekeken wordt naar de koolstofintensiteit wordt elektriciteit zwaarder belast. Bij de keuze om het verbruik van elektriciteit relatief zwaarder te belasten dan het verbruik van aardgas wogen in het verleden met name de inkomenseffecten voor huishoudens met lagere inkomens mee. Het elektriciteitsverbruik blijkt meer welvaartsafhankelijk te zijn dan het aardgasverbruik. Ik vind het wenselijk om deze inkomenseffecten voor huishoudens met lagere inkomens mee te wegen. Dit laat onverlet dat een zwaardere belasting van aardgas van invloed zou kunnen zijn op bijvoorbeeld de penetratie van warmtepompen. In het energieakkoord is afgesproken dat onderzoek wordt gedaan naar de toepassing van duurzame warmte/koude, zoals de warmtepomp.

Vraag 16

Vindt u dit wenselijk mede met het oog op ontwikkelingen waarin elektriciteit op kleinverbruikersniveau met een hoog rendement kan worden geproduceerd uit aardgas door middel van een brandstofcel of, vice versa, gas geproduceerd wordt uit elektriciteit met behulp van elektrolyse («power to gas»)? Klopt het dat daardoor ook warmteopwekking door middel van warmtepompen in het nadeel is?

Zie antwoord vraag 15.

Vraag 1

Kent u het rapport «Cuadrilla Resources Ltd – Quick Scan» van onderzoeksbureau SOMO?

Ja.

Vraag 2

Deelt u de mening dat de financiële positie van Cuadrilla niet voldoende robuust is om aansprakelijkheid bij een ongeval met schaliegasboringen te garanderen?

Een vergunning die uit hoofde van de Mijnbouwwet is aangevraagd voor het opsporen of winnen van delfstoffen kan onder meer worden geweigerd op grond van de financiële mogelijkheden van de aanvrager. De beoordeling van de financiële capaciteit van Cuadrilla Resources Ltd gaf mij geen aanleiding om uit dien hoofde de aangevraagde vergunning te weigeren. Ook de overdracht van de vergunning door Cuadrilla Resources Ltd aan haar dochteronderneming Cuadrilla Brabant B.V. geeft mij, mede gezien de relatie met het moederbedrijf Cuadrilla Resources Ltd, geen reden om te twijfelen aan de financiële capaciteit van de vergunninghouder.
De houder van een vergunning uit hoofde van de Mijnbouwwet voor de opsporing of winning van delfstoffen heeft een zorgplicht ten aanzien van een goede uitvoering van de activiteiten waarvoor de vergunning is verleend. Zo moet de vergunninghouder alle maatregelen nemen die redelijkerwijs van hem kunnen worden gevergd om te voorkomen dat de met gebruikmaking van de vergunning verrichte activiteiten schade veroorzaken. Indien desondanks toch schade zou ontstaan waarvoor de vergunninghouder aansprakelijk is, dan dient hij deze te vergoeden. Er is vooralsnog geen reden om te veronderstellen dat de financiële positie van Cuadrilla Brabant B.V. niet voldoende robuust zou zijn om eventuele schade als gevolg van een ongeval bij schaliegasboringen te kunnen vergoeden.
Indien een wijziging in de financiële mogelijkheden van de vergunninghouder daartoe aanleiding zou geven, dan bestaat uiteindelijk op grond van de Mijnbouwwet de mogelijkheid de vergunning in te trekken. Ik zie op dit moment geen reden voor intrekking van de vergunning. Bedrijfsvertrouwelijke, financiële gegevens over Cuadrilla kan en wil ik niet openbaar maken.

Vraag 3

Zo ja, waarom bent u dan toch overgegaan tot het verlenen van een vergunning aan Cuadrilla?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 4

Zo nee, op welke informatie baseert u deze conclusie? Bent u bereid deze informatie te delen met de Kamer en hoe gaat u deze informatie openbaar maken?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 5

Heeft u Cuadrilla om een extra financiële garantstelling gevraagd bij afgifte van de vergunning, zoals bedoeld in artikel 46 van de Mijnbouwwet?

Artikel 46 van de Mijnbouwwet biedt de mogelijkheid om te bepalen dat zekerheid dient te worden gesteld ter dekking van de aansprakelijkheid voor de schade die naar redelijke schatting ontstaat door beweging van de aardbodem als gevolg van het winnen van delfstoffen. Nu de Mijnbouwwet deze financiële garantstelling heeft geclausuleerd en heeft verbonden aan een winningsvergunning is deze niet gevraagd bij de verlening van de opsporingsvergunning.

Vraag 6

Zo nee, waarom niet? Zo ja, bent u bereid een kopie van deze garantstelling te sturen aan de Kamer?

Zie antwoord vraag 5.

Vraag 7

Bent u bekend met de opsomming van controverses waarbij Cuadrilla betrokken is uit het eerder genoemde rapport van SOMO? Bent u van mening dat bewezen is dat Cuadrilla voldoende «maatschappelijke verantwoordelijkheidszin» heeft getoond zoals gesteld in artikel 9 van de Mijnbouwwet, zowel in haar activiteiten in het Verenigd Koninkrijk als in Nederland? Zo nee, waarom heeft u dan toch een opsporingsvergunning verleend aan Cuadrilla? Zo ja, waarop baseert u deze conclusie?

Een reden om een uit hoofde van de Mijnbouwwet aangevraagde opsporingsvergunning te weigeren, kan zijn dat de aanvrager van de vergunning bij opsporings- of winningsactiviteiten onder een eerdere onder de Mijnbouwwet vallende vergunning blijk heeft gegeven van gebrek aan maatschappelijke verantwoordelijkheidszin. Van een dergelijk gebrek is ten tijde van de verlening van de opsporingsvergunning aan Cuadrilla niet gebleken. Het rapport van SOMO geeft mij geen reden om te veronderstellen dat Cuadrilla in dit verband onjuiste of onvolledige gegevens of bescheiden zou hebben verstrekt, die grond zouden kunnen opleveren om op grond van artikel 21, eerste lid, van de Mijnbouwwet de aan Cuadrilla verleende opsporingsvergunning in te trekken.

Vraag 8

Bent u bereid om deze vragen te beantwoorden voor dat het volgende debat over schaliegas gehouden wordt?

Ja.

Vraag 1

Wat is uw reactie op het bericht «Forse stijging netkosten verwacht door groene stroom»?1

De integratie van productie van hernieuwbare energie in het elektriciteitsnet vereist extra investeringen in netten. Producenten van fossiele en hernieuwbare energie worden immers op gelijke manier door netbeheerders behandeld: de netbeheerder zorgt ervoor dat de door hen geproduceerde elektriciteit getransporteerd kan worden naar afnemers. De precieze kosten van de integratie van hernieuwbare elektriciteit zijn met onzekerheden omgeven. De gezamenlijke Nederlandse netbeheerders hebben in 2011 verschillende scenario’s uitgewerkt om indicatief in kaart te brengen hoeveel additionele investeringen in het kader van de energietransitie in de netten (zowel elektriciteit als gas) zouden moeten worden gedaan.2 De bandbreedtes van de netinfrastructuurinvesteringen voor het faciliteren van de energietransitie bedragen, afhankelijk van deze scenario’s, tussen de € 20 en € 71 miljard in de periode tot 2050. In deze scenario’s is onder andere rekening gehouden met investeringen in hoog- en middenspanningsnetten, de verzwaring van laagspanningskabels en de inpassing van windenergie, inclusief de inpassing van windenergie op zee. Deze investeringen dienen ook ter accommodatie van de verwachte stijgende vraag naar en transport van elektriciteit. Zij dienen dus niet louter ter inpassing van duurzame energie. Het rapport vermeldt ten slotte dat in haar berekeningen geen rekening gehouden is met het kostenverlagende effect van slimme netten. Netuitbreidingen zouden namelijk vermeden kunnen worden door slimmere afstemming van vraag en aanbod.

Vraag 2

Kunt u aangeven wat een gemiddeld huishouden met een gemiddeld stroomverbruik in 2012 en 2013 kwijt is aan zijn energierekening, uitgesplitst naar energiekosten, belastingen, heffingen, netwerkkosten en alle andere componenten?

De toezichthouder (ACM) brengt twee keer per jaar een rapportage uit over marktwerking en consumentenvertrouwen in de energiemarkt. Onderdeel van deze rapportage is een uiteenzetting van de opbouw van de energierekening van een huishouden met een gemiddeld gebruik.3 Hieronder vindt u een overzicht van de opbouw over de jaren 2012 en 2013.4
Jaarlijkse rekening
2012
2013
Elektriciteit
Netwerkkosten
€ 178
€ 186
Meterhuur
€ 26
€ 24
Leveringskosten
€ 287
€ 264
Gas
Netwerkkosten
€ 119
€ 123
Meterhuur
€ 19
€ 18
Leveringskosten
€ 666
€ 546
Belastingen
Energiebelasting
€ 348
€ 351
BTW
€ 329
€ 317
Totaal
€ 1.972
€ 1.829

Vraag 3

Kunt u aangeven wat een gemiddeld huishouden met een gemiddeld stroomverbruik de komende jaren naar verwachting kwijt zal zijn aan zijn energierekening? Kunt u een overzicht geven voor de jaren 2014 t/m 2023 en verder, uitgesplitst naar energiekosten, belastingen, heffingen, netwerkkosten en alle andere componenten, uitgaande van de door u geprognotiseerde electriciteitsprijzen?

Het is niet mogelijk om een exacte voorspelling te geven van de toekomstige ontwikkeling van de gehele energierekening. Deze staat immers onder invloed van een groot aantal factoren. Het is echter wel mogelijk om voor de komende drie tot vijf jaar een aantal trends waar te nemen die de energierekening van huishoudens zullen beïnvloeden:
Groothandelsprijzen1
Elektriciteit (€/MWh)
Gas (TTF) (€/MWh)
2013
€ 52
€ 25
2014
€ 49
€ 27
2015
€ 44
€ 26
2016
€ 43
€ 26
2017
€ 43
€ 25
2018
€ 45
€ 24
De prijzen voor 2013 zijn afgeleid van de jaar-vooruitprijzen over 2012. De prijzen voor gas en elektriciteit voor 2014–2018 zijn gebaseerd op de jaar-vooruitprijzen (ICE Endex) d.d. 11-12-2013.
De genoemde groothandelsprijzen van elektriciteit en gas worden beïnvloed door internationale ontwikkelingen, waaronder veranderingen in brandstofprijzen. Via interconnectoren wordt de Nederlandse groothandelsprijs bovendien ook door derde landen beïnvloed. De termijn waarop deze ontwikkelingen doorwerken in leveringsprijzen voor consumenten is ten slotte afhankelijk van het type contract dat zij hebben: vast of variabel.
Jaarlijkse kosten Heffing SDE+
Effect huishouden (incl. 21% BTW)
2013
€ 9
2014
€ 19
2015
€ 30
2016
€ 45
2017
€ 65
2018
€ 97
2019
€ 144
2020
€ 195
2021
€ 213
2022
€ 223
2023
€ 237

Vraag 4

Deelt u de mening dat een fors stijgende energierekening een enorme aanslag op de koopkracht van burgers is, dat dit het herstel van onze economie in de weg zit en dat onze welvaart hierdoor zal afnemen? Zo nee, waarom niet? Zo ja, waarom zet u dit beleid dan voort?

Een betaalbare energierekening is van groot belang. Ik houd de ontwikkeling van de energierekening van huishoudens in de gaten en neem dit belang in ogenschouw bij de vormgeving van mijn beleid.
In het antwoord op vraag 4 gaf ik al aan dat de energierekening bestaat uit verschillende onderdelen en beïnvloed wordt door vele factoren. De conclusie dat de energierekening fors zal stijgen, valt daarom mijns inziens niet te maken louter op grond van verwachte investeringen van netbeheerders voor de inpassing van hernieuwbare elektriciteit.
Daarnaast is van belang dat de vormgeving van de Nederlandse energiemarkt bijdraagt aan het laag houden van de energierekening. Een sterk concurrerende leveringsmarkt leidt bijvoorbeeld tot scherpe leveringsprijzen voor afnemers. Hierbij merk ik op dat de jaarrekening van huishoudens in 2013 € 143 lager was dan in 2012 en dat deze verlaging grotendeels te danken valt aan een lagere leveringsprijs voor gas. Bovendien is, zoals eerder aangegeven, ook het toezicht van ACM op de netbeheerders gericht op betaalbaarheid.