Vraag 1

Kunt u uw antwoorden op vraag 7 van de vorige set vragen nader specificeren?1 In hoeveel gevallen precies wordt er overeenstemming bereikt met grondeigenaren na minnelijk overleg?

Per project heeft TenneT vaak met tot wel honderd landeigenaren te maken. De afgelopen 5 jaar heeft TenneT met meer dan duizend unieke landeigenaren ruim 3.000 contracten afgesloten. Tussen 2020 en 2024 is een gedoogplicht opgelegd aan circa 40 landeigenaren (in 12 procedures), waarvan een aantal keer aan dezelfde landeigenaren omdat TenneT die in verschillende projecten is tegengekomen. In alle andere gevallen is er minnelijke overeenstemming bereikt.

Vraag 2

In hoeveel gevallen is de inzet van een gedoogbeschikking nodig geweest?

Zie het antwoord op vraag 1.

Vraag 3

En in hoeveel gevallen is er sprake geweest van mediation en juridische procedures?

Als alternatieve geschilbeslechtingsprocedure is het ook mogelijk om mediation in te zetten voor het bereiken van overeenstemming. Dit is mede afhankelijk van de wens van de betreffende grondeigenaar. In de afgelopen 5 jaar is dit 5 keer gebeurd. In de situaties waarin gekozen is voor een mediator heeft dat slechts 1 keer tot overeenstemming geleid. In de andere gevallen is uiteindelijk alsnog een gedoogplicht opgelegd, omdat de belangen van partijen te ver uit elkaar lagen om via mediation overeenstemming te bereiken.
Voor wat betreft juridische procedures is onder vraag 1 benoemd dat een gedoogplicht aan circa 40 landeigenaren zijn opgelegd. Dit is een vorm van juridische procedure om een opstalrecht te verkrijgen. TenneT zet dit in voor bijvoorbeeld masten en verbindingen. Naast de gedoogplicht heeft TenneT de mogelijkheid om het onteigeningsinstrument in te zetten voor het verkrijgen van eigendom onder hoogspanningsstations. Dit instrument wordt toegepast voor stations en opstijgpunten, omdat in deze gevallen geen ander gebruik van de grond mogelijk is en een gedoogplicht dus geen optie is. Ook bij dit instrument verwacht ik van TenneT dat alle andere opties uitvoerig worden overwogen voordat hiertoe wordt overgegaan. TenneT heeft dit instrument pas 1 keer is ingezet.

Vraag 4

Wat kan er verder gedaan worden om juridische procedures te voorkomen?

In mijn gesprekken met TenneT blijf ik als aandeelhouder aandacht vragen voor het zorgvuldig handelen in de grote opgave waar TenneT voor staat. Ik vind het belangrijk dat juridische procedures alleen door TenneT worden ingezet als er echt geen andere oplossing mogelijk is binnen wettelijke kaders en de kaders van doelmatigheid waarbinnen TenneT heeft te opereren. De ACM toetst of de netbeheerders, zoals TenneT, hun uitgaven op de juiste wijze besteden (doelmatigheidstoets).
TenneT geeft aan er veel aan te doen om juridische procedures te voorkomen. Zo heeft het bedrijf zogenaamde cultuurtechnische toezichthouders in dienst. Dit zijn mensen met een agrarische achtergrond die constructief mee denken over oplossingsrichtingen als de belangen tussen TenneT en grondeigenaren in eerste instantie ver uit elkaar lopen. In bijna alle gevallen valt er toch een oplossing te vinden die voor iedereen acceptabel is. Ook evalueert TenneT projecten met betrokken partijen om daaruit te leren.

Vraag 1

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

Ja.

Vraag 2

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

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

Vraag 3

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

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

Vraag 4

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

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

Vraag 5

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

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

Vraag 6

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

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

Vraag 7

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

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

Vraag 8

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

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

Vraag 9

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

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

Vraag 10

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

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

Vraag 11

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

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

Vraag 12

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

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

Vraag 13

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

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

Vraag 14

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

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

Vraag 15

Kunt u deze vragen apart beantwoorden?

Ja.

Vraag 1

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

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

Vraag 2

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

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

Vraag 3

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

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 4

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

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

Vraag 5

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

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

Vraag 6

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

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

Vraag 7

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

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

Vraag 8

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

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

Vraag 9

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

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

Vraag 10

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

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

Vraag 11

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

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

Vraag 12

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

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

Vraag 13

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

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

Vraag 14

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

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

Vraag 15

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

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

Vraag 16

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

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

Vraag 17

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

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

Vraag 18

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

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

Vraag 19

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

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

Vraag 1

Hoe apprecieert u dit artikel?1

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

Vraag 2

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

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

Vraag 3

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

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 4

Hoe zal de vrijgekomen ruimte worden verdeeld?

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

Vraag 5

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

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

Vraag 6

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

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

Vraag 7

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

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

Vraag 8

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

Zie antwoord vraag 7.

Vraag 9

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

Zie antwoord vraag 7.

Vraag 10

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

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

Vraag 11

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

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

Vraag 12

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

Zie antwoord vraag 11.

Vraag 13

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

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

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht «Tekort aan drinkwater dreigt, beloofde voorraden komen niet van de grond»1 en het interview met de Hans de Groene van Vewin op NPO Radio 1 op 2 juli 2025 over dit onderwerp2?

Vraag 2

Kunt u een overzicht geven per provincie van de stand van zaken met betrekking tot het aanwijzen van aanvullende strategische voorraden (ASV’s) en met name de verwachte realisatietermijn?

Vraag 3

Geeft het actieprogramma voor drinkwater, dat begin 2025 is gestart, u voldoende handvatten om samen met de provincies tijdig progressie te boeken?

Vraag 4

Lukt het alle betrokken partijen tot nu toe om de gemaakte afspraken na te komen en dit ook tijdig te doen? Zo nee, wat is ervoor nodig om de gemaakte afspraken na te kunnen komen?

Vraag 5

Deelt u de mening dat juist het aanleggen van ASV’s een belangrijke voorwaarde is voor het Nederlandse vestigingsklimaat?

Vraag 6

Wat gaat u samen met de provincies doen om versnelling aan te brengen in het aanwijzen van ASV’s?

Vraag 7

Bemoeilijkt de overlap van nationale grondwaterreserves (NGR’s) het aanwijzen van ASV’s?

Vraag 8

Zo ja, hoe staat het met de afstemming tussen het Rijk en de provincies over de begrenzing van de NGR’s?

Vraag 9

Bent u van mening dat het huidig ingezette beleid voldoende is om een mogelijk toekomstig drinkwatertekort te voorkomen?

Vraag 1

Bent u bekend met het Ontwerpprogramma Programma Aansluiting Wind Op Zee (PAWOZ) en het bijkomende Milieueffectrapport?1

Vraag 2

Waarom kiest u niet voor de minder schadelijke oostelijke alternatieven door de Westereems of via een tunnel, aangezien in uw eigen plan-MER staat dat uw voorkeurstracé (het westelijke kabeltracé) schadelijke gevolgen kan hebben voor de natuur van Nationaal Park Schiermonnikoog, Ameland, Werelderfgoed Waddenzee en de binnendijkse natuurgebieden aan de kust?

Vraag 3

Bent u bekend met het Toetsingsadvies van de Commissie voor de milieueffectrapportage (Commissie m.e.r.) van 27 mei jl. over uw op 28 februari gepubliceerde milieueffectrapport van het Programma Aansluiting wind op Zee (PAWOZ-Eemshaven)?2

Vraag 4

Deelt u de conclusie van de Commissie m.e.r. dat het Milieueffectrapport van PAWOZ meer uitleg en informatie nodig heeft om te bepalen of de beoogde routes voor energiekabels en -leidingen geen ontoelaatbare gevolgen hebben voor de kwetsbare natuur en het landschap in de Wadden?

Vraag 5

Waarom legt u dit advies naast u neer?

Vraag 6

Wanneer komt u met antwoorden op de 287 zienswijzen die zijn ingediend op het Milieueffectrapport?3 Gaat u deze zienswijzen wel serieus meenemen in uw besluitvorming? Zo ja, hoe?

Vraag 7

Klopt het dat u met verschillende Duitse collega’s heeft gesproken maar dat er bij hen «geen ruimte is» voor het tracé via Duitsland?4 Kunt u deze uitspraken onderbouwen? Welke argumenten geeft Duitsland voor het niet toestaan van deze route?

Vraag 8

Kunt u de documenten delen waarin u (zowel zelf als op ambtelijke niveau) deze zaak heeft besproken met Duitsland? Zo ja, kunt u deze stukken per ommegaande met de Kamer delen? Zo niet, kunt u een uitputtend overzicht geven van welke gesprekken er hebben plaatsgevonden en wat de uitkomsten hiervan waren?

Vraag 9

Hoe is de impact van het PAWOZ-programma getoetst aan de beschermde waarden in het kader van het UNESCO-Verdrag?

Vraag 10

Hoe verhoudt uw voorgenomen besluit zich tot de nog niet bekende uitkomsten van de strategic environmental assessment die Nederland in opdracht van UNESCO moet opstellen en vermoedelijk pas in 2027 afgerond zal zijn?

Vraag 11

Hoe rijmt u de opdracht van UNESCO met de uitkomsten van het Ipsos onderzoek in opdracht van de Waddenvereniging dat driekwart van de Nederlanders het belangrijk vindt dat de Werelderfgoedstatus van de Waddenzee behouden blijft en ook driekwart vindt dat de Nederlandse regering zich moet inspannen om deze te behouden?5

Vraag 12

Wat gaat u doen met de bevindingen uit de evaluatie van het Natura 2000-beheerplan Waddenzee van 17 januari 2024, waaruit het pijnlijke beeld naar voren komt dat het niet goed gaat met de beschermde natuur in de Waddenzee?

Vraag 13

Hoe past de conclusie dat de natuur meer rust en ruimte nodig heeft om tot een goede ontwikkeling te komen bij het genoemde voorkeurstracé door Schiermonnikoog?

Vraag 14

Wat zijn de gevolgen als u niet wacht op het Beleidskader Natuur Waddenzee dat ook duidelijkheid moet bieden over de gevolgen van grootschalige langjarige ontwikkelingen, zoals PAWOZ en de NPRD (Defensie)?

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht «Uitbreiding hoogspanningsnet jaren vertraagd in Gelderland, Utrecht en Flevopolder»1?

Vraag 2

Wat vindt u van dit nieuws?

Vraag 3

Hoe kan het dat de uitbreiding van het hoogspanningsnet in deze regio’s jaren vertraging oploopt?

Vraag 4

Wat zijn de economische en maatschappelijke gevolgen van de vertraging?

Vraag 5

Hoe strookt dit nieuws met het Landelijk Actieplan Netcongestie (LAN) en de acties die hieruit volgen? Hoe kan het dat er alsnog vertraging wordt opgelopen?

Vraag 6

Wat kunt en gaat u doen om vertragingen bij het oplossen van netcongestie te voorkomen? Welke nieuwe acties gaat u ondernemen?

Vraag 7

Hoe ziet de planning er in andere regio’s uit? Is er een kans dat ook in andere regio’s vertraging wordt opgelopen? Zo ja, in welke regio’s is hier sprake van?

Vraag 8

Gaat u netbeheerders helpen met het sneller vinden van geschikte locaties voor hoogspanningsstation? Gaat u acties ondernemen om het vinden van locaties en het verkrijgen van vergunningen hiervoor te versnellen?

Vraag 9

Wat kunt u als Minister aanvullend doen om vertraging van het verzwaren van het elektriciteitsnet te voorkomen?

Vraag 10

Hoe wordt voorkomen dat snelle realisatie ten koste gaat van goede inpassing en participatie omwonenden?

Vraag 11

Door het niet honoreren van het advies van de Raad voor het Openbaar Bestuur (ROB) «Koersen op klimaatneutraal»2 valt dekking weg voor netcongestie aanpak provincies. Bent u bereid dit te repareren om te voorkomen dat de netuitbreidingen verder gaan vertragen? Zo ja, met hoeveel middelen gaat u dit per wanneer regelen? Zo niet, waarom niet?

Vraag 12

Bent u bekend met het bericht «Amsterdams elektriciteitsnet blijft langer overvol: bouw van nieuwe stroomstations vertraagd»3?

Vraag 13

Wat vindt u van dit bericht?

Vraag 14

Bent u bekend met de kritische situatie in het deelnet Vijfhuizen waar onder andere Schiphol en de Zuidas onder vallen?

Vraag 15

Bent u bekend met het feit dat de groei van datacenters overbelasting gaan veroorzaken in het deelnet Vijfhuizen vanaf winter 2026/2027?

Vraag 16

Klopt het dat er soms capaciteit is gereserveerd voor partijen die hier langere tijd geen gebruik van maken, zoals bijvoorbeeld datacenters die nog geen vergunning hebben? Zo ja, hoe vaak komt dit voor en om hoeveel capaciteit op het net gaat het?

Vraag 17

Wat gaat u doen om deze ongebruikte capaciteit, die daardoor niet beschikbaar is voor andere doeleinden (met mogelijk meer maatschappelijke waarde), ter beschikking te stellen aan andere partijen?

Vraag 18

Bent u het eens dat een mogelijke oplossing zou zijn het terugdraaien van de contractruimte die aan datacenters is vergeven?

Vraag 19

Welke concrete stappen gaat u zetten om ervoor te zorgen dat de regio in het deelnet Vijfhuizen niet te maken krijgt met stroomuitval vanaf de winter 2026–2027?

Vraag 20

Hoe verhoudt dit nieuws zich tot het Codebesluit prioriteringsruimte bij transportverzoeken, die maatschappelijke prioritering aan zou moeten brengen binnen transportverzoeken?

Vraag 21

Werkt dit codebesluit goed om ervoor te zorgen dat projecten met meer urgentie en toegevoegde maatschappelijke waarde voorrang krijgen op andersoortige projecten? Zo niet, wat zou er nog meer moeten gebeuren?

Vraag 22

Hoe staat het met de uitvoering van motie-Kröger (Kamerstuk 29 023, nr. 547) over het in kaart brengen van op welke locaties lokale opwek netcongestieverlagend werkt en daar deze lokale opwek aan te jagen? Hoe gaat u deze motie uitvoeren?

Vraag 1

Kunt u uw antwoorden op vraag 7 van de vorige set vragen nader specificeren?1 In hoeveel gevallen precies wordt er overeenstemming bereikt met grondeigenaren na minnelijk overleg?

Per project heeft TenneT vaak met tot wel honderd landeigenaren te maken. De afgelopen 5 jaar heeft TenneT met meer dan duizend unieke landeigenaren ruim 3.000 contracten afgesloten. Tussen 2020 en 2024 is een gedoogplicht opgelegd aan circa 40 landeigenaren (in 12 procedures), waarvan een aantal keer aan dezelfde landeigenaren omdat TenneT die in verschillende projecten is tegengekomen. In alle andere gevallen is er minnelijke overeenstemming bereikt.

Vraag 2

In hoeveel gevallen is de inzet van een gedoogbeschikking nodig geweest?

Zie het antwoord op vraag 1.

Vraag 3

En in hoeveel gevallen is er sprake geweest van mediation en juridische procedures?

Als alternatieve geschilbeslechtingsprocedure is het ook mogelijk om mediation in te zetten voor het bereiken van overeenstemming. Dit is mede afhankelijk van de wens van de betreffende grondeigenaar. In de afgelopen 5 jaar is dit 5 keer gebeurd. In de situaties waarin gekozen is voor een mediator heeft dat slechts 1 keer tot overeenstemming geleid. In de andere gevallen is uiteindelijk alsnog een gedoogplicht opgelegd, omdat de belangen van partijen te ver uit elkaar lagen om via mediation overeenstemming te bereiken.
Voor wat betreft juridische procedures is onder vraag 1 benoemd dat een gedoogplicht aan circa 40 landeigenaren zijn opgelegd. Dit is een vorm van juridische procedure om een opstalrecht te verkrijgen. TenneT zet dit in voor bijvoorbeeld masten en verbindingen. Naast de gedoogplicht heeft TenneT de mogelijkheid om het onteigeningsinstrument in te zetten voor het verkrijgen van eigendom onder hoogspanningsstations. Dit instrument wordt toegepast voor stations en opstijgpunten, omdat in deze gevallen geen ander gebruik van de grond mogelijk is en een gedoogplicht dus geen optie is. Ook bij dit instrument verwacht ik van TenneT dat alle andere opties uitvoerig worden overwogen voordat hiertoe wordt overgegaan. TenneT heeft dit instrument pas 1 keer is ingezet.

Vraag 4

Wat kan er verder gedaan worden om juridische procedures te voorkomen?

In mijn gesprekken met TenneT blijf ik als aandeelhouder aandacht vragen voor het zorgvuldig handelen in de grote opgave waar TenneT voor staat. Ik vind het belangrijk dat juridische procedures alleen door TenneT worden ingezet als er echt geen andere oplossing mogelijk is binnen wettelijke kaders en de kaders van doelmatigheid waarbinnen TenneT heeft te opereren. De ACM toetst of de netbeheerders, zoals TenneT, hun uitgaven op de juiste wijze besteden (doelmatigheidstoets).
TenneT geeft aan er veel aan te doen om juridische procedures te voorkomen. Zo heeft het bedrijf zogenaamde cultuurtechnische toezichthouders in dienst. Dit zijn mensen met een agrarische achtergrond die constructief mee denken over oplossingsrichtingen als de belangen tussen TenneT en grondeigenaren in eerste instantie ver uit elkaar lopen. In bijna alle gevallen valt er toch een oplossing te vinden die voor iedereen acceptabel is. Ook evalueert TenneT projecten met betrokken partijen om daaruit te leren.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Uitbreiding hoogspanningsnet jaren vertraagd in Gelderland, Utrecht en Flevopolder» van 12 juni jl.? Hoe apprecieert u dit?1

Vraag 2

Hoe kan het dat de uitbreiding door Tennet eerst gepland stond voor 2029, maar nu vertraging oploopt tot tenminste 2033 en mogelijk zelfs tot 2035?

Vraag 3

Wat betekent dit voor huishoudens, ondernemers en bedrijven in Gelderland, Utrecht en de Flevopolder die wachten op een aansluiting?

Vraag 4

Welke gevolgen heeft dit voor de elektrificatie van Gelderland, Utrecht en de Flevopolder? Wat betekent dit voor de verduurzaming van deze regio’s?

Vraag 5

Op welke wijze kunt u ingrijpen om deze vertragingen te voorkomen?

Vraag 6

Zijn er mogelijkheden waardoor u de plaatsing van het nieuwe hoogspanningsstation kunt versnellen? Is het bijvoorbeeld mogelijk om de vergunningsprocedure drastisch in te korten gezien het maatschappelijk belang van het zo snel mogelijk plaatsen van dit station?

Vraag 7

Hoeveel vertraging loopt de plaatsing van het hoogspanningsstation op doordat er bezwaarprocedures zijn gestart tegen de plaatsing?

Vraag 8

Welke andere factoren leiden tot vertraging van het hoogspanningsstation? Zijn dit factoren die ook in andere delen van Nederland leiden tot vertraging van het plaatsen van hoogspanningsstations? Zo ja, wat wordt hieraan gedaan?

Vraag 9

Bent u bereid om extra capaciteit in te zetten om versnelling te realiseren voor de uitbreiding van het hoogspanningsnet in Gelderland, Utrecht en de Flevopolder?

Vraag 10

Hoe kijkt u naar de systematiek van een energie-infrastructuurfonds waarmee planning en investeringen, die de komende 15 jaar nodig zijn voor onze energie-infrastructuur, kunnen worden gecombineerd? Ziet u voor- of nadelen in deze aanpak, zoals dit ook voor infrastructuur wordt gedaan bij het Ministerie van Infrastructuur en Waterstaat?

Vraag 11

Voert u gesprekken met Tennet om een oplossing te zoeken voor de huishoudens, ondernemers en bedrijven die wachten op een aansluiting?

Vraag 12

Wat kunt u verder doen om huishoudens, ondernemers en bedrijven te ondersteunen in het vinden van oplossingen?

Vraag 1

Hoe apprecieert u dit artikel?1

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

Vraag 2

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

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

Vraag 3

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

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 4

Hoe zal de vrijgekomen ruimte worden verdeeld?

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

Vraag 5

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

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

Vraag 6

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

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

Vraag 7

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

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

Vraag 8

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

Zie antwoord vraag 7.

Vraag 9

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

Zie antwoord vraag 7.

Vraag 10

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

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

Vraag 11

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

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

Vraag 12

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

Zie antwoord vraag 11.

Vraag 13

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

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

Vraag 1

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

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

Vraag 2

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

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

Vraag 3

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

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 4

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

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

Vraag 5

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

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

Vraag 6

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

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

Vraag 7

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

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

Vraag 8

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

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

Vraag 9

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

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

Vraag 10

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

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

Vraag 11

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

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

Vraag 12

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

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

Vraag 13

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

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

Vraag 14

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

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

Vraag 15

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

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

Vraag 16

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

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

Vraag 17

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

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

Vraag 18

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

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

Vraag 19

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

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

Vraag 1

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

Ja.

Vraag 2

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

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

Vraag 3

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

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

Vraag 4

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

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

Vraag 5

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

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

Vraag 6

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

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

Vraag 7

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

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

Vraag 8

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

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

Vraag 9

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

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

Vraag 10

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

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

Vraag 11

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

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

Vraag 12

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

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

Vraag 13

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

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

Vraag 14

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

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

Vraag 15

Kunt u deze vragen apart beantwoorden?

Ja.

Vraag 1

Deelt u de mening dat er publieke investeringen gedaan moeten worden in het stroomnet, zodat de stijging van energierekening voor mensen en bedrijven de komende jaren wordt verminderd?

Er zijn meerdere mogelijkheden om de stijging van de energierekening voor burgers en bedrijven te beperken. Het interdepartementale beleidsonderzoek naar de bekostiging van de elektriciteitsinfrastructuur (hierna: IBO) werkte daarvoor meerdere opties uit. Hierbij zitten o.a. opties als energiebesparing, een flexibeler gebruik van het net, het zwaarder belasten van het net, het mogelijk delen van kosten met het buitenland en het met publieke middelen bekostigen van de investeringen. Al deze opties dragen in meer of mindere mate bij aan het dempen van de tarieven. Met de Voorjaarsnota en de kabinetsreactie op het IBO, heeft het kabinet deze opties tegen het licht gehouden en een integrale afweging gemaakt. Ik verwijs voor een uitgebreide toelichting graag naar beide documenten.

Vraag 2

Erkent u dat er, conform het IBO (Kamerstuk 29 023, nr. 553), in ieder geval twee opties zijn om een publieke miljardeninvesteringen in het stroomnet vorm te geven: door op andere publieke voorzieningen te bezuinigen, of door de staatsschuld op te laten lopen?

Op dit moment vinden de investeringen in het stroomnet plaats via de netbeheerders die in publieke handen zijn. Zij financieren deze investeringen met een mix van eigen en vreemd vermogen. Deze investeringen worden vervolgens via de nettarieven terugverdiend. Zoals in de Kamerbrief over de structurele oplossing voor TenneT Nederland en TenneT Duitsland wordt aangegeven, gaat TenneT Nederland nu gefinancierd worden met een garantie. Met behulp van deze garantie kan TenneT tegen lagere kosten vreemd vermogen aantrekken voor het doen van investeringen.

Vraag 3

Hoe reageert u op de uitspraken van de Minister van Financiën dat het laten oplopen van de staatsschuld «niet de oplossing» is voor de benodigde investeringen in het stroomnet1 en dat «daarvoor dekking moet worden gevonden»2?

De Minister van Financiën geeft in het door de vragenstellers genoemde interview aan dat een oplopende staatsschuld uiteindelijk ook betaald moet worden en daarin heeft de Minister van Financiën gelijk. De Minister van Financiën geeft tegelijkertijd ook aan dat hij oog heeft voor de oplopende energierekening en de vraag hoe we die onder controle kunnen krijgen. De in het IBO genoemde opties om de rekening te dempen zijn daarom in de voorjaarsbesluitvorming tegen het licht gehouden zodat een integrale afweging mogelijk was. Zo is er in de voorjaarsnota gekozen om de stijging van de energierekening te dempen door de belastingvermindering op de Energiebelasting elektriciteit te verhogen. Voor de appreciatie van de voorstellen in het IBO, verwijs ik opnieuw graag naar de kabinetsreactie.

Vraag 4

Deelt u dat investeringen in het stroomnet vooral ook ten goede komen aan toekomstige generaties, aangezien het stroomnet er nog decennialang zal liggen?

Er is de komende tijd een grote piek aan investeringen om de verduurzaming van onze industrie, bedrijven, woningen en mobiliteit mogelijk te maken. Deze investeringen zijn ook van groot belang om de netcongestie en de maatschappelijke gevolgen daarvan aan te pakken. Daarnaast zijn deze investeringen van belang om risicovolle, geopolitieke afhankelijkheden ten aanzien van de import van fossiele energie te verminderen. Elektriciteit zal de ruggengraat van ons toekomstig energiesysteem zijn. De investeringen in het stroomnet komen daarom ten goede aan zowel de huidige als toekomstige generaties.

Vraag 5

Deelt u de mening dat het onwenselijk en oneerlijk is om nú miljarden te bezuinigen op publieke voorzieningen ten behoeve van investeringen in het stroomnet, terwijl met name toekomstige generaties profiteren van die investering?

Het kabinet spant zich in voor een solide en betaalbaar elektriciteitsnet. Dat is wenselijk voor zowel de huidige als toekomstige generaties. De grote hoeveelheid noodzakelijke investeringen de komende jaren leidt tot een stijging van de nettarieven. Dit is noodzakelijk zodat de netbeheerders hun investeringen kunnen terugverdienen. De betaalbaarheid voor burgers en de concurrentiepositie van het bedrijfsleven kunnen hierdoor in het gedrang komen. Het kabinet is zich hiervan bewust en heeft dit daarom integraal meegewogen bij voorjaarsbesluitvorming.

Vraag 6

Indien u negatief staat tegenover het op laten lopen van de staatsschuld, op welke posten wilt u dan miljarden bezuinigen om de investeringen in het stroomnet te financieren?

Voor het antwoord op deze vraag verwijs ik graag naar de resultaten van de voorjaarsbesluitvorming en de kabinetsreactie op het IBO. U kunt daarin zien dat er geen belemmeringen zijn voor de investeringen in de elektriciteitsnetten.

Vraag 7

Deelt u dat het niet meer dan logisch is dat ook toekomstige generaties meebetalen aan de investeringen in het stroomnet die nu nodig zijn, gegeven het feit dat (juist) zij er ook van profiteren, en dat het aanspreken van de staatsschuld voor investeringen in het stroomnet daarom op zijn plaats is?

Het kabinet onderschrijft dat het wenselijk is dat alle gebruikers van het elektriciteitsnet meebetalen aan de investeringen in, en het onderhoud van het net. Zowel de huidige en de toekomstige generaties betalen onder meer via de nettarieven mee aan de investeringen via de nettarieven.

Vraag 8

Kunt u deze vragen één voor één beantwoorden en voor het meireces?

Ja.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel op de website van Tennet «New shipyard for TenneT's German offshore platforms is being built in Spain»?

Ja.

Vraag 2

Klopt het dat de Duitse tak van Tennet onderdeel is van Tennet B.V. (besloten venootschap), althans dat Tennet B.V. de grootste aandeelhouder is van TenneT Duitsland en Tennet B.V. dus (de grootste) zeggenschap heeft over TenneT Duitsland? en daardoor (grotendeels) Nederlands staatseigendom is?

TenneT Holding B.V. is momenteel de 100% aandeelhouder van TenneT Duitsland. De Nederlandse staat is op haar beurt de enige aandeelhouder van TenneT Holding B.V. De Nederlandse staat is zodoende indirect aandeelhouder van TenneT Duitsland. De Staat kan via haar indirecte aandeelhoudersrol zeggenschap uitoefenen ten aanzien van materiële thema’s zoals strategische beslissingen of belangrijke beleidskeuzes. Het bestuur van Tennet Duitsland is verantwoordelijk voor de operationele beslissingen en dagelijks bestuur van de onderneming.

Vraag 3

Klopt het dat de komende jaren vanuit TenneT B.V. veel geld gereserveerd is voor de versterking en verduurzaming van het Duitse net?

Nee, TenneT Holding B.V. heeft geen geld gereserveerd voor het Duitse net. TenneT heeft een kapitaalbehoefte voor investeringen in de uitbreiding en verzwaring van het elektriciteitsnet. Een deelname van private investeerders in TenneT Duitsland heeft momenteel de voorkeur als oplossing voor de Duitse kapitaalbehoefte. De verwachting is dat de structurele oplossingen voor de kapitaalbehoefte van TenneT Duitsland op zijn vroegst in de tweede helft van 2025 volledig zijn geïmplementeerd. Om de periode tot dan te overbruggen, is de leningsfaciliteit voor TenneT uitgebreid. Deze leningsfaciliteit is nodig om TenneT en de markt zekerheid te geven om op dit moment verder te gaan met de noodzakelijke investeringen in het elektriciteitsnetwerk. Deze zekerheid is ook belangrijk om een succesvolle transactie te realiseren.

Vraag 4

Hoeveel Nederlands belastinggeld wordt hierdoor geïnvesteerd in het bouwen van een nieuwe werf?

TenneT Duitsland bouwt geen werven. Duitse investeringen financiert TenneT uit haar eigen middelen.

Vraag 5

Waarom wordt de scheepswerf voor de offshore platformen van Tennet in Spanje gebouwd en niet in Nederland?

De keuze voor de bouwlocatie ligt bij het consortium bestaande uit Siemens Energy en Dragados Offshore. Dragados Offshore, gevestigd in Puerto Real, Spanje, heeft ervoor gekozen een nieuwe werf te ontwikkelen nabij hun bestaande locatie.

Vraag 6

In hoeverre heeft TenneT de mogelijkheden om deze bouw in eigen land uit te voeren onderzocht?

Bij de aanbesteding voor de 14 2GW-netaansluitingssystemen, onder een vijfjarige raamovereenkomst, heeft geen Nederlandse of Duitse scheepswerf ingeschreven. Verder is TenneT gebonden aan EU-aanbestedingsregels (nationaal geïmplementeerd in de Aanbestedingswet 2012) en kan geen voorkeur geven aan specifieke inschrijvers.
Het consortium Siemens Energy en Dragados Offshore gebruikt onder deze aanbesteding wel Nederlandse onderleveranciers voor het maken van bepaalde componenten en subassemblages van het platform, zoals bij de productie van jackets (ondersteunende structuren). Daarnaast zijn raamovereenkomsten afgesloten met de Nederlandse leveranciers Heerema Marine Contractors en Allseas voor het transport en de installatie van jackets en topsides in Nederland en in Duitsland.

Vraag 7

Welke rol heeft de Sectoragenda Maritieme Maakindustrie gespeeld bij deze keuze?

De aanbesteding van de offshore platformen verliep via een Europese procedure, waarbij gunning gebaseerd was op prijs, kwaliteit en levertijd. De locatie van de scheepswerf was geen criterium. Ten tijde van de aanbesteding was de sectoragenda nog niet gelanceerd en als dat wel het geval was geweest had dat voor deze aanbesteding geen verschil gemaakt aangezien de sectoragenda zich onder meer richt op het nadrukkelijker meenemen van de strategische belangen van de maritieme maakindustrie bij maritieme (publieke) inkooptrajecten van de Nederlandse overheid.

Vraag 8

Als de Sectoragenda geen rol gespeeld heeft: waarom niet?

Zie antwoord bij vraag 7.

Vraag 9

Heeft de beschikbaarheid van subsidies of andere fiscale maatregelen in Spanje een rol kunnen spelen bij de beslissing van TenneT om te investeren in een Spaanse scheepswerf in plaats van een Nederlandse?

Het consortium Siemens Energy en Dragados Offshore heeft de aanbesteding voor de bouw van de werf op basis van verschillende criteria gegund. De investering in de scheepswerf wordt door het consortium zelf gedaan, zonder directe relatie met TenneT. Zie hiervoor de genoemde criteria in vraag 7.

Vraag 10

Bent u bereid om te onderzoeken of en in hoeverre dit het geval is en of en in hoeverre daarbij sprake is van een ongelijk speelveld tussen de Spaanse en de Nederlandse markt?

Hier is geen aanleiding toe gezien het antwoord op vraag 9.

Vraag 11

Bent u het eens dat dit een enorme investering had kunnen zijn in de Nederlandse maritieme maakindustrie en dat het spijtig is voor de sector dat deze investering niet in Nederland is gevallen?

Het is spijtig dat zich geen Nederlands consortium heeft ingeschreven. Wel zijn Nederlandse toeleveranciers betrokken, zie ook het antwoord bij vraag 6.

Vraag 12

Kunt u uitleggen hoe deze keuze van een Nederlands staatsbedrijf, waarbij Nederlands belastinggeld besteed wordt, voldoet aan de vijf actielijnen en onderliggende oplossingen die opgenomen zijn in de Sectoragenda Maritieme Maakindustrie?

Zie antwoord op vraag 4 en 7.

Vraag 13

Heeft het kabinet de actielijn om het strategisch belang nadrukkelijker te verankeren in het aanbestedingsbeleid van de overheid en haar staatsdeelnemingen, inmiddels uitgevoerd? Zo nee, waarom niet en waar wacht dat op?

De Tweede Kamer zal in het tweede kwartaal 2025 worden geïnformeerd over de stand van zaken uitvoering sectoragenda en dus ook over de actielijn die gaat over het nadrukkelijker meenemen van strategische belangen van de Maritieme Maakindustrie bij maritieme inkooptrajecten van de Nederlandse overheid.

Vraag 14

Zo ja, waarom houdt een Nederlands staatsbedrijf zich daar niet aan, welke maatregelen kan het kabinet nemen om de bouw in Spanje terug te draaien en welke maatregelen treft het kabinet om dat in de toekomst te voorkomen?

Zie antwoord op vraag 13, deze vraag is in dit geval niet relevant.

Vraag 15

Bent u het eens dat staatsbedrijven het goede voorbeeld moeten geven? Deelt u de opvatting dat investeringen zoals deze dus in eerste instantie bij Nederlandse werven belegd zouden moeten worden?

Investeringen zoals deze worden via een Europese procedure aanbesteed. Op deze aanbesteding heeft geen Nederlands consortium ingeschreven.

Vraag 16

Kunt u uitleggen hoe u ervoor zorgt dat staatsbedrijven de Sectoragenda Maritieme Maakindustrie volgen, en hoe u hierover communiceert richting de andere ministeries?

Zie antwoorden op vragen 7 en 13.

Vraag 17

Hebben desbetreffende ministeries het belang van de sectoragenda goed op het netvlies? Hoe is dat verankerd?

Bij de Ministeries (IenW, EZ, DEF, FIN en BHO) die onderdeel zijn van de governance van het Rijksregiebureau Maritieme Maakindustrie staat het belang van de sectoragenda op het netvlies. Deze governance komt periodiek bij elkaar. De Tweede Kamer wordt in het tweede kwartaal 2025 geïnformeerd over de stand van zaken uitvoering sectoragenda.

Vraag 18

Zijn er de komende tijd meer staatsbedrijven die maritieme aanbestedingen moeten maken? Indien dit wel het geval is, wat doet u eraan om de sectoragenda mee te laten wegen in de besluiten die genomen worden?

Zie antwoorden op vragen 7 en 13.

Vraag 1

Bent u bekend met de wachttijden tot 70 weken voor stroomaansluitingen voor huishoudens? Wat is de omvang van dit probleem?

Er zijn inderdaad wachttijden voor sommige huishoudens en kleine bedrijven met een kleinverbruikersaansluiting. Op dit moment moeten enkele duizenden klanten langer wachten op een nieuwe aansluiting of verzwaring. Dit is een relatief klein percentage van het totaal aantal aanvragen voor nieuwe aansluitingen of het verzwaren van de bestaande aansluitingen. Het overgrote deel van de aanvragen wordt zonder vertraging aangesloten.
De netbeheerders geven wel aan dat zowel het aantal wachtenden als de wachttijden beginnen toe nemen. De doorlooptijd voor de groep aanvragen met vertraging is momenteel 40 tot 70 weken met een enkele uitschieter. In het eerste kwartaal van 2025 komt er meer inzicht in deze doorlooptijden met de online stroomnetchecker die door de netbeheerders wordt ontwikkeld.
De vertraging komt doordat netbeheerders steeds vaker eerst nieuwe kabels moeten aanleggen of een elektriciteitshuisje of verdeelstation moeten plaatsen, voordat de verzwaring of nieuwe aansluiting kan worden gerealiseerd. Dit zijn zeer lokale situaties, op buurt en straatniveau, die door heel Nederland kunnen voorkomen.

Vraag 2

Wat zijn de grootste belemmeringen voor de uitbreiding van het elektriciteitsnet (bijvoorbeeld tekort aan personeel, vergunningen)?

De uitbreiding van het elektriciteitsnet is een ongekend grote opgave. Dit vraagt veel van alle betrokken partijen. Er zijn verschillende factoren die van invloed zijn op de doorlooptijd van een project en daarmee op de uitbreiding van het elektriciteitsnet. Het kan per gebied verschillen waar de knelpunten zitten. In stedelijk gebied gelden bijvoorbeeld andere uitdagingen voor het realiseren van energieprojecten dan in landelijk gebied. Er is dus geen eenduidig beeld te schetsen voor heel Nederland. Op hoofdlijnen zien we dat er een onderscheid kan worden gemaakt in knelpunten in de voorbereidings- en bouwfase, in de beleidsfase en in de samenwerking. In de bouwfase spelen met name tekort aan personeel, schaarste van materialen en logistieke uitdagingen. Zo hebben de netbeheerders bijvoorbeeld tot 2030 28.000 extra mensen nodig. In de voorbereidingsfase gaat het onder andere om het vinden van een geschikte locatie, het verwerven van of afspraken maken over het gebruik van grond, wijziging van het omgevingsplan en benodigde vergunningen. Daarnaast blijkt dat een goede samenwerking tussen netbeheerder en overheden van cruciaal belang is om snel stappen te kunnen zetten in de uitbreiding van het net. In het Landelijk Actieprogramma Netcongestie (LAN) werkt het kabinet gezamenlijk met netbeheerders, overheden, de ACM en marktpartijen aan het mitigeren van deze knelpunten.

Vraag 3

Hoe worden de afspraken uit het hoofdlijnenakkoord over versnelde netuitbreidingen en aanpak van netcongestie uitgevoerd?

Het kabinet voert stevig regie op het oplossen netcongestieproblemen en het toekomstbestendig maken van het elektriciteitsnet, zoals afgesproken in het hoofdlijnenakkoord. Deze aanpak richt zich op versnelling van besluitvorming en ruimtelijke inpassing van energie-infrastructuur, en op het bevorderen van flexibel elektriciteitsgebruik, onder meer met decentrale oplossingen zoals energiehubs. Het kabinet trekt hierbij op met netbeheerders, mede-overheden, de ACM en marktpartijen. De Kamer is verder per brief van 21 november jl.1 geïnformeerd over de laatste ontwikkelingen en resultaten.

Vraag 4

Welke stappen worden gezet om de vergunningverlening te versnellen?

Er worden verschillende stappen gezet om de vergunningverlening te versnellen. Concreet wordt er gewerkt aan twee juridische maatregelen. Deze maatregelen zijn onderdeel van de versnellingsaanpak energietransitie waarover de Tweede Kamer in het voorjaar 2023 is geïnformeerd. Met de AMvB besluit Versnelde procedure vanwege zwaarwegend maatschappelijk belang zijn er versnellingen in de beroepsprocedure voor aangewezen elektriciteitsprojecten van 21kV of meer, onder ander met beroep in eerste en enige aanleg bij de Afdeling bestuursrechtspraak van de Raad van State. Deze aanwijzing kan leiden tot een versnelling van 1,5 jaar. De internetconsultatie hiervoor is afgerond. Het wetsvoorstel Versterking regie volkshuisvesting bevat de grondslag voor dit besluit en dit wetsvoorstel ligt ter behandeling bij de Tweede Kamer. Ten tweede is recent de internetconsultatie afgerond voor de invoering van de gedoogplicht van rechtswege in de ontwerpfase. Met deze wijzigingen kunnen de onderzoeks- en meetwerkzaamheden sneller uitgevoerd worden. Dit kan leiden tot een versnelling van in ieder geval 2 maanden en tot wel 1,5 jaar, afhankelijk van of in de huidige situatie bezwaar en/of beroep wordt ingesteld.
Daarnaast onderzoekt het kabinet de mogelijkheid voor het afgeven van meerdere vergunningen tegelijkertijd. Bovendien wordt verkend of een bredere stikstofaanpak voor energie-infrastructuur juridisch haalbaar is, ook omdat deze projecten stikstofreductie in de toekomst mogelijk maken. In de voortgangsbrief Meerjarenprogramma Infrastructuur Energie en Klimaat (MIEK), die ongeveer gelijktijdig met deze antwoorden naar de Kamer wordt gezonden, zullen de uitkomsten van deze verkenning worden gedeeld. Het kabinet blijft zoeken naar aanvullende manieren om procedures te versnellen.

Vraag 5

Wat doet u om de beschikbaarheid van technisch personeel voor netuitbreiding te vergroten?

De beschikbaarheid van voldoende technisch geschoold personeel is een essentiële randvoorwaarde voor de energietransitie in de volle breedte. Het kabinet werkt hier aan met het Actieplan Groene en Digitale Banen2. Dit richt zich onder meer op het verhogen van de instroom in technisch onderwijs en in de technische arbeidsmarkt. Ook de netbeheerders werken er als werkgever hard aan om vakmensen aan zich te binden en voor hun sector te behouden. Zij werken daarbij nauw samen met uiteenlopende betrokken partijen. Een goed voorbeeld is het samenwerkingsverband Mensen Maken de Transitie van acht landelijke partijen die, naast de netbeheerders, de bouwbedrijven, installateurs en onderwijs- en onderzoeksinstellingen vertegenwoordigen. Daarbinnen is de Taskforce Elektra actief, gericht op de randvoorwaarden voor de noodzakelijke netuitbreiding van de midden- en laagspanningsnetten, waaronder voldoende arbeidscapaciteit, effectievere samenwerking en technologische innovatie.

Vraag 6

Hoe verhoudt de investeringsimpuls van 160 miljard euro zich tot de geplande energiebehoefte en het hoofdlijnenakkoord?

De netbeheerders investeren fors in het Nederlandse elektriciteitsnet, vanaf 2025 zo’n € 8 miljard per jaar. Zij stellen elke twee jaar investeringsplannen (IP’s) op om inzicht te geven in de benodigde en geplande investeringen in de komende tien jaar. De meest recente IP’s zijn in april dit jaar naar de Kamer gestuurd3. Zoals aangegeven in het antwoord op vraag 3 werkt het kabinet, om deze plannen te kunnen realiseren, aan versnelling van besluitvorming en ruimtelijke inpassing van energie-infrastructuurprojecten van de netbeheerders.

Vraag 7

Welke maatregelen waarborgen dat huishoudens en het mkb zo min mogelijk geraakt worden bij netcapaciteitstekorten?

Voor het antwoord op deze vraag is het van belang om een onderscheid te maken tussen netcongestie in het hoog- en middenspanningsnet en netcongestie in het laagspanningsnet. Op veel plekken in het land dreigt overbelasting van het hoog- of middenspanningsnet. Hier kunnen alle afnemers in een bepaalde regio in principe hinder van ondervinden, zowel groot- als kleinverbruikers. In de praktijk ondervinden tot nu toe vooral grootverbruikers hinder. Grootverbruikers die (extra) transportcapaciteit willen contracteren komen in een congestiegebied namelijk op een wachtrij. Voor de groei van de netbelasting van kleinverbruikers houden netbeheerders ruimte beschikbaar. Deze werkwijze zorgt er voor dat huishoudens en bedrijven en instellingen met een kleine aansluiting zo min mogelijk geraakt worden door het netcapaciteitstekort. Alleen in de regio Flevopolder-Gelderland-Utrecht («FGU») dreigt die ruimte zonder aanvullende maatregelen op te raken. Daarom zijn specifiek voor dat gebied aanvullende maatregelen afgesproken4.
Het zal echter steeds vaker voorkomen dat lokaal ook de laagspanningsnetten zelf vol raken. Op de laagspanningsnetten zijn vrijwel uitsluitend kleinverbruikers aangesloten. Dat betekent dat kleinverbruikers hier meer hinder van kunnen gaan ondervinden. Een nieuwe of grotere aansluiting is dan bijvoorbeeld pas mogelijk nadat er eerst nieuwe kabels zijn aangelegd of er een elektriciteitshuisje of verdeelstation is geplaatst. In januari van dit jaar heeft de toenmalige Minister voor Klimaat en Energie de Actieagenda voor congestie in laagspanningsnetten naar de Kamer gestuurd met maatregelen om netcongestie in het laagspanningsnet tegen te gaan5. Doel van die maatregelen is om de maatschappelijke impact van netcongestie zo veel mogelijk te beperken.

Vraag 8

Hoe sluit de aanpak van netcongestie aan bij de klimaatdoelen uit het hoofdlijnenakkoord?

Uit de Klimaat- en Energieverkenning 2024 (KEV) komt naar voren dat netcongestie een knelpunt vormt voor het bereiken van de doelen voor reductie van de emissie van broeikasgassen. Ook de Raad van State wijst hier op in zijn advies bij de Klimaatnota6. De voortvarende aanpak van netcongestie door het kabinet draagt bij aan het behalen van deze doelen voor reductie van de emissie van broeikasgassen, zoals afgesproken in het Hoofdlijnenakkoord.

Vraag 9

Welke regio’s hebben de meest acute wachttijden, en welke samenwerking zoekt u met decentrale overheden?

De problemen rondom volle laagspanningsnetten zijn lokaal van karakter, op buurt- en straatniveau door het hele land. Oplopende wachttijden doen zich voor in zowel steden, dorpen als buitengebieden en kennen ieder een eigen oorzaak en oplossing. Na de publicatie van de online stroomnetchecker in het eerste kwartaal van 2025 kunnen consumenten zien of er op hun postcode problemen op het stroomnet bekend zijn, en of er een kans is dat zij langer moeten wachten. Hiermee proberen netbeheerders inzicht te geven in wat drukte op het stroomnet in de buurt op lokaal niveau betekent.
In het LAN werkt het kabinet met mede-overheden, netbeheerders en de ACM aan het beter benutten van het net én het versneld aanleggen van de elektriciteitsinfrastructuur. Gezamenlijk prioriteren we de benodigde acties en werken we die ook gezamenlijk uit. Daarnaast werken we regionaal goed samen in de provinciale Energy Boards waarin ook Rijk, provincie, gemeenten en netbeheerders zijn vertegenwoordigd. De investeringen worden met de verschillende overheden afgestemd in de nationale en provinciale MIEKs.
De uitbreiding van het laagspanningsnet gebeurt door middel van de wijkgerichte aanpak, ook wel de buurtaanpak genoemd. Dit betekent dat het net buurt voor buurt wordt verzwaard. Netbeheerders spannen zich in om de overlast voor bewoners zoveel mogelijk te beperken, maar dit is niet geheel te vermijden en noodzakelijk om te zorgen dat alle huishoudens probleemloos elektriciteit kunnen blijven gebruiken. Per buurt worden de bewoners op de hoogte gehouden van de werkzaamheden. Dit wordt in goed overleg met de verschillende overheden gedaan.

Vraag 10

Wat is het tijdspad voor oplossingen en verbeteringen in de netcapaciteit, specifiek voor huishoudens?

Het tijdpad van oplossingen is sterk afhankelijk van het specifieke knelpunt dat geadresseerd moet worden; zie ook het antwoord op vraag 7. Een uitbreiding van het hoogspanningsnet kent een doorlooptijd van 7 tot 10 jaar. Een uitbreiding van een laagspanningsnet, door het aanleggen van nieuwe kabels of het plaatsen van een elektriciteitshuisje of verdeelstation duurt momenteel tussen de 40 en 70 weken, maar onder andere door personeelsgebrek is de verwachting dat deze doorlooptijd in de toekomst op gaat lopen.
Om te voorkomen dat voor huishoudens de doorlooptijd steeds verder oploopt is het van groot belang dat ook huishoudens en het mkb de bestaande netcapaciteit beter gaan benutten. In de brief van 21 november jl.7 is de Kamer geïnformeerd over de stappen die op dat vlak zijn en worden gezet.

Vraag 1

Klopt het dat de Monitor Leveringszekerheid 2024 tot en met 2030 nog geen risico’s voor de leveringszekerheid van elektriciteit ziet, maar dat er volgens ditzelfde rapport in 2033 wel sprake zal zijn van een duidelijke overschrijding van de leveringszekerheidsnorm tot een niveau van Loss-of-Load Expectation (LOLE) van ruim 14 uur (10 uur meer dan de betrouwbaarheidsnorm van 4 uur)?

Ja.

Vraag 2

Is het tevens juist dat de daling van het beschikbare regelbare productievermogen van 9,4 gigawatt (GW) tussen 2022 en 2033 een belangrijke oorzaak is van deze ruime overschrijding van de betrouwbaarheidsnorm in 2033?

Ja, in de Monitor Leveringszekerheid 2024 wordt een combinatie van een aantal ontwikkelingen op termijn verondersteld en vervolgens de leveringszekerheid beoordeeld. Naast een stijging van de elektriciteitsvraag en toename van het aandeel duurzame opwek met variabele productie (en daarmee meer afhankelijkheid van weersomstandigheden) is ook de veronderstelde daling van het regelbare vermogen een belangrijke oorzaak van de genoemde afname van de leveringszekerheid. Ik teken daarbij aan dat de verwachte daling van het vermogen het grootst is in de periode tot 2030, namelijk 7,8 GW. In de periode tussen 2030 en 2033 is de verwachte daling 1,6 GW. De veronderstelde elektriciteitsvraag in deze periode stijgt van 151 TWh in 2030 naar 172 TWh (+ 21 TWh) in 2033.

Vraag 3

Deelt u de mening dat de Monitor Leveringszekerheid 2024 dus wel degelijk laat zien dat er zich in de toekomst, al in 2033, problemen zullen voordoen met de leveringszekerheid van elektriciteit? Zo nee, waarom niet?

De Monitor Leveringszekerheid 2024 geeft aan de hand van de verwachte ontwikkeling inzicht in de toekomstige leveringszekerheid en brengt mogelijke risico’s in kaart. In aanvulling op de nationale Monitor Leveringszekerheid, is mijn inzet eveneens gebaseerd op resultaten van de jaarlijkse European Resource Adequacy Assessment. Ik beschouw de Monitor Leveringszekerheid 2024 als een eerste waarschuwing dat er gedurende een aantal uren per jaar mogelijk een situatie kan ontstaan dat er onvoldoende aanbod is om aan alle vraag naar elektriciteit te voldoen. Dat betekent niet dat er zich in 2033 gegarandeerd leveringszekerheidsproblemen zullen voordoen. De verwachte ontwikkelingen in zowel Nederland als de landen om ons heen kunnen zeker voor het jaar 2033 nog anders blijken. Daarom is het goed dat dit jaarlijks op Europees en nationaal niveau gemonitord wordt.

Vraag 4

Deelt u tevens de mening dat de oplossing van dit probleem in de toekomst er eigenlijk vandaag al zou moeten liggen, omdat we weten dat het bouwen (inclusief vergunningen) van elektriciteitscentrales die het wegvallende regelbare productievermogen kunnen vervangen een langdurig proces is? Zo nee, waarom niet?

De waarschuwing die TenneT heeft afgegeven in haar leveringszekerheidsanalyse neem ik serieus. Daarom onderzoek ik op dit moment de concrete betekenis daarvan, en de effectiviteit en mogelijke implicaties van potentiële oplossingen. De in mei van dit jaar gepubliceerde Monitor Leveringszekerheid 2024 laat een mogelijk probleem zien vanaf 2033. Dit is de eerste keer dat de Monitor Leveringszekerheid een mogelijk probleem voorziet. De in december 2023 gepubliceerde European Resource Adequacy Assessment voorziet dergelijke problemen (nog) niet. De Monitor Leveringszekerheid 2024 is het eerste concrete en onderbouwde signaal van een mogelijk leveringszekerheidsprobleem. Oplossingen om dit risico te mitigeren zijn kostbaar en/of mogelijk marktverstorend. Mede daarom hecht ik er belang aan om beslissingen hierover, die tijdig genomen moeten worden, goed doordacht en onderbouwd te nemen. Hierover zal ik de Kamer eind dit jaar informeren. Dit is ook in lijn met de op 5 maart 2024 aangenomen motie van de leden Erkens en Grinwis (Kamerstuk 36 197, nr. 15).

Vraag 5

Op welke wijze wordt er bij het opstellen van plannen om het regelbare productievermogen op peil te houden rekening gehouden met de fase waarin er tegelijkertijd bestaand regelbaar vermogen wordt uitgefaseerd en er nieuwe kerncentrales worden gebouwd? Wordt er bijvoorbeeld rekening gehouden met een scenario waarin bestaand regelbaar vermogen langer daar eerder voorzien wordt behouden, in afwachting van de afronding van de bouw van nieuwe kerncentrales?

Het maken van plannen om het regelbare productievermogen op peil te houden is in eerste instantie aan de eigenaren van de centrales. Zij kunnen rekening houden met de fase tot er nieuwe kerncentrales zijn gebouwd. Daarnaast biedt het voorstel voor de Energiewet (Kamerstuk 36 378), zoals momenteel in behandeling bij de Eerste Kamer, met artikel 5.12 de mogelijkheid dat ik TenneT opdracht kan geven een strategische reserve in te richten. Daarmee kan TenneT een centrale die om commerciële redenen uitgefaseerd wordt, tegen betaling van de kosten daarvan, buiten de markt achter de hand houden voor het geval zich een leveringszekerheidsprobleem voordoet. Daarmee zou een strategische reserve zich kunnen lenen om regelbaar vermogen – buiten de markt – langer te behouden. De Kamer wordt mede over deze optie eind dit jaar nader geïnformeerd, zoals aangegeven in mijn antwoord op vraag 4.

Vraag 6

Realiseert u zich dat als er te lang wordt gewacht met het maken van plannen om het regelbare productievermogen op peil te houden, problemen met de leveringszekerheid mogelijk niet meer te voorkomen zijn en bovendien de kosten van het nemen van maatregelen vele malen hoger zullen zijn?

De Monitor Leveringszekerheid 2024 laat zien dat er mogelijk een probleem is in 2033. Dit is het eerste onderbouwde signaal van een dergelijk risico. Zoals ik ook aangaf in mijn antwoord op vraag 4, wil ik zorgvuldig wegen welke potentiële oplossingen er zijn en wat daarvan de implicaties zijn. De leveringszekerheid is bovendien niet alleen afhankelijk van de hoeveelheid regelbaar vermogen. Het regelbaar vermogen bepaalt gezamenlijk met andere vormen van flexibiliteit (interconnectie, (batterij)opslag en vraagrespons) de leveringszekerheid. Daarom is het van belang de gevolgen van een leveringszekerheidsprobleem en oplossingsrichtingen eerst nader te verkennen. Uiteraard zet ik me in om mogelijke leveringszekerheidsproblemen te voorkomen. Zoals aangegeven in mijn antwoord op vraag 4, en op vraag 5 van vragen van de leden Bontenbal en Erkens (Tweede Kamer, vergaderjaar 2023–2024, Aanhangsel 2535) op 11 september jl., ben ik mogelijke nadere maatregelen aan het inventariseren en zal ik de Kamer hierover eind dit jaar informeren.

Vraag 7

Deelt u daarom de constatering van TenneT dat, hoewel er nu nog voldoende tijd is om ervoor te zorgen dat de leveringszekerheid ook na 2030 te waarborgen, het wel van belang is dat er tijdig actie wordt ondernomen om te verzekeren dat er tijdig voldoende flexibiliteit gerealiseerd wordt? Zo nee, waarom niet?

Ja, mijn eerder genoemde inventarisatie van mogelijke maatregelen richt zich daarom op alle vormen van flexibiliteit (interconnectie, (batterij)opslag, regelbaar vermogen en vraagrespons). Naast het realiseren van extra flexibiliteit zou het behouden van bestaande flexibiliteit ook een optie kunnen zijn de leveringszekerheid te borgen. Daar zou het (tijdelijk) achter de hand houden van bestaand regelbaar vermogen als strategische reserve een voorbeeld van zijn, zoals aangegeven in mijn antwoord op vraag 5.

Vraag 8

Hoe geeft u invulling aan het advies van TenneT om tijdig een uitvoeringsplan te ontwikkelen en te implementeren op basis waarvan maatregelen worden genomen om de leveringszekerheid van elektriciteit te waarborgen?

TenneT adviseert mogelijke beleidsmaatregelen in kaart te brengen die zich richten op het stimuleren van het behoud van het bestaande, en de totstandkoming van nieuw, regelbaar productievermogen, vraagsturing en opslag binnen de kaders van de Nederlandse energy-only markt. In lijn met het advies van TenneT ben ik hiermee bezig, zoals ook aangegeven in mijn antwoorden op de vragen 4, 5 en 6. Over de resultaten daarvan zal ik u eind dit jaar middels mijn eerder toegezegde brief informeren. Ik zal daarbij tevens aandacht besteden aan overige opties.

Vraag 9

Op welke termijn denkt u een dergelijk uitvoeringsplan te kunnen ontwikkelen en implementeren en wat zijn uw uitgangspunten bij het opstellen van een dergelijk plan?

Zie mijn antwoord op vraag 8.

Vraag 1

Bent u bekend met het feit dat België in 2023 een nieuw tariefsysteem heeft ingevoerd voor de kosten van het elektriciteitsnet voor kleinverbruikers?1 Kunt u het tariefsysteem beschrijven, de voor- en nadelen benoemen en uw eigen oordeel geven?

Het artikel waar uw vraag naar verwijst betreft de situatie in Vlaanderen. Ik ben bekend met het nieuwe tariefsysteem voor kleinverbruikers dat daar in 2023 is ingevoerd.
Sinds 2023 betalen kleinverbruikers in Vlaanderen voor het gebruik van het elektriciteitsnet:
Het capaciteitstarief wordt als volgt berekend:
Elk tariefsysteem kent voor- en nadelen. Een voordeel van dit tariefsysteem is dat de verdeling van netkosten aansluit bij de mate waarin een kleinverbruiker het elektriciteitsnet gebruikt. Wie veel elektriciteit verbruikt en dit bovendien met hoge pieken doet, moet meer betalen dan wie weinig elektriciteit verbruikt en het verbruik verdeelt over de tijd. Dit tariefsysteem geeft kleinverbruikers daarmee ook een prikkel om piekverbruik te vermijden, door bijvoorbeeld een elektrische auto gespreid te laden.
Een mogelijk nadeel van het tariefsysteem in Vlaanderen is dat het gedurende de hele dag een prikkel geeft om piekverbruik te vermijden, ook op momenten dat er juist ruimte is op het net. Het tariefsysteem kan daardoor bijvoorbeeld een prikkel geven om een elektrische auto langzaam op te laden, ook op momenten dat er juist ruimte op het net is om de auto snel te laden. Mede daarom wordt in Vlaanderen onderzoek gedaan naar een aanvullende tijdsafhankelijke tariefcomponent, waarbij in daluren tarieven lager zijn en in piekuren hoger. Een ander mogelijk nadeel is de begrijpelijkheid voor kleinverbruikers. Kleinverbruikers hebben doorgaans beperkt zicht op hun piekverbruik. Ook kan het in combinatie met bijvoorbeeld een dynamisch leveringstarief lastig zijn om te bepalen met welk elektriciteitsverbruik de energierekening zo laag mogelijk blijft.

Vraag 2

Deelt u de stelling van de Vlaamse Energie Regulator (VREG) dat er door slim gebruik van het net minder grote investeringen nodig zijn en dat, dat in het voordeel is van iedereen? Zo nee, waarom niet? Deelt u tevens de mening dat door slimme netbenutting veel capaciteit kan worden vrijgespeeld?

Ja. In de Nederlandse situatie kan slim netgebruik een bijdrage leveren om overbelasting van het elektriciteitsnet te voorkomen totdat het net is verzwaard. Op langere termijn kan slim netgebruik de kosten van netverzwaring beperken. Met slim netgebruik wordt namelijk de piek verminderd, waardoor netverzwaring in mindere mate nodig is. Een goed evenwicht tussen slim netgebruik en netverzwaring is in het algemeen belang omdat daarmee de energierekening zo laag mogelijk blijft. Het Landelijk Actieprogramma Netcongestie (LAN) richt zich daarom onder meer op het bevorderen van slim netgebruik.

Vraag 3

Bent u bekend met het voorstel voor het invoeren van Time of Use tarieven in Wallonië?2 Kunt u het tariefsysteem zoals voorgesteld in Wallonië, beschrijven? Kunt u de voor- en nadelen beschrijven en uw eigen oordeel erover geven?

Ja, ik ben bekend met het voorstel voor een aangepast tariefsysteem voor kleinverbruikers in Wallonië dat per 2026 in zal gaan. Vanaf 2026 kunnen kleinverbruikers3 die beschikken over een slimme meter waarvan de communicatiefunctie actief is kiezen voor een «incentive tarief». Het incentive tarief is dus optioneel, de overige kleinverbruikers behouden het standaardtarief.
Het incentive tarief is te kenmerken als een tijdsafhankelijk tarief per afgenomen kWh. De uren van de dag worden ingedeeld in drie tariefcategorieën:
In de rode uren is het tarief een factor 5 hoger dan in de groene uren. In de oranje uren is het tarief een factor 3 hoger dan in de groene uren.
Een voordeel van dit incentive tarief is dat de verdeling van netkosten aansluit bij de mate waarin een kleinverbruiker het elektriciteitsnet gebruikt. In vergelijking met het tariefsysteem in Vlaanderen ligt in dit systeem de nadruk meer op het ontlasten van piekmomenten voor het net, zoals de piek tussen 17 uur en 22 uur. Wie de piekmomenten ontlast, wordt daarvoor beloond. De begrijpelijkheid van dit systeem is daarnaast wellicht iets hoger dan het systeem in Vlaanderen.
Dit tariefsysteem kent ook een aantal mogelijke nadelen. De vooraf vastgestelde piekmomenten en piektarieven kunnen er mogelijk toe leiden dat het piekverbruik op het net verschuift naar de dalmomenten. Het is bijvoorbeeld denkbaar dat alle elektrische auto’s in een wijk om 1:00 ’s nachts tegelijk gaan laden als het daltarief ingaat. Dat kan dan juist weer voor een nieuwe piek zorgen. Als dat gebeurt zijn er aanvullende maatregelen nodig om zo’n piek te voorkomen.
Daarnaast brengt het feit dat kleinverbruikers kunnen kiezen voor het incentive tarief ook een risico met zich mee. De kans bestaat dat iedereen het voor zijn situatie goedkoopste tarief kiest zonder dat dit leidt tot verschuiving van verbruik. Wie bijvoorbeeld toch al weinig elektriciteit op piekmomenten gebruikt, kiest voor het incentive tarief, maar wie juist tijdens piekmomenten elektriciteit gebruikt, kiest het standaard tarief. Kleinverbruikers gaan dan niet het net slimmer gebruiken door hun vraag te verschuiven, maar toch betalen ze minder omdat ieder het goedkoopste tarief voor zijn situatie kiest. Omdat de kosten van het elektriciteitsnet toch gedekt moeten worden, zullen de nettarieven daardoor stijgen.

Vraag 4

Bent u het eens met de stelling dat het huidige tariefstelsel voor netkosten voor kleinverbruikers in Nederland niet meer houdbaar is, omdat het de kosten die worden veroorzaakt, niet langer eerlijk reflecteert? In hoeverre acht u de huidige situatie in Nederland waarin een huishouden met een piekbenutting van 2 kW evenveel betaalt als een huishouden dat 10 kW netcapaciteit vraagt eerlijk en rechtvaardig?

Een nieuw tariefsysteem voor kleinverbruikers kan bijdragen aan het tegengaan van netcongestie en kosten voor netverzwaring op termijn verminderen. Om die reden wordt is in het Landelijk Actieprogramma Netcongestie (LAN) iopgenomen dat netbeheerders hiermee aan de slag zijn. Dit najaar publiceren netbeheerders een onderzoek naar een alternatief nettarief voor kleinverbruikers. Vervolgens willen netbeheerders op korte termijn een codewijzigingsvoorstel indienen bij de ACM. De ACM zal hierover vervolgens een besluit nemen, omdat de ACM op grond van Europees recht de exclusieve bevoegdheid heeft om te beslissen over de nettarieven. De ACM zal het voorstel daarbij consulteren en toetsen aan (Europese) wet- en regelgeving. De wettelijke uitgangspunten voor de tariefstructuur zijn kostenreflectiviteit, het bevorderen van systeemefficiëntie, transparantie en non-discriminatie.4 De uiteindelijke weging van de voor- en nadelen van verschillende tariefsystemen is dan ook aan de ACM op basis van deze wettelijke uitgangspunten.

Vraag 5

Welke lessen trekt u uit bovenstaande alternatieve tariefsystemen en op welke wijze bent u voornemens om ook in Nederland door middel van aanpassingen aan het tariefsysteem slimmer gebruik van schaarse netcapaciteit door huishoudens te stimuleren? Wordt er gewerkt aan een nieuw tariefstelsel voor kleinverbruikers en wanneer kunnen we het voorstel en de implementatie daarvan verwachten?

Ik kijk met belangstelling naar het voorstel van netbeheerders. Als huishoudens het net slim gebruiken, betekent dat ook dat er minder investeringen in het uitbreiden van het net nodig zijn. Ik vind het van groot belang dat in een dergelijk voorstel slim netgebruik wordt beloond en dat de meeste huishoudens er op vooruitgaan. Daarnaast vind ik het belangrijk dat kleinverbruikers grip houden op hun energierekening en dat prikkels om te verduurzamen behouden blijven.
De verwachte implementatietermijn is mede afhankelijk van het concrete voorstel van de netbeheerders. Een aanpassing van de tariefstructuur heeft voor netbeheerders en (groepen) kleinverbruikers hoe dan ook gevolgen die zorgvuldig moeten worden gewogen bij verdere uitwerking en implementatie. Tegelijkertijd is een nieuw tariefsysteem een belangrijk middel om overbelasting van het elektriciteitsnet te voorkomen en is snelheid dus ook van belang. Naast het rekenen van hogere tarieven op piekmomenten kan het wellicht ook interessant zijn om kleinverbruikers te belonen op het moment dat zij zelf hun verbruik op piekmomenten verminderen. Ik bekijk daarom waar ik de invoering van een nieuw tariefsysteem kan ondersteunen en bespoedigen, mits dat ook voldoet aan de hierboven genoemde randvoorwaarden.
Vanzelfsprekend houd ik uw Kamer op de hoogte van deze ontwikkelingen in de komende maanden. Na publicatie door Netbeheer Nederland van het onderzoek naar een alternatief nettarief voor kleinverbruikers zal ik mijn appreciatie daarvan met uw Kamer delen, voorafgaand aan het Commissiedebat Elektriciteitsnet, Energie-infrastructuur & RES op 28 november a.s.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «TenneT wil regels zien voor apps voor zonnepanelen en waarschuwt voor black-outs»?1 Hoe apprecieert u dit?

Ja. Digitalisering is noodzakelijk om de doelen van de energietransitie te halen. Deze digitalisering brengt echter ook risico’s met zich mee. Het kabinet herkent een aantal van de genoemde kwetsbaarheden en daarom werkt het kabinet aan de versterking van de weerbaarheid van de (vitale) energiesector, inclusief installaties voor het opwekken van elektriciteit door middel van zon. Binnenkort wordt nieuwe regelgeving van kracht waarmee er oplossingen komen voor de in het artikel benoemde kwetsbaarheden.

Vraag 2

Welke regels op het gebied van IT-veiligheid gelden er voor fabrikanten van apps en sites voor het beheren van zonnepanelen? Klopt het dat zich hier grote kwetsbaarheden voordoen? Zo ja, welke?

Er gelden op dit moment strenge veiligheidseisen voor elektrische materialen. Deze eisen zijn onder meer opgenomen in de laagspanningsrichtlijn 2014/35/EU. Deze laagspanningsrichtlijn is in de Nederlandse wetgeving opgenomen in het warenwetbesluit elektrisch materiaal.
Voor IT-veiligheid zijn extra regels nodig. Vanaf 1 augustus 2025 zijn er veiligheidseisen op grond van de herziene radioapparaten-richtlijn (of Radio Equipment Directive, RED) van kracht. Dit betreft cybersecurity eisen voor draadloos verbonden apparatuur, waaronder zonnepaneelomvormers. Daarnaast wordt naar verwachting vanaf eind 2027 de Europese verordening cyberweerbaarheid (of Cyber Resilience Act, CRA) van kracht. De CRA is breder dan de RED en geldt niet alleen voor draadloze apparaten, maar voor alle producten met digitale elementen.
In aanloop naar de inwerkingtreding van deze regels, is het van belang dat iedereen in de keten van zonne-energie (fabrikanten, installateurs, verkopers, gemachtigden, importeurs en ook consumenten en bedrijven met zon PV installaties) aan de slag gaat met het nemen van (preventieve) maatregelen ten behoeve van het minimaliseren van digitale kwetsbaarheden. De consument, de installateur en de fabrikant hebben een eigen verantwoordelijkheid om de zonnestroominstallaties te allen tijde goed te beveiligen met sterke wachtwoorden en door regelmatig updates uit te voeren.
Er zijn momenteel inderdaad kwetsbaarheden. De oorzaak hiervan ligt vooral bij slechte beveiliging van omvormers door het gebruik van standaard wachtwoorden die niet uniek zijn en het niet op tijd updaten van hardware.2 Daarnaast zorgen niet alle fabrikanten van omvormers tijdig voor software-updates om de omvormers veilig te kunnen houden. Omvormers zijn de schakel tussen de opgewekte stroom van de zonnepanelen en het lokale stroomnet. Doordat omvormers aan het internet zijn gekoppeld, kunnen meerdere omvormers gelijktijdig worden gehackt of op een ongewenste manier worden aangestuurd. Daardoor kunnen aanvallen gedaan worden die schaalbaar zijn, waarbij het in theorie bij zeer grote aantallen apparaten fout kan gaan.3 De kans dat dit gebeurt achten wij echter zeer klein. Gelijktijdige toegang tot grote aantallen apparaten is niet waarschijnlijk.
Zodra de CRA van kracht is en de essentiële cybersecurity eisen op grond van de RED 3.3 D,E en F van toepassing zijn, worden fabrikanten verplicht om hun producten digitaal veilig te maken en houden. Zo zal het niet meer toegestaan zijn om standaard wachtwoorden te gebruiken; ieder apparaat krijgt een uniek wachtwoord. Fabrikanten worden daarnaast verplicht om kwetsbaarheden in de software van het product tijdig op te lossen en te melden.

Vraag 3

Hoe verhoudt de wet- en regelgeving voor fabrikanten van apps en sites voor het beheren van zonnepanelen op het gebied van IT-veiligheid zich tot de wet- en regelgeving op dit gebied die geldt voor andere energiebedrijven? Waarom gelden er voor deze bedrijven verschillende regels op het gebied van IT-veiligheid?

Er is wet- en regelgeving voor de fabrikanten gericht op de veiligheid van hun producten met digitale elementen en er is wet- en regelgeving voor energiebedrijven gericht op het verhogen van hun digitale weerbaarheid. De gebruikers van de zonne-omvormers kiezen zelf welke producten zij aanschaffen. De energiebedrijven hebben daar maar beperkt invloed op. Daarmee vullen deze regels voor productveiligheid en weerbaarheid van de bedrijven elkaar aan. Hiermee wordt de cyberbeveiliging op verschillende niveaus in de keten versterkt om de cyberweerbaarheid van de gehele keten te verhogen.
Bij vraag 2 is een toelichting gegeven op de regelgeving voor fabrikanten van digitale producten. Voor energiebedrijven, die zijn aangewezen als aanbieder van een essentiële dienst (AED), geldt de Wet beveiliging netwerk- en informatiesystemen (Wbni), waarin de Europese netwerk- en informatiebeveiligingsrichtlijn (NIS1-richtlijn) is geïmplementeerd. Deze wet beoogt de digitale weerbaarheid van Nederland te versterken en heeft als doel de gevolgen van cyberincidenten te beperken om maatschappelijke ontwrichting te voorkomen. Daartoe bevat de Wbni onder meer voor AED’s de plicht om passende en evenredige beveiligingsmaatregelen met betrekking tot hun netwerk- en informatiesystemen te nemen én de plicht om ernstige cyberincidenten te melden. Er wordt momenteel gewerkt aan de implementatie van de nieuwe Europese netwerk- en informatiebeveiligingsrichtlijn (NIS2-richtlijn) in de Cyberbeveiligingswet (Cbw). Die wet, met daarin onder meer een uitgebreidere regeling van de zorg- en meldplicht voor bedrijven, zal naar verwachting in het najaar van 2025 in werking treden. Op 13 juni 2024 is ook de wetgeving over grensoverschrijdende cybersecurity in de elektriciteitssector (Netcode) in werking getreden. Deze regelgeving richt zich op bedrijven die impact kunnen hebben op grensoverschrijdende elektriciteitsstromen en heeft als doel het verhogen van de digitale weerbaarheid van het Europese elektriciteitssysteem. Deze wet- en regelgeving richt zich op de bedrijfscontinuïteit en de continuïteit van dienstverlening van genoemde bedrijven. Bedrijven moeten op basis hiervan maatregelen treffen voor de beveiliging van hun netwerk- en informatiesystemen, ze moeten significante cyberincidenten melden, en ze ontvangen bijstand bij digitale dreigingen of incidenten door het NCSC.

Vraag 4

Klopt het dat indien een beheerder van zonnepanelen wordt gehackt dit een risico op een black-out voor een substantieel deel van Europa met zich meebrengt? Hoe vergaand zouden de gevolgen hiervan zijn?

De kans dat een dergelijk risico zich voordoet is zeer klein. Er moet een zeer groot aantal zonnepanelen gelijktijdig uitvallen voordat dit risico zich voordoet. Het Europese elektriciteitssysteem is zo ingericht dat de uitval van een bepaalde omvang kan worden opgevangen. In het uiterste geval dat zich een black-out voordoet, dan betekent dit dat er in een deel van het elektriciteitssysteem geen elektriciteit beschikbaar is. Hoe verregaand de gevolgen hiervan zijn ligt aan meerdere omstandigheden. Denk aan het totaal beschikbare vermogen van de getroffen partij(en), de kenmerken, de timing en daarbij ook de (internationale) belastbaarheid op het elektriciteitsnet. De landelijke netbeheerder TenneT heeft, in directe samenwerking met buurlanden, herstelprocedures voor het geval een dergelijke situatie zich voordoet. Deze procedures worden regelmatig in een internationaal samenwerkingsverband geoefend.

Vraag 5

Hoe apprecieert u in dit kader het feit dat Nederlandse hackers de afgelopen twee jaar drie keer zijn binnengedrongen tot de software van dergelijke beheerbedrijven?

Het kabinet vindt dit zorgelijk. Dit onderstreept de noodzaak voor de bovenbedoelde wet- en regelgeving die binnenkort van kracht wordt. Het is belangrijk dat er meer aandacht komt voor de cyberveiligheid van deze internationaal opererende beheerbedrijven.

Vraag 6

Deelt u de mening dat er snel betere wet- en regelgeving op het gebied van IT-veiligheid nodig is voor fabrikanten van online controlepanelen? Welke acties kunt u ondernemen?

Ja. Er is regelgeving maar er zijn aanvullingen nodig, de ontwikkelingen op dit terrein volgen elkaar in snel tempo op. Het is zaak om regelgeving te maken die inspeelt op de actuele ontwikkelingen. Het is van belang dat de (implementatie van de) nieuwe Europese wet- en regelgeving op het gebied van digitale weerbaarheid snel van kracht wordt.
De Rijksinspectie Digitale Infrastructuur (RDI) bereidt zich als toezichthouder grondig voor op de komende regelgeving. De RDI voert gesprekken met fabrikanten, installateurs, verkopers en importeurs en onderzoekt ook nu al op kleine schaal de cyberveiligheid van deze apparaten, zoals het eerder genoemde rapport uit 2023. De RDI heeft dit onderzoek uitgevoerd vooruitlopend op de komst van bovengenoemde cybersecurityeisen, om fabrikanten en leveranciers erop te wijzen dat zij zich moeten voorbereiden op de nieuwe eisen. Naar aanleiding van dit rapport hebben sectorpartijen, waaronder omvormerfabrikanten, al stappen ondernomen om hogere veiligheidseisen en standaarden te hanteren.
In de Gedragscode Zon op Woningen heeft de sector afspraken gemaakt over het veilig installeren van residentiele systemen. Volgens deze gedragscode zal de installateur de omvormer instellen met een sterk en per installatie uniek wachtwoord voor de onderhoudsinstellingen van de omvormer.
Het kabinet zet ook in op het vergroten van bewustzijn, zoals in de overheidscampagne «Doe je updates», waarin een oproep wordt gedaan om slimme apparaten in huis direct te updaten. Verder werkt het kabinet aan proactieve informatieverstrekking over de komende wet -en regelgeving, zodat de partijen en fabrikanten zich alvast kunnen voorbereiden.

Vraag 7

Loopt Nederland risico doordat andere Europese landen onvoldoende wet- en regelgeving op het gebied van IT-veiligheid hebben voor fabrikanten van apps en sites voor het beheren van zonnepanelen? Zo ja, wat gaat u doen om dit te verbeteren?

Vanwege het Europese karakter van het elektriciteitssysteem is er een Europese aanpak om cyberveiligheid te versterken. Deze Europese aanpak is juist gericht op harmonisatie van wet- en regelgeving voor cybersecurity, onder andere ten behoeve van de energiesector. Het kabinet verwacht daarom niet dat Nederland risico loopt doordat andere Europese landen onvoldoende wet- en regelgeving hebben op het gebied van cyber veiligheid.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel? Hoe apprecieert u dit?1

Ja. De vertragingen bij meerdere projecten waar het artikel melding van maakt zie ik, gezien de urgentie van congestie op het elektriciteitsnet, als een tegenvaller. Hieronder ga ik aan de hand van de verschillende vragen nader in op de inhoud van het artikel.

Vraag 2

Hoe kan het dat er door Alliander meer wordt geïnvesteerd in netverzwaring, maar er minder kilometers kabel en transformatorhuisjes worden gebouwd? Om hoeveel bedrijven gaat dit, gezien het feit dat onder meer bedrijven nu langer moeten wachten op een nieuwe of zwaardere aansluiting?

Alle netbeheerders doen omvangrijke investeringen in de uitbreiding en verzwaring van de elektriciteitsnetwerken, oplopend tot gezamenlijk 8 miljard euro per jaar vanaf 2025. Alliander heeft in het eerste halfjaar van 2024 fors meer geïnvesteerd dan in het eerste halfjaar van 2023. Veel van het werk is momenteel onderhanden of in voorbereiding en doordoor nog niet zichtbaar in de gepresenteerde realisatiecijfers. Verschillende projecten van Alliander liepen in het eerste halfjaar van 2024 vertraging op. Dit betreft onder meer de grootschalige netuitbreiding in Friesland en de Noordoostpolder (project «NuLelie»). De belangrijkste oorzaak van deze vertraging is dat de uitvoering van de werkzaamheden complexer is dan vooraf gedacht.2 De krappe arbeidsmarkt voor technisch personeel, lange opleidingstijden, schaarste aan bepaalde materialen en de schommelingen in de prognoses van het type en volume werk maken het tijdig opschalen in capaciteit moeilijk. Dit heeft tot gevolg dat een deel van het werkpakket doorschuift. De wachtrij per locatie is altijd in te zien op de online capaciteitskaart van de netbeheerders3.

Vraag 3

Wat betekent het voor de verduurzamingseisen die worden gesteld aan bedrijven, gezien het feit dat de vertraging in sommige gebieden kan oplopen tot meer dan acht jaar? Komen zij nu in de knel?

Het kabinet zet zich met alle betrokken partijen in om, ondanks netcongestie, de verduurzaming van bedrijven en economische ontwikkeling zoveel mogelijk doorgang te laten vinden. Het is daartoe van belang om de mogelijkheden te realiseren om het net flexibeler te benutten. Bedrijven op een wachtrij kunnen met een flexibel contract mogelijk toch (een deel van) de beoogde verduurzaming realiseren. Bedrijven die al voldoende transportcapaciteit hebben, kunnen financiële voordelen behalen met flexibel gebruik en daarmee capaciteit op het stroomnet vrijspelen voor partijen op de wachtrij.

Vraag 4

Hoeveel kilometers kabel en transformatorhuisjes werden er de afgelopen vijf jaar per netbeheerder per jaar gebouwd?

Op 11 juni 2024 heeft de Minister voor Klimaat en Energie de eerste editie van de rapportage «Stand van de uitvoering» van Netbeheerder Nederland aan uw Kamer aangeboden4. Met deze halfjaarlijkse rapportage geven de gezamenlijke netbeheerders inzicht in de realisatie van maatschappelijke en fysieke resultaten, waaronder de realisatie van kilometers kabels en aantallen middenspanningsstations, maar bijvoorbeeld ook de ontwikkeling van de wachtrijen. Zoals aangegeven in de begeleidende brief is dit product in ontwikkeling en zal het in volgende edities worden uitgebreid met meer indicatoren. Op 11 juni is ook de nieuwe on-line capaciteitskaart gelanceerd waarop tot op stationsniveau inzichtelijk is wat de aanwezige en benodigde transportcapaciteit is en, in gebieden met schaarste, de omvang van de wachtrij. Deze inzichten bieden de netbeheerders momenteel vrijwillig. In de nieuwe Europese EMD-richtlijn (Electricity Market Design) wordt het geven van periodieke updates een verplichting. Ik heb een aanpassing van de Energiewet in voorbereiding om deze Europese verplichting in wetgeving te verankeren.

Vraag 5

Wordt hier door het ministerie op gestuurd? Bij welke netbeheerders en in welke gebieden zitten de grootste knelpunten? Hoe wordt hieraan gewerkt?

De netbeheerders doen omvangrijke investeringen in de uitbreiding en verzwaring van de elektriciteitsnetwerken. Eens per twee jaar publiceren alle netbeheerders hun investeringsplannen voor de komende jaren. Het Ministerie van KGG toetst of de investeringsplannen van de landelijke netbeheerders voldoende rekenschap hebben gegeven aan ontwikkelingen in de energiemarkt. Daarnaast toetst de Autoriteit Consument en Markt (ACM) de investeringsplannen, onder andere op de toepassing van het prioriteringskader voor investeringen in de uitbreiding van het stroomnet. Op basis van dit kader geven netbeheerders o.a. voorrang aan investeringen in verband met nationale en provinciale MIEK-projecten (Meerjarenprogramma Infrastructuur Energie en Klimaat). In het MIEK maken overheden en netbeheerders gezamenlijke keuzes in de programmering en prioritering van energie-infrastructuurprojecten en signaleren en verhelpen zij knelpunten in de voortgang.
Het Rijk werkt daarnaast in het Landelijk Actieprogramma Netcongestie (LAN) met medeoverheden, netbeheerders en marktpartijen aan de aanpak van congestie op het elektriciteitsnet. Het programma bevat een groot aantal acties gericht op sneller bouwen, beter benutten van het netwerk en slimmer inzicht in wat er in het net gebeurt. Uw Kamer is op 11 juni 2024 geïnformeerd over de stand van zaken en voortgang van het LAN5. In het bijzonder in de regio Flevopolder-Gelderland-Utrecht (FGU) is de congestiesituatie urgent. De Minister voor Klimaat en Energie heeft uw Kamer per brief van 25 april jl.6 geïnformeerd over de aanpak hiervan door onder meer netbeheerders TenneT, Stedin en Liander.

Vraag 6

Kunt u publiekelijk bijhouden hoeveel kilometers kabels en transformatorhuisjes er worden gebouwd om netbeheerders ook te kunnen aanspreken op hun resultaten? In hoeverre heeft u manieren om netbeheerders hierop aan te sturen via de nieuwe Energiewet?

Zie antwoord vraag 4.

Vraag 7

Hoe kijkt u naar de oplossingen waarmee Alliander werkt om het net anders te benutten? Ziet u bijvoorbeeld kansen in het breder uitrollen van de zogenoemde balanswijken, aangezien hier in de markt veel enthousiasme voor is?

Naast de uitbreiding en verzwaring van de netten, zetten de netbeheerders in op het beter benutten van de bestaande netcapaciteit om netcongestie te verlichten. Enerzijds door de netten gecontroleerd zwaarder te belasten en anderzijds door flexibel energiegebruik te stimuleren. Voor de FGU-regio wordt onder meer ingezet op netefficiënte installaties in bestaande bouw, netbewuste woningbouw en netbewust laden van elektrische voertuigen. Het initiatief De Balanswijk van Liander is een goed voorbeeld. Hierin werken diverse partijen (netbeheerders, overheden) ontwerpprincipes uit voor nieuw te bouwen wijken waar energie wordt opgewekt, uitgewisseld en opgeslagen, en bewoners hun gedrag aanpassen om de energie in de wijk in balans te houden. Er is contact met verschillende gemeenten om het concept in de praktijk te brengen.

Vraag 8

Wat doet u om ervoor te zorgen dat het extra verbruik van gas voor zo’n kort mogelijke periode nodig is, gezien het feit dat in Gelderland en de Flevopolder gasgeneratoren worden ingezet voor extra regelbare opwerk om overbelasting van het net te voorkomen?

Bij brief van 25 april jl. is uw Kamer geïnformeerd over alle mogelijke maatregelen om de netcongestie in de FGU-regio zoveel mogelijk te verlichten7. Eén van deze maatregelen is de tijdelijke inzet van regelbaar vermogen op knelpunten. In de Flevopolder is dit een maatregel met grote potentie gebleken. Het gaat nadrukkelijk om tijdelijke en sporadische inzet op piekmomenten, met beperkte extra CO2-uitstoot tot gevolg. Dit kan netcongestie op korte termijn verminderen en zo de voortgang van structurele verduurzaming door middel van elektrificatie faciliteren.

Vraag 9

Deelt u de mening dat forse baten eigenlijk door netbeheerders in netverzwaring zouden moeten worden gestoken, gezien het feit dat Alliandereen flinke opbrengst heeft gerealiseerd met de verkoop van het Kenter, aangezien netbeheerders publiek aandeelhouderschap hebben en de nettarieven voor huishoudens en bedrijven omhoog gaan om de geplande investeringen te dekken? Zou het dan niet krom zijn dat de baten niet bij huishoudens en ondernemers terechtkomen via de nettarieven, maar de hogere kosten wel?

Voor zorgvuldige beantwoording van uw vraag is van belang om onderscheid te maken tussen het netwerkbedrijf Alliander en netbeheerder Liander dat daarvan onderdeel is, evenals tot voor kort het bedrijf Kenter. Alliander heeft Kenter begin dit jaar verkocht. De opbrengst landt bij Alliander en niet bij netbeheerder Liander. Van deze eenmalige boekwinst is een klein deel aan de aandeelhouders uitgekeerd; het overgrote deel wordt aangewend voor de versterking van het eigen vermogen van Alliander om de toekomstige investeringsopgave in energienetten te kunnen financieren.

Vraag 10

Bent u bereid om verder te verkennen of er kan worden gestuurd op dat netbeheerders forse baten in netverzwaring steken? Hoeveel extra investeringen zou dit mogelijk kunnen opleveren?

Om de noodzakelijke uitbreiding en verzwaring van de elektriciteitsnetwerken te kunnen financieren is van belang dat de netbeheerders financieel gezond zijn. Zij leggen verantwoording af aan hun aandeelhouders (gemeenten en provincies). De ACM houdt toezicht op de redelijkheid van de winstmarges, investeringen en financiële stabiliteit. De investeringen en de kosten voor beheer van de netten worden op basis van de Tarievencode van ACM vertaald naar de tarieven voor de klant. Extra investeringen in de netwerken, zo die al mogelijk zijn, zouden niet bijdragen aan het tempo waarin uitbreiding en verzwaring worden gerealiseerd, gezien de krappe arbeidsmarkt voor technisch personeel, de schaarste aan materialen en doorlooptijden van realisatie. Het Landelijk Actieprogramma Netcongestie (LAN) richt zich daarom, in de actielijn Sneller Bouwen, op verkorting van doorlooptijden, versnellen van de bouw en bevordering van samenwerking tussen de betrokken partijen.

Vraag 1

Bent u bekend met het onderzoek van Trollrensics over desinformatienetwerken op sociale media met als doel de Europese verkiezingen van 2024 te beïnvloeden?1

Ja, hiermee zijn we bekend.

Vraag 2

Deelt u de mening dat dergelijke activiteiten een rechtstreekse bedreiging zijn voor de democratische rechtsstaat en daarmee voor de staatsveiligheid? Zo nee, waarom niet?

Ja. Heimelijke beïnvloeding ondermijnt onze democratische rechtsstaat en het vertrouwen in onze democratische instituties. Daarmee vormt het een bedreiging voor onze nationale veiligheid. Het is voor het kabinet van groot belang om dreigingen tegen onze samenleving tegen te gaan.

Vraag 3

Beamen de AIVD, MIVD en NCTV de resultaten van het onderzoek volledig? Met hoeveel zekerheid is te zeggen dat in Nederland niet op dezelfde schaal campagnes zijn gevoerd door buitenlandse mogendheden tijdens de verkiezingen van 2024?

Onze inlichtingen- en veiligheidsdiensten waarschuwen al langere tijd dat inmengingsactiviteiten van andere landen in toenemende mate een bedreiging vormen.2 Het netwerk ontdekt door Trollrensics was actief in Frankrijk, Duitsland en Italië. In Nederland werd het niet waargenomen. Dit netwerk past in het normbeeld waarbij Rusland voortdurend probeert westerse beeld- en besluitvorming te beïnvloeden ten gunste van Rusland, maatschappelijke tegenstellingen probeert aan te wakkeren en te versterken en onderlinge eenheid te ondermijnen. In de openbare jaarverslagen van de AIVD en MIVD is te lezen dat Rusland zijn heimelijke beïnvloedingsactiviteiten vooral op grote Europese landen richt. Dat betekent niet dat er geen risico is voor Nederland op heimelijke beïnvloeding vanuit Rusland. Rusland stelt zich in deze opportunistisch op en is in staat om in te spelen op zich voordoende kansen in kleinere landen. Bovendien kunnen beïnvloedingscampagnes tegen bondgenoten ook indirect gevolgen hebben voor Nederland.

Vraag 4

Hebben de AIVD en MIVD signalen opgevangen dat soortgelijke desinformatiecampagnes in Nederland zijn gevoerd tijdens de verkiezingen van 2024? Zo ja, zijn deze effectief bestreden? Wat was de schaal van deze campagne(s)?

De diensten hebben een divers instrumentarium om heimelijke beïnvloeding te onderzoeken en waar nodig de samenleving, instanties en/of personen te alerteren. Het kabinet kan in het openbaar geen mededelingen doen naar waar de inlichtingen- en veiligheidsdiensten al dan niet onderzoek naar doen. Het is voor het werk van de inlichtingen- en veiligheidsdiensten immers van doorslaggevend belang dat zij in het belang van onze nationale veiligheid, geheimhouding en bronbescherming waarborgen. U kunt ervan uitgaan dat de diensten hun wettelijke bevoegdheden kunnen en zullen inzetten om heimelijke beïnvloeding te onderkennen en waar mogelijk, tegen te gaan.

Vraag 5

Draagt Nederland als wereldwijde host van online diensten, waaronder servers die gebruikt worden in Russische desinformatiecampagnes zoals recent bevestigd door de AIVD2, een bijzondere verantwoordelijkheid in het bestrijden van desinformatie? Zo ja, hoe kan hier effectief tegen worden opgetreden met respect voor de privacy van onschuldige internetgebruikers?

Aanbieders van hostingdiensten (inclusief online platformen) hebben bepaalde verantwoordelijkheden voor de informatie die zij hosten, die nader beschreven staan in de Digitaledienstenverordening (DSA). Dit betekent onder andere dat wanneer desinformatie de vorm heeft van illegale inhoud de DSA diverse bepalingen bevat die aanbieders van hostingdiensten een verantwoordelijkheid geven in de bestrijding daarvan. Artikel 6 DSA bepaalt dat aanbieders van hostingdiensten in beginsel niet aansprakelijk zijn voor informatie die gebruikers op hun servers plaatsen en opslaan. Zodra zij er echter kennis van krijgen dat ze illegale inhoud hosten, dan zijn ze verplicht om prompt te handelen en die inhoud te verwijderen of de toegang ertoe te blokkeren. Doen ze dat niet, dan kan de Europese Commissie, als toezichthouder van de DSA, ze wél aansprakelijk stellen voor die illegale inhoud. De DSA verplicht hen ook om meldingen van illegale inhoud mogelijk te maken en verduidelijkt dat dergelijke meldingen leiden tot kennis in de zin van artikel 6 (artikel 16, derde lid). Daarmee is er niet alleen een verplichting maar ook een prikkel om dat soort meldingen op te volgen.
Een puur hostingsbedrijf kan veelal niet ingrijpen op het niveau van specifieke inhoud van internetgebruikers, maar wel op het niveau van een hele server of website. Bijvoorbeeld door die ontoegankelijk te maken. Ingrepen door hostingbedrijven zijn daardoor over het algemeen minder proportioneel dan ingrepen door de website-eigenaar of de dienst die op de servers van het hostingbedrijf draait.
Niet alle desinformatie is illegaal. Niettemin kan het schadelijk zijn. Voor die gevallen bevat de DSA verplichtingen voor zeer grote online platformen. Zeer grote online platformen zoals X moeten daardoor in aanvulling op de verplichtingen waar alle aanbieders van hostingdiensten aan dienen te voldoen, verantwoordelijkheid nemen tegen desinformatiecampagnes, bijvoorbeeld in de vorm van niet-authentieke manipulatie van die diensten, op hun platformen. Dit probleem moet Europa-breed en bij de bron worden aangepakt. Artikel 34 en 35 van de DSA, die betrekking hebben op risicobeoordeling en risicobeperking, verplichten sociale media platforms als X of Facebook om maatregelen te nemen tegen gecoördineerd niet-authentiek gedrag en desinformatiecampagnes. Het is de Europese Commissie die hierop toezicht houdt vanuit de Digital Services Act (DSA). Meer informatie over de wijze waarop de Europese Commissie dit heeft ingevuld rondom de Europese Parlementsverkiezing is te vinden in het recentelijk gepubliceerde rapport hierover.4

Vraag 6

Zijn er nog andere voorbeelden bekend waar Nederland een faciliterende rol speelde in beïnvloedingscampagnes gericht op andere landen? Hoe wordt dit ondervangen?

Nederland is een belangrijk knooppunt in mondiale digitale netwerken en infrastructuur. Het is voor veel statelijke actoren aantrekkelijk om misbruik te maken van Nederlandse ICT-infrastructuur, omdat deze van hoge kwaliteit is en eenvoudig is in te zetten. De AIVD, MIVD en NCTV waarschuwen daarom al langer voor het risico van misbruik van Nederlandse infrastructuur door statelijke actoren.5 Het is een belangrijke bevoegdheid en tegelijkertijd een taak van de AIVD en de MIVD om heimelijke beïnvloeding te onderkennen en tegen te gaan. Ook als de beïnvloeding in een ander land plaatsvindt en gebruik maakt van Nederlandse infrastructuur. Op 9 juli jl. is uw Kamer geïnformeerd over de verstoring van een Russische digitale beïnvloedingsoperatie, gericht op de beïnvloeding van het publieke debat in de Verenigde Staten van Amerika. Bij deze beïnvloedingsoperatie werd gebruik gemaakt van een server in Nederland. De MIVD rapporteerde in 2022 over routers die door de Russische militaire inlichtingendienst (Glavnoje Razvedyvatelnoje Oepravlenije, GROe) gebruikt worden als aanvalsinfrastructuur en de verstoring van dat netwerk.6 In 2023 zag de MIVD dat Russische actoren gebruik blijven maken van gehackte infrastructuur van onschuldige gebruikers ten behoeve van digitale spionage-, sabotage- en beïnvloedingsactiviteiten.7
Het is van belang om de Nederlandse ICT-infrastructuur in generieke zin weerbaarder te maken tegen misbruik, daarom zet het kabinet in op de uitvoering van de Nederlandse Cybersecurity Strategie.8

Vraag 7

Doet de regering uws inziens voldoende om desinformatiecampagnes in Nederland als ook beïnvloedingscampagnes die gehost worden vanuit Nederland tegen te gaan?

Het kabinet heeft in de Voortgangsbrief Rijksbrede strategie desinformatie, die in juni aan de Tweede Kamer is verzonden, beschreven wat zij deed en welke nieuwe acties zij voornemens zijn te ondernemen. Deze acties zijn onder andere gericht op het versterken van de weerbaarheid van burgers tegen desinformatie.9
Zie verder het antwoord op vraag 5.

Vraag 8

Zijn er tijdens de Europese verkiezingen in 2024 aanvullende maatregelen genomen om desinformatienetwerken tegen te gaan? Zo ja, welke en bleken deze effectief? Zo nee, waarom niet?

Ja, er zijn maatregelen genomen in aanvulling op reeds bestaande maatregelen, zowel in samenwerking op Europees niveau, als aanvullende maatregelen op nationaal niveau.
De Europese Dienst voor extern optreden (EDEO) heeft netwerken van statelijke actoren tijdens de Europese verkiezingen beter in beeld gebracht door deze te identificeren en hierover artikelen te publiceren op de website EUvsDisinfo.10
De Europese Commissie heeft met enkele van de sociale media platformen, NGO’s en nationale toezichthouders, waaronder de ACM, een zogenoemde «stresstest» gevoerd. Hierbij testte de Commissie samen met de platformen of zij klaar waren voor heimelijke verkiezingsbeïnvloeding, zoals desinformatienetwerken, op hun platform en hoe daarmee om te gaan.11 Verder heeft de Commissie richtsnoeren gepubliceerd voor aanbieders van zeer grote onlineplatforms en zeer grote onlinezoekmachines (VLOPS en VLOSE) inzake de beperking van systeemrisico’s voor verkiezingsprocessen.12 Sinds de inwerkingtreding van de DSA is de ACM in Nederland aangewezen als digitaledienstencoördinator. Bij de afgelopen EP-verkiezing was de ACM betrokken bij onder andere de verkiezingstafel.
Het Ministerie van Binnenlandse Zaken en Koninkrijksrelaties (BZK) werkt samen met andere EU-lidstaten via mechanismen zoals het Rapid Alert System (RAS), de voor de verkiezingen ingestelde geïntegreerde regeling politieke crisis­respons (IPCR) en het European Cooperation Network on Elections (ECNE) om informatie en acties te coördineren en de weerbaarheid te vergroten.
Op nationaal niveau neemt het Ministerie van BZK tijdens de verkiezingen standaard extra maatregelen om de effecten van desinformatienetwerken te verminderen.13 Dit gaat op de eerste plaats om begrijpelijke en transparante communicatie over het verkiezingsproces en de stemprocedure. Als burgers weten hoe het verkiezingsproces werkt, zijn ze minder vatbaar voor desinformatie over dit onderwerp. Daarnaast organiseerde het Ministerie BZK wederom een verkiezingstafels voor vertegenwoordigers van de gemeenten, de Kiesraad en alle veiligheidspartners (Politie, OM, ACM en betrokken ministeries), waar mogelijke risico’s worden besproken die ondermijnend zijn voor het verkiezingsproces. Verder organiseerde het ministerie een webinar voor gemeenteambtenaren waar specifiek is ingegaan op het tegengaan van desinformatie.
Tot slot kan het Ministerie van BZK in bijzondere gevallen haar trusted flagger status inzetten, waardoor meldingen door sociale media platformen met prioriteit worden behandeld. De sociale mediabedrijven maken hierbij altijd hun eigen onafhankelijke afweging of er sprake is van een overtreding van de gebruikersvoorwaarden en dus of actie gerechtvaardigd is. Het ministerie heeft geen bevoegdheid bepaalde content te laten verwijderen. Deze status is voor de EP-verkiezing eenmalig ingezet bij het platform X om een algemene waarschuwing te geven dat er wellicht valse berichten worden verspreid over het verkiezingsproces. Uw Kamer wordt hierover nader geïnformeerd in de evaluatie van de EP-verkiezingen. De Minister van BZK streeft ernaar deze evaluatie begin november aan uw Kamer toe te sturen.
Uit rapporten van de onder de DSA opgerichte Europese digitaledienstenraad en de EDMO (het factcheckers consortium) Task Force blijkt dat er, ondanks pogingen van desinformatienetwerken, geen grote of structurele problemen zijn geweest bij de Europese verkiezingen.14 Ook de nieuwe, onder de DSA opgerichte, Europese digitaledienstenraad concludeert op dit moment dat er geen grootschalige of systemische incidenten hebben plaatsgevonden waardoor het verloop van de Europese verkiezingen is verstoord.15

Vraag 9

Biedt de bestaande Europese wet- en regelgeving, met name via de Digital Services Act, voldoende mogelijkheden om op te treden tegen desinformatiecampagnes? Welke nationale en Europese maatregelen zijn er verder nog nodig om desinformatie effectief te bestrijden?

Ja, de desinformatiecampagnes zoals omschreven in het onderzoek van Trollrensics, vonden plaats op X. Dit platform geldt als een zeer grote online platform en valt sinds augustus 2023 onder de DSA. De DSA bevat verschillende bepalingen over inhoudsmoderatie door aanbieders van online tussenhandeldiensten. Volgens de definitie van het begrip «inhoudsmoderatie» (artikel 3, onderdeel t, van de DSA) gaat het dan om zowel illegale inhoud als om informatie die in strijd is met de algemene voorwaarden die de aanbieder toepast, bijvoorbeeld omdat hij deze onwenselijk of schadelijk acht. Desinformatie kan zowel de vorm aannemen van illegale inhoud als schadelijke inhoud. In het geval van het laatste, kan desinformatie en andere schadelijke inhoud vallen onder contractuele beperkingen die in de algemene voorwaarden opgenomen zijn. Daarnaast kan desinformatie ook vallen onder zogenaamde «systeemrisico» zoals beschreven in artikel 34 van de verordening. Tegen dergelijke schadelijke inhoud moeten aanbieders van zeer grote online platforms en zeer grote onlinezoekmachines maatregelen treffen om deze te beperken.
Aanbieders van zeer grote online platforms en zeer grote onlinezoekmachines moeten daarom, bij de beoordeling van systeemrisico’s, bijzondere aandacht besteden aan de manier waarop hun diensten (kunnen) worden gebruikt om misleidende of bedrieglijke inhoud, met inbegrip van desinformatie en gecoördineerde desinformatiecampagnes, te verspreiden of versterken. Het is vervolgens aan de Europese Commissie als bevoegde toezichthouder om toezicht te houden op zeer grote online platformen en onlinezoekmachines. Bij het treffen van maatregelen moeten platformen de rechten van burgers beschermen, zoals het recht op privacy en de vrijheid van meningsuiting.
Daarnaast is uw Kamer recentelijk geïnformeerd over de nieuwe maatregelen die wij nemen in de Rijksbrede strategie voor de effectieve aanpak van desinformatie.16 Het Ministerie van BZK heeft opdracht gegeven tot een brede verkenning waarin wordt onderzocht hoe de kwaliteit van het open publieke debat beter kan worden gewaarborgd. Daarbij wordt onderzocht welke kwetsbaarheden het open publieke debat kent, waaronder de wijze waarop desinformatie de Nederlandse democratische rechtsstaat kan ondermijnen en welke interventies het open publieke debat beter kunnen beschermen. Over dit onderzoek en de eerste resultaten wordt uw Kamer eind 2024 geïnformeerd.

Vraag 10

Doen grote online platforms volgens u voldoende om desinformatiecampagnes op hun kanalen te bestrijden? Zo ja, waaruit blijkt dat? Zo niet, van welke online platforms verwacht u meer actie en is de Digital Services Act, onder andere, voldoende uitgerust om hen hiertoe te dwingen?

De DSA verplicht zeer grote online platforms en zoekmachines om tenminste jaarlijks een risicobeoordeling te verrichten om te onderzoeken of hun diensten vatbaar zijn voor systeemrisico’s. De verspreiding van desinformatie kan zo’n systeemrisico vormen. Indien dergelijke systeemrisico’s aanwezig zijn, moeten aanbieders van zeer grote online platforms en zeer grote onlinezoekmachines maatregelen treffen om deze te beperken. Dergelijke maatregelen kunnen de aanpassing van hun diensten, online-interfaces, algemene voorwaarden inhoudsmoderatieprocedures, algoritmische systemen of aanbevelingssystemen omvatten.
Het is nu nog te vroeg om volledig te kunnen vaststellen of zeer grote online platforms en zoekmachines voldoende maatregelen nemen om systeemrisico’s, waaronder de verspreiding van desinformatie, te mitigeren. Dat oordeel is in de eerste plaats aan de Europese Commissie als bevoegde toezichthouder. In het geval van niet-naleving van de bepalingen door zeer grote online platformen en zeer grote onlinezoekmachines kan de Europese Commissie handhavingsmaatregelen. Zo kan de Europese Commissie bijvoorbeeld een maximale boete opleggen tot 6% van de wereldwijde omzet van een zeer groot online platform.
De Europese Commissie is voortvarend gestart met het toezicht, ook op de verplichtingen van artikel 34 en 35 DSA. Op 18 december 2023 is ze een formele procedure gestart tegen X. Onder meer omdat ze twijfelt aan de doeltreffendheid van de maatregelen die X neemt ter bestrijding van desinformatie. Deze procedure loopt nog. Op 12 juli j.l. heeft de Europese Commissie zijn voorlopige bevindingen naar X gestuurd.17 Daarnaast is ze een formele procedure gestart tegen Meta. De systeemrisico-analyses van Meta, de risico’s van desinformatie, en de maatregelen die Meta daartoe heeft genomen zijn onderdeel van die procedure.18 Wij volgen de voortgang van deze procedures en ondersteunen de Europese Commissie waar nodig in haar rol als toezichthouder op de naleving van de DSA.

Vraag 11

Welke stappen gaat u nemen om samen met uw ambtsgenoten in de EU op te treden tegen deze vorm van buitenlandse verkiezingsbeïnvloeding? Bepleit u samen met hen een gezamenlijke boodschap richting de nieuwe Europese Commissie?

Het hoofdlijnenakkoord omschrijft dat de overheid zich inzet om de maatschappij weerbaar te maken tegen desinformatie. Dit belang dragen we ook in de EU uit. Het kabinet staat in EU verband in nauw contact met andere landen waar het buitenlandse beïnvloeding betreft. Concrete voorbeelden hiervan zijn het Europese Rapid Alert System (RAS) en het European cooperation network on elections (ECNE). In deze gremia zijn onder andere signalen over desinformatie, maatregelen om hiermee om te gaan en de laatste wetenschappelijke inzichten uitgewisseld. Leden van de Europese lidstaten doen mee om de negatieve impact van desinformatie zo effectief mogelijk aan te pakken en van elkaar te leren. Via deze wegen worden ook FIMI-campagnes19 gesignaleerd, vindt uitwisseling plaats over de verschillende verschijningsvormen van FIMI en worden best practices gedeeld over het verhogen van de weerbaarheid en responsmogelijkheden. Waar nodig wordt gekeken naar een gezamenlijke reactie. Nederland participeert actief, o.a. door via het Rapid Alert System vertaalde versies van de Rijksbrede Strategie en de Kamerbrief Weerbaarheid Verkiezingsproces te delen.
De nieuwe Europese Commissie zal op het onderwerp desinformatie nieuwe stappen willen zetten. Dat blijkt uit de politieke richtlijnen van de herkozen Commissievoorzitter.20 Het is nu aan de Commissie om binnen hun mandaat met nieuwe voorstellen te komen. Uw Kamer wordt hier te zijner tijd over geïnformeerd.

Vraag 12

Wat is de stand van zaken van de motie van de leden Piri en Paternotte over het in de Europese Raad pleiten voor onderzoek naar buitenlandse inmenging in de Europese Parlementsverkiezingen?3

Deze motie is uitgevoerd. De Minister-President heeft tijdens de informele Europese Raad van 17 juni 2024 zijn zorgen overgebracht over mogelijke buitenlandse inmenging in de EP-verkiezingen.22 De Minister-President gaf daarbij aan dat een onderzoek wenselijk is als er indicaties van inmenging zijn. Een dergelijk onderzoek op Europees niveau zou in de eerste plaats aan het EP zijn, in samenwerking met de Belgische autoriteiten.

Vraag 13

Kunt u de vragen afzonderlijk van elkaar beantwoorden?

Ja.

Vraag 1

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

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

Vraag 2

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

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

Vraag 3

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

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

Vraag 4

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

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

Vraag 5

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

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

Vraag 6

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

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

Vraag 7

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

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

Vraag 8

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

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

Vraag 9

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

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

Vraag 10

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

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

Vraag 11

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

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

Vraag 12

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

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

Vraag 13

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

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

Vraag 1

Klopt het dat er bij een capaciteit van meer dan 38 gigawatt (GW) aan windenergie op zee moet worden gezocht naar tracés waarmee de windenergie ver landinwaarts kan worden afgezet via een gelijkstroom-kabel, de zogenaamde «diepe aanlanding»?

Ja. Het klopt dat er gekeken wordt naar tracés voor diepe aanlanding, om de wind-op-zeedoelstellingen te realiseren en de energievraag dieper landinwaarts in te vullen. Vanuit het energiesysteem bezien is spreiding van de aanlandingen wenselijk. Diepe aanlanding draagt daarin bij aan het tegengaan van netcongestie en aan het voorkomen van grote ingrepen bij bovengrondse 380kV-verbindingen. Bij eerder onderzoek is aangegeven dat dit punt ligt bij ongeveer 38 GW aan windenergie op zee (o.a. Target Grid, TenneT).

Vraag 2

Vanaf welk jaar zal deze grens bereikt worden en is dus diepe aanlanding nodig?

Het is niet exact te zeggen vanaf welke datum deze aanlanding nodig is. Voor de huidige routekaart (21GW) zijn t/m 2031 projecten gepland. De ambitie is om tussen 2031 en 2040 nog eens 29GW windenergie op zee te realiseren en aan te landen (circa 10 elektrische verbindingen en 2 waterstofverbindingen). De programmering van deze verbindingen is nu nog niet bekend (o.a. afhankelijk van verdere energiesysteemanalyses waarin de verwachte ontwikkeling van de energievraag wordt meegenomen, de kansrijkheid van aanlandalternatieven verspreid over het land en besluitvorming). In de prognoses van TenneT wordt nu uitgegaan van realisatie van diepe aanlanding vanaf 2035.

Vraag 3

Klopt het dat de Delta Rhine Corridor momenteel een van de mogelijkheden is een dergelijke diepe aanlanding te realiseren en dat in de plannen voor dit project momenteel de aanleg van kabels voor 6 GW gelijkstroom wordt gepland?

Ja, het klopt dat de Delta Rhine Corridor een van de mogelijkheden is voor eventuele diepe aanlandingen van maximaal 6 GW (drie keer 2 GW gelijkstroomverbindingen). Deze diepe aanlanding is belangrijk voor elektrificatie van de industrie in Chemelot. Daarnaast draagt het ook bij aan een eventueel transport van de opgewekte windenenergie (via interconnectie) naar Duitsland. Ook voorkomt het knelpunten op de hoogspanningsinfrastructuur op diverse plaatsen, doordat de geproduceerde elektriciteit niet eerst door heel het land over het reguliere hoogspanningsnet getransporteerd hoeft te worden. TenneT gaat er daarbij vanuit dat deze verbinding nodig is als er meer dan 38 GW Wind op Zee aan land komt. Of het 2, 4 of 6 GW wordt hangt onder andere af van de hoeveelheid elektrische aanlanding na 2031, de beschikbare ruimte voor routes op de Noordzee, de kansrijkheid van alternatieve aansluitlocaties, de mate van congestie op de Zuidring, de ontwikkeling van elektrolyse op zee, de elektrificatie van de Nederlandse industrie, de interconnectiecapaciteit naar Duitsland, en een besluit over financiële dekking. In het Programma VAWOZ – waarin onderzoek wordt gedaan naar het aan land brengen (zowel elektriciteit als waterstof) van windenergie op zee na 2031 – wordt ervan uitgegaan dat diepe aanlandingen naar 380 kV hoogspanningsstations (Tilburg, Maasbracht, Graetheide) enkel mogelijk zijn via de DRC, vanwege de complexiteit van diepe aanlandingen en grote landschappelijke doorkruising. Vooruitlopend op de DRC wordt in het programma VAWOZ alvast onderzoek gedaan naar de aftakkingen vanaf de DRC naar 380 kV hoogspanningsstations en kansrijke locaties voor de benodigde converterstations.

Vraag 4

Wat zijn de geraamde kosten voor deze 6 GW aan stroomkabels per jaar, inclusief afschrijving, redelijk rendement, energieverlies en onderhoud?

De investeringskosten voor een 2 GW stroomkabel liggen tussen de € 8–12 mln. per kilometer uitgaande van 60:40 verhouding tussen open ontgraving en gestuurde boringen. De afschrijvingstermijn is gekoppeld aan de verwachte levensduur van de kabel, in dit geval minimaal 40 jaar. Bij elk methodebesluit stelt de ACM een redelijk rendement (WACC) vast. De huidige nominale WACC voor nieuwe investeringen bedraagt circa 6%. De toekomstige WACC is sterk afhankelijk van de renteontwikkeling. De operationele kosten bedragen ongeveer 1 procent van de asset waarde. Op basis van deze uitgangswaarden zijn de jaarlijkse kosten ongeveer € 250 mln. per jaar voor een 2 GW gelijkstroomkabel.

Vraag 5

Klopt het dat deze kosten thans (grotendeels) worden versleuteld in de stroomtarieven van Nederlandse huishoudens, zakelijke en industriële klanten, dan wel voor rekening zullen komen van de Nederlandse schatkist?

Ja, deze kosten worden thans verwerkt in de nettarieven van Nederlandse huishoudens en bedrijven. De ACM stelt de tarieven van TenneT vast op basis van de doelmatige kosten die TenneT maakt. TenneT brengt haar tarieven in rekening bij alle afnemers van TenneT. Dit zijn regionale netbeheerders en grootverbruikers op het landelijk hoogspanningsnet. De regionale netbeheerders mogen de tarieven die zij aan TenneT betalen doorberekenen aan hun klanten. Voor de eventuele stroomkabels in de DRC zijn er verschillende dekkingsopties mogelijk (versleutelen is een van de opties), maar dit moet nog nader worden onderzocht.

Vraag 6

Klopt het dat van de 6 GW aan stroomkabels die in het project zullen worden aangelegd er 5 GW primair bestemd is voor het transport van elektriciteit naar Duitsland?

Het is op dit moment niet mogelijk aan te geven hoeveel elektriciteit via de DRC naar Duitsland geëxporteerd zal worden. Dat is afhankelijk van diverse factoren, zoals de hoeveelheid elektrische aanlanding, de nationale balans tussen vraag en aanbod van elektriciteit, de verhouding elektrische aanlandingen en waterstofaanlandingen, en de ontwikkelingen in het buitenland.
De huidige verkenningen laten zien dat 4 GW met name dient voor het dekken van binnenlandse consumptie, rekening houdend met het stijgend elektriciteitsverbruik door elektrificatie die de energietransitie met zich meebrengt. Een eventuele derde kabel van 2 GW zal naar verwachting met name bijdragen aan exportmogelijkheden. Als de baten hiervan met name in Duitsland terechtkomen zal dit onderdeel in principe alleen gerealiseerd worden als Duitsland ook een evenredig deel van de investeringskosten draagt (zie ook het antwoord op de vragen 8, 9 en 10).

Vraag 7

Kunt u aangeven wat de extra totale jaarlijkse kosten zijn van de 6 GW diepe aanlanding in vergelijking met 1 GW. Kunt u ook aangeven wat de bijbehorende 5 GW aan zeekabels jaarlijks kost, mede gegeven dat windparken steeds verder uit de kust komen te liggen?

Met het oog op standaardisatie en de daarmee gepaard gaande efficiencywinst heeft TenneT in de afgelopen jaren samen met de industrie een 2 GW-standaard ontwikkeld. In lijn hiermee zal het DRC-project bestaan uit één, twee of drie 2 GW-systemen. Voor een indicatie van de kosten wordt verwezen naar het antwoord op vraag 4. De investeringskosten voor een 2 GW stroomkabel op zee liggen tussen de € 4–6 mln. per kilometer.

Vraag 8

Klopt het dat deze extra kosten, vanwege Europese regels met betrekking tot een nultarief aan de grens, niet worden doorberekend aan afnemers van elektriciteit in Duitsland?

De kosten van TenneT voor de aanleg en exploitatie van stroomkabels (waaronder kabels richting Duitsland) worden op dit moment verrekend in de tarieven van Nederlandse huishoudens en bedrijven. Zie ook het antwoord op vraag 5. Voor de kosten voor de kabels in de Delta Rhine Corridor is nog geen beslissing genomen over de dekking daarvan, en deze worden dus niet automatisch doorbelast aan buurlanden.
Wel kunnen binnen Europese kaders aanvullende bilaterale afspraken worden gemaakt over de verdeling van kosten van stroomkabels, zodat een buurland een bijdrage levert voor de investering in dergelijke infrastructuur. Daarnaast heeft de Europese Commissie recent een Guidance1 gepubliceerd voor kostendeling van infrastructuur op zee, welke ook de benodigde investeringen voor het net op land kan beslaan. Zie ook het antwoord op vraag 15.
De toegevoegde waarde van de aanleg van nieuwe interconnectoren dient breed te worden gewogen. Het vergroten van de interconnectiecapaciteit heeft sociaal maatschappelijke waarde en kan een bijdrage leveren aan de leveringszekerheid. Ook kunnen de door TenneT opgehaalde congestie-inkomsten onder meer worden ingezet om de transporttarieven voor het net te verlagen.
De vraagstelling suggereert dat de groene stroom met name wordt geleverd aan Duitsland. Dat is naar mijn verwachting niet het geval. Wel is het zo dat netwerkkosten per netgebied worden doorberekend aan de gebruikers. Kort gezegd betalen de Duitsers voor de Duitse netten en de Nederlanders voor de Nederlandse netten. Hierover kunnen, zoals in de vraag besloten ligt en in dit antwoord bevestigd, aanvullende afspraken worden gemaakt, dan wel bilateraal, dan wel op Europees niveau. Ik deel niet de mening dat dit onze onderhandelingspositie verzwakt, aangezien de finale investeringsbeslissing over de kabels nog niet genomen is en gesprekken over verdeling van kosten in gang zijn gezet.

Vraag 9

Is het juist dat Europese regelgeving ruimte laat voor het maken van bilaterale afspraken tussen lidstaten over de verdeling van de kosten van de aanleg en exploitatie van stroomkabels zoals die uit het plan voor de Delta Rhine Corridor? Zo ja, bent u daarover momenteel in gesprek met uw Duitse collega? Op welke termijn denkt u hierover definitieve afspraken met Duitsland te kunnen maken?

Zie antwoord vraag 8.

Vraag 10

Klopt de stelling dat indien er geen afspraken met Duitsland worden gemaakt (het nul-alternatief) over het meebetalen aan de kosten voor aanleg, beheer en onderhoud, Nederlandse huishoudens en bedrijven de transportkosten zullen moeten gaan betalen voor de groene stroom die in de toekmost vanaf het Nederlandse deel van de Noordzee wordt geleverd aan Duitsland? Deelt u de mening dat dit «nul-alternatief» de Nederlandse onderhandelingspositie jegens onze oosterburen verzwakt?

Zie antwoord vraag 8.

Vraag 11

Kan het besluitvormingstraject over de Delta Rhine Corridor in gevaar komen doordat de onderhandelingen met Duitsland niet tijdig zijn afgerond? Bent u bereid dat risico te voorkomen door alternatieve plannen te laten ontwikkelen waarbij (vooralsnog) wordt afgezien van de stroomkabels en/of waarbij slechts een 1 GW stroomkabel wordt aangelegd, zonder koppeling met Duitsland. Opdat er over het Duitse deel pas een beslissing hoeft te worden genomen nadat er volledige overeenstemming is bereikt met Duitsland over meebetalen?

Ik voorzie niet dat het besluitvormingstraject over de DRC in gevaar komt als er geen bevredigende afspraken kunnen worden gemaakt over de verdeling van kosten met Duitsland. De uitkomst daarvan zal worden meegenomen in de finale investeringsbeslissing, wat ertoe kan leiden dat slechts twee 2 GW circuits in plaats van drie in de DRC worden gelegd. Hierbij zijn de twee kabels zoals gezegd met name bedoeld voor het beleveren van binnenlandse vraag en het voorkomen van netcongestie in het zuiden en westen van Nederland. Overigens is ook over deze twee kabels nog geen investeringsbeslissing genomen en is er ook nog geen besluit over financiële dekking genomen.

Vraag 12

Welke alternatieven zijn er voor diepe aanlanding indien het niet mogelijk blijkt om afspraken over een verdeling van de kosten te maken met buurlanden?

De diepe aanlandingen in DRC verband zijn niet primair bedoeld voor het beleveren van buurlanden. Er zijn dus geen alternatieven nodig voor de geschetste situatie waarin het niet mogelijk blijkt om afspraken te maken met de buurlanden. Overigens is de aanname dat diepe aanlandingen naar de 380 kV hoogspanningsstations (Tilburg, Maasbracht, Graetheide) slechts mogelijk zijn via de DRC, vanwege de complexiteit van diepe aanlandingen en grote landschappelijke doorkruising. Indien diepe aanlanding via de DRC niet mogelijk blijkt betekent dit – om de 29 GW doelstelling tussen 2031 en 2040 te halen – dat er elders meer alternatieven in procedure gebracht zouden moeten worden (in bijv. Noord-Brabant (Moerdijk/Geertruidenberg), Zuid-Holland, Zeeland, Noord-Holland en de Eemshaven).

Vraag 13

Klopt het dat er volgens Europese regelgeving bij het transport van waterstof wel grens en entrytarieven worden gerekend waardoor ontvangende landen meebetalen voor de transportkosten? In hoeverre is daarmee de productie en transport van waterstof naar het buitenland een voor Nederland een mogelijk aantrekkelijker alternatief voor de diepe aanlanding van offshore windenergie voor exportdoeleinden? Heeft u dit onderzocht?

Het klopt dat er op basis van de herziene Gasrichtlijn tarieven geheven kunnen worden voor invoeding en voor waterstofstromen die Nederland in of uit gaan. Hiermee dragen grensoverschrijdende handelsstromen ook bij aan de financiering van de binnenlandse infrastructuur. Dit is één van de redenen waarom ik me sterk maak om Nederland te positioneren als een waterstofhub: invoer- en doorvoer van waterstof levert toegevoegde waarde, bevordert de liquiditeit van de markt en draagt bij aan de financiering van de benodigde infrastructuren. Ik heb tot op heden geen onderzoek laten doen naar de vraag of productie van waterstof in Nederland en transport naar het buitenland al dan niet interessanter is dan een diepe aanlanding ten behoeve van export van elektriciteit. Zoals aangegeven in antwoord op vraag 6 is de diepe aanlanding van de DRC primair bedoeld voor consumptie in Nederland en zal t.z.t. bij een finale investeringsbeslissing, waar het gaat om export naar Duitsland, o.a. worden meegewogen welke afspraken met Duitsland kunnen worden gemaakt over de verdeling van kosten.

Vraag 14

Wordt er reeds nagedacht over de vraag hoe er moet worden omgegaan met een situatie waarin er op termijn voor de realisatie van windenergie op zee toch weer subsidies nodig blijken te zijn, of een systeem van contract for difference (CfD) moet worden ingevoerd? Is het gevaar aanwezig dat in die situatie zowel de productie als het transport van deze windenergie naar Duitsland en de Duitse industrie door Nederland moet wordt betaald? Wordt dit eveneens besproken met Duitsland met als doel dat risico voor Nederland af te wenden?

Ja ik onderzoek Contracts for Difference en het subsidiëren van wind op zee. De genoemde terugvalopties (Contracts for difference en het subsidiëren van wind op zee) gaan gepaard met verschillende grote uitdagingen. Het gaat onder meer om: het vinden van budgettaire dekking, de inpassing in het rechtssysteem en het verkrijgen van staatssteungoedkeuring bij de Europese Commissie. De terugvalopties kunnen marktverstorend werken, waardoor ik terughoudend ben met het inzetten van deze terugvalopties en indien nodig, het gebruik ervan tot een minimum wil beperken.
Ik kijk voor de lange termijn ook naar de mogelijkheden om het net op zee te verbinden met omliggende landen voor de uitwisseling van energie om op deze manier de leveringszekerheid te vergroten. Ik dring er in EU-context op aan dat er mogelijkheden komen voor «cost sharing» waarbij de kosten worden gedragen door het land waar ook de baten terecht komen. Met Duitsland – en ook andere omliggende landen – wordt op projectniveau onderzoek gedaan naar maatschappelijke kosten en baten en de verdeling daarvan.
Overigens is dit nog zeer beperkt aan de orde met de realisatie van de huidige routekaart wind op zee. Met de 21 GW die in 2032 is gepland dekken we ca. 75% van het huidige elektriciteitsverbruik af. De komende jaren zal de industrie verder elektrificeren. Met de aanlanding van wind op zee bij de grote Nederlandse industriële clusters, kan veel elektriciteit ook ter plekke worden benut. Met de aanleg van windparken wordt zo elektrificatie van de industrie bevorderd.

Vraag 15

Voert u, zoals aangekondigd in het Nationaal Plan Energie, inmiddels meer generiek gesprekken met de buurlanden over een faire verdeling van lusten en lasten wat betreft de netto levering en transport van duurzame elektriciteit vanaf de Nederlandse Noordzee aan België en Duitsland? Zo niet, bent u dat wel van plan? Zo ja, kunt u de Kamer informeren over de voortgang?

Samen met de Autoriteit Consument en Markt (ACM) en Netbeheer Nederland heeft mijn voorganger gedeelde prioriteiten voor de nieuwe Europese Commissie in kaart gebracht ten aanzien van energie-infrastructuur. Hierin wordt de Commissie o.a. gevraagd om kostendeling tussen lidstaten voor grootschalige offshore infrastructuurprojecten te bevorderen2.
Op 27 juni jl. heeft de Europese Commissie een Guidance3 gepubliceerd aangaande de kostendeling van infrastructuur op zee op Europees niveau.
Deze guidancezal door de Europese koepelorganisatie van transmissiesysteembeheerders (ENTSO-E) worden gebruikt om de verdeling van kosten en baten in kaart te brengen voor het bestaande Offshore Network Development Plan (ONDP). Een rapportage hierover is voorzien in juni 2025.
In de komende periode zal ik deze Guidance van de Commissie en het proces dat nu volgt bespreken met andere lidstaten, de ACM en TenneT. Via de verslagen van de Energieraad zal ik de Kamer op de hoogte houden over de voortgang.
Tevens is kostendeling opgenomen in de North Seas Energy Cooperation (NSEC) Action Agenda 2023–20244. Daarmee wordt binnen NSEC regelmatig het gesprek gevoerd met de Europese Commissie over de gewenste uitwerking van de Guidance, evenals mogelijkheden voor een effectieve implementatie. Nederland trekt onder meer binnen NSEC gezamenlijk op met gelijkgestemde lidstaten om het belang van kostendeling bij de Europese Commissie en andere lidstaten onder de aandacht te brengen.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Netbeheerder: na 2030 grotere kans op prijspieken door stroomtekorten»?1

Ja.

Vraag 2

Hoe vindt u het uit te leggen dat vanwege de huidige werkwijze van dit kabinet van de energietransitie, namelijk het uitfaseren van energie door kolen- en gascentrales, de sterke stijging van de vraag naar elektriciteit en het ontbreken van de effectieve inzet van batterijen en CO2-vrije alternatieven, leveringszekerheid van Nederland onder druk staat?

Het artikel op Nos.nl refereert aan de publicatie van de door TenneT opgestelde Monitor Leveringszekerheid 2024 (hierna: MLZ). Uit de MLZ komt naar voren dat de leveringszekerheid van elektriciteit tot en met 2030 niet in gevaar is, maar dat er na 2030 risico’s kunnen ontstaan. In de analyse wordt niet geconcludeerd dat deze risico’s worden veroorzaakt door de werkwijze van het kabinet, maar wordt gesteld dat zij te maken hebben met de noodzakelijke transitie naar een steeds duurzamer wordende energie- en elektriciteitsvoorziening die niet alleen in Nederland, maar ook in de ons omringende landen plaatsvindt.

Vraag 3

Bent u voornemens om, in navolging van de zorgen van ongewenste stroomtekorten in het rapport van TenneT, de beoogde sluiting van kolencentrales in 2030 en de beoogde sluiting van gascentrales in 2035 te heroverwegen? Zo niet, waarom niet?

Nee. Het verbod op elektriciteitsproductie met behulp van kolen gaat in 2030 in en is van groot belang om de uitstoot van CO2 te reduceren.

Vraag 4

In hoeverre bent u voornemens om gehoor te geven aan de oproep van TenneT om met een plan te komen om stroomtekorten vanaf 2030 te voorkomen? En indien, wanneer?

In mijn brief van 11 maart 2024 over de borging van leveringszekerheid (Kamerstuk 29 023, nr. 487) heb ik toegezegd om aan het einde van dit jaar de Kamer te informeren over de mogelijkheden om de leveringszekerheid na 2030 te versterken. Het advies van TenneT om een uitvoeringsplan te ontwikkelen als bedoeld in de Europese Verordening 2019/943 past in deze toezegging.
Daarnaast is in het Nationaal Plan Energiesysteem (NPE) aangegeven dat onderzocht zal worden wat er nodig is om flexibiliteit tot stand te laten komen. Daarbij wordt niet alleen gekeken naar welke technieken nodig zijn, maar ook naar mogelijkheden voor ruimtelijke sturing, de rol van nettarieven en het marktmechanisme in de elektriciteitsmarkt zodat ook marktpartijen de juiste prikkels hebben om flexibiliteit te realiseren en efficiënt in te zetten. Dit is mede conform het advies van TenneT in de MLZ. Na de zomer verschijnt de uitvoerings- en beleidsagenda van het NPE en kan dit worden meegenomen.

Vraag 5

Deelt u de mening dat stoppen met wiebelstroom onoverkomelijk is en dat investeren in stabiele en regelbare energie-opwek, zoals kernenergie, noodzakelijk is, zodat TenneT het netwerk op orde kan brengen? Zo niet, waarom niet?

Het is van belang om een mix te vinden van elektriciteitsproductie die betaalbaarheid, betrouwbaarheid en duurzaamheid waarborgt. Diversiteit is daarvoor essentieel. Voor zover gedoeld wordt op elektriciteit die is opgewekt met wind- en zonne-energie zie ik geen aanleiding om daarmee te stoppen. Genoemde bronnen zijn juist een noodzakelijk element in de mix om tot een betaalbaar CO2-vrij elektriciteitssysteem te komen. Van belang is dat er voldoende flexibiliteit is voor de momenten dat er weinig of geen wind- en zonne-energie beschikbaar is. Voor flexibel vermogen kan dan gedacht worden aan gascentrales die geleidelijk zullen omschakelen naar duurzame brandstof (zoals groene waterstof), opslag, interconnectie en vraagsturing. Ook de ontwikkeling van nieuwe kerncentrales kan op lange(re) termijn bijdragen aan het borgen van de leveringszekerheid.

Vraag 6

In hoeverre ziet de u net als TenneT risico’s tot prijspieken, zoals de gascrisis in 2022, waardoor de economie, het bedrijfsleven en Nederlanders schadelijke gevolgen kunnen ondervinden, zoals een torenhoge onbetaalbare energierekening?

De risico’s waar TenneT op wijst zijn niet vergelijkbaar met de prijspieken die wij in 2022 hebben gezien. De prijspieken waar TenneT op wijst, zijn zeer beperkt in duur en omvang. Het gaat om enkele uren per jaar. Bovendien zullen dergelijke prijspieken niet altijd doorwerken naar alle consumenten.
Daarnaast is deze prijsvorming op de energiemarkten essentieel voor een efficiënte werking van het energiesysteem. Hogere prijzen op momenten dat elektriciteit zeer schaars is, zijn van belang voor het stimuleren van vraagsturing.

Vraag 7

Hoe vindt u het te verklaren dat in een welvarend land als Nederland er een reëel risico voor de toekomst bestaat dat Nederlanders op bepaalde momenten geen stroom tot hun beschikking hebben?

Allereerst wil ik benadrukken dat de benoemde risico’s door TenneT betrekking hebben op een gedeelte van de vraag. Oftewel, de verwachting van de MLZ is dat circa 14 uur per jaar onvoldoende capaciteit beschikbaar is om aan de voorziene vraag te kunnen voldoen. Dit betekent dat op deze momenten slechts in een (klein) gedeelte van de vraag niet kan worden voorzien. De omvang van een mogelijk tekort is afhankelijk van de vraag en het aanbod op een specifiek moment. Het is overigens op dit moment moeilijk te voorspellen hoe marktpartijen op de dan waarschijnlijk sterk stijgende prijzen zullen reageren.
Een betrouwbare elektriciteitsvoorziening is van groot maatschappelijk belang. Nederland kent een zeer betrouwbaar elektriciteitssysteem. Om de betrouwbaarheid van het systeem ook op middellange en lange termijn te borgen, worden de verwachte ontwikkelingen van het systeem, evenals de mate van leveringszekerheid, jaarlijks nauwkeurig gemonitord tot 10 jaar vooruit. Nationaal gaat het dan om de MLZ en op Europees niveau gaat het om de European Resource Adequacy Assessment (ERAA) van ENTSO-E (het samenwerkingsverband van Europese transmissiesysteem-beheerders). Indien uit de monitoring risico’s voor de leveringszekerheid naar voren komen, zoals nu voor het eerst het geval is met de MLZ, kunnen maatregelen in kaart worden gebracht om potentiële risico’s te adresseren en de leveringszekerheid blijvend te waarborgen. De gepubliceerde resultaten geven aanleiding om de risico’s nader te analyseren en mitigerende maatregelen te identificeren, en de Kamer zal eind dit jaar worden geïnformeerd over de bevindingen.

Vraag 8

Hoe vindt u het te verklaren dat in een welvarend land als Nederland inwoners en industrie worden gevraagd om op bepaalde momenten wel/geen stroom te gebruiken? Kunt u concreet aangeven in hoeverre «vraagsturing» kan/zal bijdragen aan de leveringszekerheid?

Ik voorzie op dit moment niet dat de overheid verbruikers van elektriciteit zal gaan vragen om op bepaalde momenten geen elektriciteit van het net af te nemen. Het begrip vraagsturing moet ook niet op deze wijze worden geïnterpreteerd. De ook in de MLZ gebruikt Engelse term «Demand Side Response (DSR)» of het Nederlandse equivalent «vraagrespons» sluit beter aan bij wat wordt bedoeld, namelijk het reageren van de vraag naar elektriciteit op prijssignalen vanuit de markt. Vraagrespons is een van de vormen van flexibiliteit die van belang is om de leveringszekerheid te waarborgen in een grotendeels weersafhankelijk elektriciteitssysteem. Vraagrespons is namelijk een effectieve methode om aanbod en vraag te balanceren. Prijsprikkels moedigen afnemers aan om de vraag naar elektriciteit voor bijvoorbeeld flexibele industriële processen of het laden van elektrische voertuigen te verschuiven van momenten dat elektriciteit schaars is (hoge prijs) naar momenten waarin er een overvloed aan elektriciteit beschikbaar is (lage prijs). Daarmee zijn partijen zelf verantwoordelijk voor het al dan niet activeren van vraagsturing. TenneT verwacht een totaal beschikbaar vermogen voor vraagrespons van 1,6 GW in 2028, oplopend naar 1,7 GW in 2030 en 1,9 GW in 2033.

Vraag 9

In hoeverre ziet uw risico’s voor de onaantrekkelijkheid van Nederland voor bedrijven, omdat vooral de industrie wordt geraakt bij stroomtekorten, in het licht van eerdere waarschuwingen vanuit het bedrijfsleven die stellen te willen vertrekken uit Nederland?

Het bedrijfsleven en de industrie zijn gebaat bij een betaalbare, betrouwbare en duurzame energievoorziening. Op dit moment heeft Nederland een zeer betrouwbaar elektriciteitssysteem en dit willen we behouden. Daarom zijn de acties voorzien die zijn aangegeven in het antwoord op vraag 4.

Vraag 10

Kunt u aangeven hoeveel uur per jaar stroom er de afgelopen jaren niet geleverd kon worden? Kunt u tevens de verwachtingen tot 2030 per jaar uiteenzetten?

Er hebben zich de afgelopen jaren geen leveringszekerheidsproblemen voorgedaan. Zoals aangegeven in de MLZ is de Loss of Load Expectation (LOLE) voor 2028 0,0 uur per jaar en voor 2030 1,4 uur per jaar. De LOLE geeft een inschatting van het gemiddeld aantal uren per jaar waarin de beschikbare productiecapaciteit en andere bronnen van flexibiliteit niet kunnen voldoen aan de voorziene vraag. Dit betekent echter niet dat een tekort zich ook daadwerkelijk zal voordoen. De monitoring is bedoeld om tijdig maatregelen te kunnen nemen.
De LOLE weerspiegelt de afweging tussen leveringszekerheid van elektriciteit en kosten van de elektriciteitsvoorziening. Het aanhouden van meer flexibiliteit om de leveringszekerheid nog verder te vergroten, brengt ook extra kosten met zich mee.

Vraag 11

Kunt u aangeven hoeveel uren per jaar er de afgelopen jaren hernieuwbare opwek is afgeschakeld en hoeveel met SDE subsidies opgewekte stroom er de afgelopen jaren is geëxporteerd (stroomsurplus)? Kunt u tevens de verwachtingen tot 2030 per jaar uiteenzetten? Zo niet, waarom niet?

Het afschakelen van hernieuwbare opwek is aan marktpartijen, en afhankelijk van de strategie die zij hanteren. Het is daarom niet in te schatten hoeveel opwek in de afgelopen jaren is afgeschakeld, noch om een voorspelling te doen over het te verwachten volume dat zal worden afgeschakeld richting 2030. Het is daarbij niet bekend wat het aandeel in de export is van elektriciteit die is geproduceerd met vermogen dat een SDE-beschikking heeft.
Tot slot wil ik onderstrepen dat interconnectoren essentieel zijn voor een betrouwbaar en betaalbaar elektriciteitssysteem. Deze interconnectoren worden aangewend om elektriciteit te exporteren in geval van een overschot, en vice versa. De koppeling van de elektriciteitssystemen en markten in Europa resulteert daarmee in een enorme maatschappelijke welvaartswinst. Ook de MLZ wijst op het belang van interconnectie door het effect te benoemen van een hypothetische situatie zonder interconnectie, waarbij de LOLE in 2030 zou oplopen naar 626 uur.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Wachtlijst stroomnet explodeert door energietransitie, jaren wachten op stroom geen uitzondering»1 en het artikel «Huishoudens, scholen en kleinbedrijf van stroomnet af bij overbelasting»?2

Ja.

Vraag 2

Kunt u zo concreet mogelijk aangeven hoeveel woningbouwprojecten, bedrijven, zorginstellingen, ziekenhuizen, wind-en zonneparken, scholen, huishoudens, dorpshuizen, batterij-exploitanten, sportclubs en boerenbedrijven op dit moment niet of niet volledig aangesloten kunnen worden op het stroomnet?

Ik zet mij met diverse partners in om netcongestie zoveel mogelijk tegen te gaan. Hierover heb ik uw Kamer per brieven van 18 oktober 2023 en 25 april 2024 uitgebreid geïnformeerd3. Binnenkort stuur ik uw Kamer een rapportage over de voortgang van deze aanpak, conform het verzoek van de vaste commissie voor Economische Zaken en Klimaat.
Voor kleinverbruik op het laagspanningsnet zijn er geen wachtrijen; wel komt het voor dat ingebruikname van nieuwe woonwijken wordt vertraagd doordat de wijk als geheel op het middenspanningsnet moet worden aangesloten, waar wel congestie kan voorkomen. Voor grootverbruik geldt dat netbeheerders niet weten welke functie een gebouw – achter een bestaande of aangevraagde aansluiting – heeft, of zal krijgen. Eind februari 2024 stonden in totaal 9.400 aanvragen op de grootverbruik-wachtlijst voor afname van elektriciteit, en nog eens 10.000 op de grootverbruik-wachtlijst voor teruglevering van elektriciteit. Deze cijfers worden in de eerste helft van juni geactualiseerd. De wachtrijen bij de netbeheerders geven op dit moment slechts een beperkt beeld van de daadwerkelijke actuele vraag naar transportcapaciteit, omdat inzicht in mogelijke dubbele aanvragen en de slagingskans van beoogde projecten ontbreekt. Ik ben met de netbeheerders en de Autoriteit Consument en Markt (ACM) een traject gestart om, in overleg met het bedrijfsleven, dit inzicht te verbeteren en de wachtrijen op te schonen.
De wachtrijen en wachttijden verschillen sterk per regio. Een gemiddelde wachttijd is daarom moeilijk te definiëren. De wachttijd is afhankelijk van verschillende factoren, waaronder de gevraagde capaciteit, wanneer een netuitbreiding gereed is zodat weer nieuwe partijen kunnen worden aangesloten, het aantal wachtenden in de lokale wachtrij, en of bijvoorbeeld in een congestieonderzoek flexibiliteit wordt gevonden zodat er weer ruimte vrijkomt voor partijen in de wachtrij. Begin juni wordt de capaciteitskaart van de netbeheerders vernieuwd, zodat er lokaal (per voedingsgebied) inzicht komt in de wachtrij (in aantallen en capaciteit). Later dit jaar wordt aan de kaart toegevoegd wanneer netuitbreidingen naar verwachting gereed zullen zijn, zodat partijen meer inzicht krijgen in de verwachtte wachttijd.

Vraag 3

Kunt u per provincie en per netwerkbeheerder (Enexis, Stedin, Liander, Coteq, Rendo, Westland Infra) aangeven hoeveel de gemiddelde wachttijd voor aansluiting op het stroomnet bedraagt?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 4

Kunt u aangeven hoe vaak het al is voorgekomen dat de wachttijd op het verstopte stroomnet is opgelopen tot 52 weken (of meer), uitgesplitst in kleinverbruikers (< 3x80 ampère), grootverbruikers (≥ 3x80 ampère) en directe aansluitingen op het hoogspanningsnetwerk? Kunt u tevens aangeven wat de gemiddelde wachttijd op dit moment bedraagt voor een kleinverbruiker, grootverbruiker en direct aangesloten bedrijven?

Kleinverbruikers hebben op dit moment niet te maken met wachtlijsten, of wachttijden. Wel gelden hier de aansluittermijnen van 12 weken (eenvoudige aansluiting) tot 18 weken (aansluiting waarbij graafwerk vereist is). Voor grootverbruikers en aansluitingen op het hoogspanningsnet geldt in veel regio’s wel congestie. In het geval van congestie is er een wachtrij. Het is op voorhand niet te zeggen hoelang de wachttijden zijn. Dat is van meerdere factoren afhankelijk, zoals het aantal wachtenden, hoeveel vermogen er is aangevraagd, en wat er op korte termijn bijgebouwd kan worden. Ook is hier de hoeveelheid flexibel vermogen die mogelijk beschikbaar komt van belang. Als er wel transportvermogen beschikbaar is, komt een partij niet in de wachtrij, maar geldt wel een aansluittermijn. Hiervoor stelt de ACM een redelijke termijn vast op basis van het codebesluit aansluittermijnen grote aansluitingen elektriciteit.

Vraag 5

Kunt u aangeven hoeveel huishoudens, bedrijven, windturbines, batterij- en opslag-exploitanten en zonneparken en overige instellingen wachten om stroom terug te leveren aan het net?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 6

Kunt u aangeven wanneer de Autoriteit Consument & Markt (ACM) een besluit neemt over de redelijkheid van de termijn waarop bedrijven en instellingen moeten wachten op een stroomaansluiting?

De ACM heeft op 18 april 2024 het codebesluit aansluittermijnen grote aansluitingen elektriciteit vastgesteld4.

Vraag 7

Kunt u aangeven hoeveel storingen er afgelopen jaar en tot dusverre in dit jaar zijn geweest vanwege een te grote vraag en/of aanbod van elektriciteit? Wat was de impact hiervan op de onbalans in het net, en wat zijn de kosten van deze onbalans voor het elektriciteitssysteem?

Het Nederlandse elektriciteitsnet is één van de betrouwbaarste in Europa. In 2023 had een huishouden over het hele jaar gemiddeld slechts 21,8 minuten geen elektriciteit. Bij stroomonderbrekingen worden twee categorieën onderscheiden: enerzijds niet-geplande onderbrekingen als gevolg van een storing, en anderzijds geplande tijdelijke afsluitingen vanwege werkzaamheden. Het aantal niet-geplande onderbrekingen in de elektriciteitsnetten was in 2023 met 26.763 hoger dan het gemiddelde van de jaren ervoor (22.552 onderbrekingen). Per onderbreking zijn daarbij wel minder klantaansluitingen getroffen. Bij 839.871 klanten is in 2023 tijdelijk de stroomvoorziening gepland afgesloten geweest. Dat is bijna het dubbele van de jaren ervoor. Netbeheerders zijn bezig met de grootste verbouwing van onze elektriciteitsnetten ooit. Dat maakt dat het aantal geplande onderbrekingen de komende jaren waarschijnlijk verder toe zal nemen. Om veiligheidsrisico’s te verminderen, wordt er daarnaast meer gekozen voor het spanningsloos uitvoeren van werkzaamheden aan elektriciteitsnetten. Dit leidt tot een toename van het aantal geplande onderbrekingen. Bijkomend voordeel is dat er meer technici beschikbaar zijn die spanningsloos kunnen werken ten opzichte van de meer gespecialiseerde vaklieden die opgeleid zijn om onder spanning te mogen werken.
Zoals aangegeven, span ik mij in om netcongestie zoveel mogelijk te voorkomen. Waar deze maatregelen onvoldoende blijken te zijn, zorgt het instellen van een wachtrij door de netbeheerder juist dat zich geen grote storingen voordoen. Als de capaciteit van het net daadwerkelijk wordt overschreden, dan ontstaat schade aan het elektriciteitsnetwerk met uitval tot gevolg. Daarnaast kan het in de laagspanningsnetten voorkomen dat de spanning te hoog wordt door veel gelijktijdige invoeding van elektriciteit door zonnepanelen. De omvormers schakelen automatisch uit om schade aan de installatie te voorkomen.

Vraag 8

Deelt u de mening dat het overvolle stroomnet belast wordt vanwege de te strikte klimaatafspraken? Deelt u tevens de mening dat deze klimaatafspraken een onevenredige negatieve bijdrage leveren aan de Nederlandse energiezekerheid en economie?

Behalve aan de strijd tegen klimaatverandering, draagt de energietransitie vooral ook bij aan de betaalbaarheid en leveringszekerheid van energie. Elektrificatie van bedrijven en huishoudens is een belangrijk onderdeel van de energietransitie en levert huishoudens en bedrijven ook financiële voordelen op. De energietransitie is in een stroomversnelling gekomen door de hoge gasprijzen als gevolg van de oorlog in Oekraïne en de wens om afhankelijkheid van buitenlandse fossiele brandstoffen af te bouwen. De uitbreiding van de elektriciteitsnetten kan dit tempo niet bijhouden, waardoor de druk op het elektriciteitsnetwerk toeneemt. Het kabinet zet zich in om het sneller realiseren van elektriciteitsinfrastructuur mogelijk te maken en het net beter te benutten.

Vraag 9

Zou u kunnen kwantificeren wat de economische schade bedraagt die vanwege netcongestie is veroorzaakt, voortvloeiend uit het feit dat bijvoorbeeld bedrijven en woningbouwprojecten niet (volledig) aangesloten konden/kunnen worden, en het daarmee samenhangende misgelopen economisch potentieel?

Netcongestie kan de groei van (nieuwe) economische activiteiten belemmeren, processen stil leggen en ervoor zorgen dat projecten vertraging oplopen. Dit leidt mogelijk tot gederfde baten bij gebruikers van het elektriciteitsnet en heeft gevolgen voor het vestigingsklimaat en woningbouw. Deze economische en maatschappelijke effecten zijn onmiskenbaar maar moeilijk te kwantificeren. Voor de zomer ontvangt uw Kamer de studie «de maatschappelijke kostprijs van netcongestie» waarin een eerste voorzichtige poging wordt gedaan.