Kamervragen

Alle

27 december 2021 - 7 februari 2022

42 dagen

De leveringszekerheid van elektriciteit in Nederland
	Henri Bontenbal (CDA), Silvio Erkens (VVD)
	Dilan Yeşilgöz-Zegerius (minister justitie en veiligheid) (VVD)

Bronnen

1. Energeia, 24 december 2021, «Afstemming tussen landen nodig om leveri…
2. Universiteit Keulen, 6 december 2021, «EWI-analyse auswirking des koa…
3. ELIA, 25 juni 2021, «Elia publishes its adequacy and flexibility stud…
4. Energeia, 23 december 2021, «Kans op brown out groter met nieuw CO2 p…

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Afstemming tussen landen nodig om leveringszekerheid in Europa te behouden»?1

Ja.
Vraag 2

Deelt u de hoofdconclusie van Entso-E in de Eraa dat het Europese elektriciteitssysteem de energietransitie kan doorstaan zonder in te boeten op leveringszekerheid, maar dat daar wel «planning, coördinatie en, waar nodig, gericht ingrijpen» voor nodig is? Hoe geeft u die planning, coördinatie en gericht ingrijpen vorm?

De European Resource Adequacy Assessment (ERAA) 2021 is aan de orde geweest tijdens bijeenkomsten van het Pentalateraal energieforum (samenwerkingsverband tussen België, Nederland, Luxemburg, Frankrijk, Duitsland, Zwitserland en Oostenrijk) en in Europees verband in de Electricity Coordination Group besproken tussen lidstaten, toezichthouders en TSO’s. Ik verwacht dat dat ook zal gebeuren met de ERAA 2022. In Pentalateraal verband (Nederland, Duitsland, België, Luxemburg, Frankrijk, Oostenrijk en Zwitserland) is in april 2020 ook de derde monitoring van de leveringszekerheid uitgebracht (Third Pentalateral Generation Adequacy Assessment). Ik verwacht dat deze coördinatie, mede als gevolg van de snelle veranderingen van de Europese elektriciteitsmarkt, in Pentalateraal en Europees verband alleen maar zal toenemen.
Op 2 juli 2021 informeerde de Staatssecretaris Klimaat en Energie uw Kamer over de leveringszekerheid van elektriciteit (Kamerstuk 29 023, nr. 269) en de aanpassingen die TenneT doorvoert in jaarlijkse nationale monitoring om in deze veranderende elektriciteitsmarkt, de leveringszekerheid goed te kunnen blijven monitoren. Door jaarlijks ook nationaal tot tien jaar vooruit te monitoren, houden we de situatie in de landen om ons heen en de effecten die dat heeft op de importmogelijkheden in de gaten.
Het is niettemin aan de lidstaten zelf om beleid te voeren op bijvoorbeeld kern- en kolencentrales, maar even zo goed op (de toename van) wind, zon en (ombouw van of nieuwe) gascentrales. Dat geldt voor Nederland, maar ook voor de ons omringende landen. In reactie op de vraag naar gericht ingrijpen heeft de Staatssecretaris Klimaat en Energie in dezelfde brief van 2 juli 2021 het kader leveringszekerheid beschreven dat volgt uit de Elektriciteitsverordening. Introductie van een strategische reserve is de voorkeursoptie. Een strategische reserve voor de elektriciteitsvoorziening is een vorm van productievermogen of vraagrespons die buiten de markt staat en op momenten van schaarste kan worden ingezet. De inzet van de strategische reserve wordt aan regels gebonden. De voorstellen voor de Energiewet bevatten een grondslag om TenneT op te kunnen dragen een strategische reserve in te richten. Daarnaast voert de ACM momenteel een onderzoek uit naar de Value of lost load (VoLL) voor Nederland. De VoLL is een centraal begrip bij het analyseren van de leveringszekerheid. Een dergelijke studie volgens een Europees geharmoniseerde methodiek is nodig, mocht ooit de stappen uit het kader leveringszekerheid afgelopen moeten worden.
Vraag 3

Klopt het dat in het rapport Monitor Leveringszekerheid van Tennet van begin 2021 wordt verwacht dat vanaf 2025 Nederland afhankelijk kan worden van stroomimport uit het buitenland? Klopt het dat Tennet verwacht dat de ons omringende landen kunnen voorzien in de benodigde elektriciteitsproductie, maar dat Tennet tegelijkertijd ook zegt dat Nederland geen invloed heeft op het beleid in de ons omringende landen? In hoeverre kunnen we dan zeggen dat er sprake is van voldoende leveringszekerheid?

Ja. Op basis van de gegevens die gebruikt zijn voor die monitor is in het buitenland voldoende elektriciteitsproductievermogen beschikbaar voor export naar Nederland. TenneT kijkt daarbij dus jaarlijks naar de mogelijkheden die het buitenland heeft om naar Nederland te exporteren.
Uit de recente Monitoring Leveringszekerheid 2021 blijkt hetzelfde beeld. Hierin staat dat het operationele thermische productievermogen in Nederland is gestegen tot een niveau van 23,7 GW in 2021. Daarna is er tot aan 2030 sprake van een afname tot een totaal operationeel thermisch vermogen van 16,3 GW in 2030. Het advies luidt dat deze verdere afname van het conventionele vermogen op de middellange tot lange termijn (2025–2030) resulteert in een grotere wederzijdse afhankelijkheid van Noordwest-Europese landen om aan hun leveringszekerheid te voldoen. Ook voor Nederland ontstaan daarmee grotere risico's voor de leveringszekerheid. In dit kader is het volgens TenneT belangrijk de voorgenomen vergroting van de interconnectie te realiseren, de ontwikkelingen in het buitenland nauwlettend te blijven volgen en dat versnelling van elektrificatie hand-in-hand gaat met voldoende flexibiliteit aan zowel aanbod- als vraagzijde.
Zoals ook in het antwoord op vraag 2 beschreven, verwacht ik dat de internationale afstemming in pentalateraal en Europees verband alleen maar zal toenemen rondom de jaarlijkse ERAA en zomer- en winter «outlook» van ENTSO-E. Die kennis wordt ook meegenomen in de jaarlijkse nationale monitoring door TenneT, die rekening houdt met de verwachte interconnectiecapaciteit, ontwikkelingen in het buitenland en elektrificatie en ontwikkeling van flexibiliteit aan de aanbod- en vraagkant in Nederland en daarbuiten. Als de vooruitzichten sterk verslechteren, kan dat TenneT aanleiding geven om te adviseren een strategische reserve in te richten, zoals ook beschreven in het antwoord op vraag 2.
Vraag 4

Bent u bekend met de studie van het Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln (EWI) «Auswirkungen des Koalitionsvertrags auf den Stromsektor 2030»?2

Ja.
Vraag 5

Kunt u schetsen welke gevolgen het nieuwe Duitse regeerakkoord heeft voor de elektriciteitsvoorziening en leveringszekerheid voor in West-Europa? Neemt Tennet deze ontwikkelingen mee in haar Monitor Leveringszekerheid die begin 2022 gepubliceerd wordt?

Het nieuwe Duitse regeerakkoord zal eerst moeten worden uitgewerkt in concrete maatregelen. Pas daarna wordt duidelijk wat dit betekent voor de toekomstige leveringszekerheid in West-Europa. Dit wordt niet alleen bepaald door het vermogen dat sluit, maar ook door verandering in de mogelijkheid van import en export, opslag, vraagrespons, een deel (regelbaar) vermogen dat ervoor in de plaats komt en van de ontwikkeling van de elektriciteitsvraag. Voor wat betreft de export vanuit Nederland naar Duitsland is het van belang dat de dag vooruitmarkt in Europa zo is ingericht dat de export zodanig wordt begrensd, dat er geen fysiek tekort kan optreden in betreffende exporterende landen. Een eventueel tekort in Duitsland, als import uit omliggende landen niet volstaat of mogelijk is, zal uiteindelijk dan in Duitsland moeten worden opgelost. Als de importmogelijkheden afnemen door minder dan verwachte toename van de interconnectiecapaciteit of door ontwikkelingen in het buitenland, zal dat TenneT lijkse monitoring eerder aanleiding geven om te adviseren een strategische reserve in te richten.
In de recente Monitoring Leveringszekerheid 2021 van TenneT zijn de vraag- en aanbodontwikkelingen in de rest van Europa gebaseerd op het «Ten-Year Network Development Plan» (TYNDP) 2020 en ERAA 2021. Daarmee zijn de gevolgen van het nieuwe Duitse regeerakkoord nog geen onderdeel van deze monitoring. Voor de monitoring 2022 zal opnieuw worden gekeken naar de meest actueel beschikbare scenario’s om de monitoring op te baseren, mogelijk die van het TYNDP 2022 en/of de ERAA 2022. Overigens geldt dit ook voor het coalitieakkoord 2021–2025 in Nederland, waarin afspraken zijn gemaakt over het open houden van Borssele, ombouw van gascentrales en het zetten van de benodigde stappen voor de bouw van twee nieuwe kerncentrales, wat invloed kan hebben op het beschikbare thermische vermogen in Nederland.
Vraag 6

Bent u bekend met het rapport «Adequacy and Flexibility Study for Belgium» van de Belgische TSO Elia?3

Ja.
Vraag 7

Herkent u het beeld dat België al de komende jaren afhankelijk zal zijn van de import van elektriciteit gedurende een flink aantal uren per jaar? Wat betekent de conclusie van het rapport dat België dringend nieuwe productiecapaciteit nodig heeft om de leveringszekerheid op orde te houden na de geplande nucleaire exit voor het Nederlandse beleid t.a.v. elektriciteitsproductie?

Ja. In de Monitoring Leveringszekerheid 2020 en ook in die van 2021 is rekening gehouden met de geplande nucleaire exit in België eind 2024. Tegelijk is ook rekening gehouden met een toename van het gasvermogen in België in 2025. Als het beeld verandert over de mate waarin België nieuwe productiecapaciteit kan realiseren, zal dat in het jaarlijkse «Rapport Monitoring Leveringszekerheid» van TenneT worden meegenomen. Het Nederlandse beleid ten aanzien van elektriciteitsproductie verandert op dit moment niet als gevolg van de conclusie van het rapport.
Vraag 8

Klopt het dat eind dit jaar nog 4 GW kerncentrales in Duitsland uit bedrijf wordt genomen en volgend jaar opnieuw 4 GW? Wat betekent dit voor de leveringszekerheid van de elektriciteitsvoorziening in West-Europa? Betekent dit niet dat Duitsland sterk afhankelijk wordt van elektriciteitsproductie uit kolen en gas, ook uit omringende landen?

Ja. In de recente Monitoring Leveringszekerheid 2021 is rekening gehouden met de geplande nucleaire exit in Duitsland eind 2022. De betekenis voor de leveringszekerheid van de elektriciteitsvoorziening in West-Europa wordt niet alleen bepaald door het vermogen dat sluit, maar ook door verandering in de mogelijkheid van import en export, opslag, vraagrespons, een deel (regelbaar) vermogen dat ervoor in de plaats komt en van de ontwikkeling van de elektriciteitsvraag. Niettemin betekent het sluiten van kerncentrales dat extra elektriciteitsproductie uit wind, zon, gas- en kolencentrales nodig is in Duitsland zelf of in andere landen om in dezelfde vraag te voorzien. Het in de brief van 2 juli 2021 (Kamerstuk 29 023, nr. 269) aangekondigde onderzoek naar de ontwikkeling van CO2-vrije flexibiliteit in inmiddels ook openbaar gemaakt4, onder andere voor verdere bespreking met partijen uit het klimaatakkoord en extra inzichten voor marktpartijen.
Vraag 9

Als de ons omringende lidstaten de komende jaren grote veranderingen doorvoeren in hun elektriciteitsproductiepark en ook steeds afhankelijker worden van import en export van elektriciteit, hoe voorkomen we dan dat landen op elkaar rekenen qua import van elektriciteit die er straks niet tegelijkertijd voor elk land zal kunnen zijn?

De jaarlijkse Europese (EERA, zomer- en winteroutlook) en nationale monitoring zullen dit inzichtelijk moeten maken. De conclusie uit zowel de EERA als de recente Monitoring Leveringszekerheid 2021 luidt dat in de komende jaren de leveringszekerheid van elektriciteit in Nederland toereikend is. De afname van het conventionele vermogen op de middellange tot lange termijn (2025–2030) resulteert in een grotere wederzijdse afhankelijkheid van Noordwest-Europese landen om aan hun leveringszekerheid te voldoen. Ook voor Nederland ontstaan daarmee grotere risico's voor de leveringszekerheid.
In dit kader is het volgens TenneT belangrijk de voorgenomen vergroting van de interconnectie te realiseren, de ontwikkelingen in het buitenland nauwlettend te blijven volgen en dat versnelling van elektrificatie handinhand gaat met voldoende flexibiliteit aan zowel aanbod- als vraagzijde. In deze monitor zijn de maatregelen uit het Coalitieakkoord 2021–2025 met betrekking tot de ombouw van de gascentrales, het openhouden van de kerncentrale Borssele en de stappen voor de bouw van twee nieuwe kerncentrales nog niet meegenomen. Voor wat betreft de actuele situatie in de gasmarkt en voorbereidingen ten aanzien van het uitvoeren van het Bescherm- en Herstelplan Gas verwijs ik u naar de gelijktijdig met deze antwoorden verzonden brief hierover.
Vraag 10

Wat betekenen al deze ontwikkelingen voor de elektriciteitsproductie uit kolen en gas in Nederland en de mate van import naar het buitenland? Wat betekent dit voor de uitstoot binnen de Nederlandse grenzen? Wordt het niet hoogt tijd een correctiemechanisme voor import en export van elektriciteit te introduceren in de berekeningen van de CO2-uitstoot in Nederland (zoals verzocht in de motie Erkens/Bontenbal, Kamerstuk 32 813, nr. 762)?

In de Klimaat- en Energieverkenning 2021 (KEV 2021, Kamerstuk 32 813, nr. 901) heeft PBL de puntwaarde voor de Nederlandse elektriciteitssector losgelaten en vervangen door een bereik voor de «buitenlandonzekerheid». Het is volgens PBL niet mogelijk een goede puntwaarde voor de elektriciteitssector te ramen. De activiteiten in de Nederlandse elektriciteitssector zijn afhankelijk van ontwikkelingen buiten Nederland, zoals de brandstof- en CO2-prijzen en de vraag naar en het aanbod van elektriciteit in de andere Europese landen. Door de goede verbindingen van het Nederlandse elektriciteitsnetwerk met omringende landen zijn grote en snelle variaties in de import en export van elektriciteit mogelijk. De emissieraming voor 2030 in de Nederlandse elektriciteitssector viel in de KEV 2021 wat lager uit. PBL verwacht dat er minder elektriciteitsexport zal plaatsvinden doordat de groeiverwachtingen voor hernieuwbare elektriciteit buiten Nederland naar boven zijn bijgesteld. PBL verwacht ook dat de capaciteit van gascentrales toeneemt, maar in welke mate is onzeker. Dit kan aanzienlijke consequenties hebben voor de import en export van elektriciteit in Duitsland en België, en daarmee voor de productie van Nederlandse centrales. Een correctiemechanisme voor import en export wordt, zoals de motie verzoekt, bekeken bij de aanpassing van de Klimaatwet.
Vraag 11

Bent u bekend met het artikel «Kans op «brown-out» groter met nieuw CO2-plafond kolencentrales»?4

Ja.
Vraag 12

Klopt het dat Tennet zich zorgen maakt over de leveringszekerheid nu Nederland het plafond van 35% aan de CO2-uitstoot van kolencentrales invoert? Klopt het dat deze ontwikkeling niet in de nieuwe Monitor Leveringszekerheid van Tennet een plek heeft gekregen? Bent u bereid met Tennet in overleg te treden om na uitkomst van het rapport begin 2022 binnen twee maanden een actualisatie van dat rapport te maken, waarin de nieuwe ontwikkelingen in Nederland, Duitsland en België wel een plek hebben gekregen?

Er zijn in de rapportage van TenneT van 20 april 2020 drie varianten onderzocht: definitieve sluiting van de drie nieuwe centrales in 2021, tijdelijke sluiting van de drie nieuwe centrales in 2021, 2022, 2023 en alle drie de nieuwe centrales draaien op het technisch minimum in 2021, 2022, 2023 en kunnen niet opregelen. Bij de vormgeving van het plafond van 35% aan de CO2-uitstoot van kolencentrales is nadrukkelijk rekening gehouden met het belang van leveringszekerheid van elektriciteit. Zowel door het percentage niet lager te stellen dan 35% als door de keuze om de beperking vorm te geven als een plafond op jaarbasis. Het plafond op jaarbasis biedt kolencentrales ruimte om gedurende periodes met schaarste (hoge prijzen/winterperiodes) maximaal beschikbaar te zijn en daarmee bij te dragen aan de leveringszekerheid. Dit is op basis van de huidige inzichten en geldende marktomstandigheden. Ik houd de toekomstige ontwikkelingen op de elektriciteitsmarkt nauwlettend in de gaten, evenals het effect van de productiebeperking hierop. Als ik tot de conclusie kom dat deze maatregel tot onaanvaardbare risico’s leidt voor de leveringszekerheid van elektriciteit of de voorzieningszekerheid van gas, zal ik maatregelen nemen om dit te voorkomen.
In de monitor leveringszekerheid van TenneT is rekening gehouden met 4 GW kolenvermogen in 2022. De productiebeperking ziet op het beperken van kolenstook voor elektriciteitsproductie, waardoor de Amercentrale (0,6 GW), die vooral biomassa verbrandt, niet wordt beperkt door de maatregel. De MPP3 centrale van Uniper (1,1 GW) verbrandt naast kolen ook reststromen. Deze reststromen worden redelijk gelijkmatig over het jaar aangeleverd bij de centrale en hebben een beperkte opslagcapaciteit, waardoor naar verwachting de verbranding van deze reststromen ook gelijkmatig over het jaar zal plaatsvinden. Hierdoor zal naar verwachting de MPP3-centrale meer dan andere centrales die geraakt worden door deze maatregel, gelijkmatig over het jaar elektriciteit leveren, waarbij Uniper binnen de technische mogelijkheden en het gestelde CO2-plafond vrij is meer of minder te produceren afhankelijk van de marktprijzen. De Staatssecretaris Klimaat en Energie heeft besloten steun te verlenen zodat de kolencentrale van Onyx Power in Rotterdam (0,7 GW) vrijwillig en volledig kan sluiten. Hierdoor blijft alleen de Eemshaven-centrale (1,6 GW) over waarbij het denkbaar is dat aan het begin van het jaar zoveel wordt gedraaid dat aan het einde van het jaar het plafond is bereikt. Daarbij moet worden bedacht dat de bijstook van biomassa niet ten kosten gaat van het plafond van 35% waardoor de centrales gemiddeld over het jaar een groter aandeel van hun capaciteit kunnen inzetten. Het plafond van 35% heeft in de monitoring 2021 geen plek gekregen. TenneT heeft inmiddels aangegeven voor het jaar 2022 binnen twee maanden een aanvullende analyse te zullen maken op de Monitoring Leveringszekerheid 2021 met betrekking tot de maatregelen voor de kolencentrales. In de Monitoring Leveringszekerheid 2022 zal opnieuw aandacht zijn voor de situatie in de landen om ons heen.
Vraag 13

Bent u ook bezorgd over de leveringszekerheid van elektriciteit in Nederland in de komende jaren, nu de landen om ons heen grote veranderingen doorvoeren, terwijl coördinatie, afstemming en planning lijken te ontbreken? Loopt Nederland hiermee niet een groot risico? Wordt het niet hoog tijd voor een veel strakkere coördinatie tussen landen?

Zoals ook in het antwoord op vraag 3 aangegeven is in 2021 het operationele thermische productievermogen in Nederland gestegen tot een niveau van 23,7 GW. Volgens de monitor 2021 van TenneT leidt dit in 2022 tot een vermogensoverschot. De afname van het conventionele vermogen resulteert op de middellange tot lange termijn (2025–2030) in een grotere wederzijdse afhankelijkheid van Noordwest-Europese landen om aan hun leveringszekerheid te voldoen. Ook voor Nederland ontstaan daarmee grotere risico's voor de leveringszekerheid.
In de hoofdvariant van het scenario dat is gebaseerd op de Klimaat- en energieverkenning 2021 (KEV 2021) blijft de leveringszekerheid in 2030 binnen de norm. Ook in de basisvariant van het alternatieve scenario is dit het geval. Twee gevoeligheidsvarianten van het alternatieve scenario (vertraagde ontwikkeling van wind en zon, minder batterijen) laten een lichte overschrijding van de norm in 2030 zien. De maatregelen uit het Coalitieakkoord 2021–2025 met betrekking tot de gas- en kerncentrales zijn hierbij nog niet meegenomen. Voor de coördinatie verwijs ik naar het antwoord op vraag 2.

22 december 2021 - 24 december 2021

2 dagen

De fors hogere elektriciteits- en gasprijzen
	Henri Bontenbal (CDA)
	Dilan Yeşilgöz-Zegerius (staatssecretaris economische zaken) (VVD), Stef Blok (minister economische zaken) (VVD)

Bronnen

1. NOS, 19 december 2021, «Gas- en stroomprijzen weer op recordniveau».…
2. Energeia, 21 december 2021, «Gazprom zet export via Yamal stil, prijz…

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht «Gas- en stroomprijzen weer op recordniveau»1 en met het bericht «Gazprom zet export via Yamal stil, prijzen gasmarkt naar ongekend niveau»2 ?

Ja, ik ben bekend met beide berichten.
Vraag 2

Deelt u de mening en urgentie dat hier sprake is van een Europese energiecrisis waarvan de gevolgen heel fors kunnen zijn voor bedrijven en huishoudens? Deelt u de constatering dat er sprake is van «paniek op de gasmarkt»? Wat doet u om deze energiecrisis het hoofd te bieden?

De energiemarkten laten op dit moment ongekend hoge prijzen zien op de spot- en forwardmarkten. Op de Europese gasmarkten reflecteren deze hoge prijzen het feit dat er momenteel een hoge wintervraag naar gas is in combinatie met aanbod dat maar beperkt aan deze vraag kan voldoen. Deze onevenwichtigheid op de gasmarkt is een mondiaal verschijnsel met eveneens hoge prijzen in Azië, Zuid-Amerika en in mindere mate in de Verenigde Staten. In de afgelopen weken zijn de gasprijzen in Europa gestegen ten opzichte van andere markten. Zo is er momenteel een prijspremie van circa 30% ten opzicht van Aziatische markten. Dit leidt er onder meer toe dat LNG momenteel veel meer dan voorheen zijn weg vindt naar de Europese markten. Gas is duur, maar hoge prijzen leiden ook tot nieuwe aanbodstromen van LNG. Door de hoge prijzen is er een aantal bedrijven dat hun productie (en gasconsumptie) nu terugschroeft. Daardoor stijgen de eindproductprijzen. Bedrijven die geen concurrerende kostenpositie hebben of niet in staat zijn de eindproductprijzen te verhogen kunnen door de energieprijsstijgingen in de knel komen. Het extra aanbod en het terugschroeven van vraag vermindert de druk op de gasmarkt.
Op de Europese elektriciteitsmarkten laten de spot- en forwardmarkten eveneens zeer hoge prijsniveaus zien. Deze hoge prijzen komen voornamelijk voort uit een hoge wintervraag naar elektriciteit in combinatie met tegenvallende Europese productie van hernieuwbare energie uit waterkracht en wind en het uitvallen van meerdere nucleaire centrales in Frankrijk. Regelbaar vermogen in de vorm van kolen- en gasgestookte elektriciteitscentrales -met hoge productiekosten- moeten dit opvangen.
In de Europese gasleveringszekerheidsverordening (verordening (EU) 2017/1938) worden in artikel 11 drie crisisniveaus uitgewerkt. Deze zijn: a) niveau van vroegtijdige waarschuwing, b) alarmniveau en c) noodsituatieniveau. In het Bescherm en Herstelplan Gas dat in september 2019 met de Kamer is gedeeld, zijn de taken en rollen van alle betrokken, markt en overheid, binnen deze niveaus uitgewerkt. Op dit moment is er op de gasmarkt sprake van hoge prijzen op de spot- en forwardmarkten en wordt de voortgang nauwkeurig gemonitord, maar is er geen sprake van het bereiken van de eerste fase van het crisisniveau, waarbij netbeheerder GTS moet overgaan tot het nemen van passende maatregelen. De overheid houdt echter vinger aan de pols om de markt te monitoren.
De regering heeft diverse maatregelen genomen om de leveringszekerheid te borgen voor de beschermde afnemers. Uit het oogpunt van leveringszekerheid zijn met Shell en Exxon afspraken gemaakt over de inzet van de gasopslagen Alkmaar, Norg en Grijpskerk in de komende jaren. Niet alleen is vastgesteld dat de laagcalorische opslagen bij het begin van het koudeseizoen voldoende gevuld moeten zijn, maar ook dat er tot en met het einde van het koudeseizoen voldoende gas in de opslagen moet blijven. GTS heeft in het kader van de leveringszekerheid geadviseerd om Norg het begin van het koudeseizoen met 4 miljard m3 te vullen. Dit is door NAM-partijen met ruim 900 miljoen m3 (circa 4,9 miljard m3) overschreden. De huidige vulvolumes van alle opslagen in Nederland zijn (stand heden) circa 4,5 miljard m3 (circa 60%) voor laagcalorische opslagen3 en circa 4,5 miljard m3(circa 45%) voor hoogcalorisch gasopslagen. De laagcalorische opslagen zijn daarmee, gemeten aan het eerdere advies van GTS, voldoende gevuld om leveringszekerheid te borgen voor de beschermde gebruikers. Afgezet tegen het jaarlijks verbruik in Nederland zitten de opslagen in Nederland procentueel gezien ongeveer net zo vol als die in Frankrijk en Italië. Door de overcapaciteit in Nederland vertekent het vergelijken van percentages van vulgraden.
De vulgraad van de hoogcalorische opslagen is lager dan in andere jaren. De gasmarkt is een Europese markt en ook de hoogcalorische gasopslagen worden ingezet op een Europese markt. Dat wil zeggen dat het opgeslagen gas ook gecontracteerd kan zijn voor buitenlandse afnemers, zoals gas voor Nederlandse afnemers ook nu opgeslagen kan zijn in buitenlandse gasopslagen. Van belang is daarom om de leveringszekerheid ook vanuit een Europees perspectief te bezien. De gemiddelde vulgraad van de Europese opslagen was aan het begin van het koudeseizoen met 77% (huidige stand circa 58%) krap ten opzichte van andere jaren, maar onderzoeken en stresstesten4 van de Europese Commissie en Europese netbeheerders en toezichthouders (ENTSO-G, ACER) laten zien dat de gasinfrastructuur voldoende robuust is en de opslagen in principe voldoende zijn gevuld om ook een koude winter door te komen. ENTSO-G geeft daarbij aan dat de huidige vulgraden ertoe kunnen leiden dat in een scenario van een koude winter in combinatie met relatief weinig hernieuwbare energieproductie, de gasopslagen aan het eind van de winter relatief leeg zijn (< 30%). Flexibiliteit bij een eventuele piekvraag in het vroege voorjaar door een koudeperiode zal dan moeten komen van extra import van bijvoorbeeld LNG (+5–10%).
Mocht er ondanks alles onverhoopt toch een ernstig fysiek tekort aan gas ontstaan dat niet meer door de markt op grond van prijssignalen en vrijwillige afschakeling kan worden opgevangen, dan is, conform het Bescherm- en Herstelplan Gas, in eerste instantie GTS aan zet. Zij kunnen dan de maatregelen nemen die passen bij het niveau van vroegtijdige waarschuwing en alarmering. Mocht dat niet afdoende blijken te zijn dan wordt overgegaan naar een noodsituatie zoals omschreven in het Bescherm- en Herstelplan Gas (Kamerstuk 29 023, nr. 252). De overheid zal dan in eerste instantie een oproep doen tot vermindering van het gasverbruik. Als volgende stap kan de overheid genoodzaakt zijn om niet-beschermde afnemers zoals bedrijven af te schakelen. Dit om ervoor te zorgen dat er voldoende gas beschikbaar blijft voor beschermde afnemers zoals huishoudens, ziekenhuizen, et cetera. Het Ministerie van EZK is in overleg met bedrijfsleven om ook op deze situatie voorbereid te zijn, om in dat geval een abrupte afschakeling te voorkomen.
Vraag 3

Welke oorzaken liggen aan deze energiecrisis ten grondslag? Welke rol speelt de teruggevallen gaslevering via de Yamal pijpleiding in Rusland hierin, als ook de lagere productie van elektriciteit door hernieuwbare energiebronnen, het in onderhoud zijn van Franse kerncentrales, een hoge CO2-prijs en een lage vulgraad van de Europese gasvoorraden?

Voor een analyse van de hoge gasprijzen verwijs ik allereerst naar de Kamerbrief «Gasprijzen en het functioneren van de internationale gasmarkt» (Kamerstuk 32 813, nr. 481) die op 1 november met uw Kamer is gedeeld, alsmede antwoorden op schriftelijke Kamervragen van meerdere leden van uw Kamer over stijgende gasprijzen. Sinds het verschijnen van deze Kamerbrief zijn de gasprijzen en met name ook de prijzen voor de periode na het koudeseizoen fors verder gestegen. Geopolitieke spanningen met Rusland, het uitblijven van besluitvorming over eventuele ingebruikname van Nordstream 2, maar ook het zeer recente stilvallen van transit door de Yamalpijplijn zorgen er voor dat er onzekerheid is in de markt over de ontwikkeling van vraag en aanbod na het koudeseizoen. De huidige lage vulgraden van gasopslagen betekenen dat de opslagen onder normale omstandigheden vrij leeg (onder de 30% gemiddeld in Europa) uit het koudeseizoen zullen komen. Dit zal tot extra zomervraag leiden om de opslagen weer op niveau te krijgen voor volgende winter en dat werkt door op de prijzen in 2022.
Vraag 4

Kunt u de prijsontwikkelingen van de afgelopen maanden weergeven? Welke prijsontwikkelingen verwacht u de komende weken, maanden en jaren? Klopt het dat handelsplatforms laten zien dat handelaren een langjarige energiecrisis verwachten, zoals een gasprijs op de Title Transfer Facility (TTF) van boven de 100 euro/MWh voor de winter van 2022/2023?

Er is niet één prijs voor gas. Op de gasbeurs TTF is het mogelijk om gas op de spotmarkt te kopen, maar ook is het mogelijk via forwardcontracten nu al gas in te kopen voor toekomstige afname. Zo is het mogelijk om gascontract af te sluiten voor levering tot een periode van vijf jaar. Hiermee kunnen marktpartijen langjarige zekerheid inkopen. Dit gebeurt bijvoorbeeld door gasleveranciers die zelf ook verplichtingen zijn aangegaan op de kleinverbruikersmarkt aan huishoudens met vaste contracten.
De website van ICE Endex www.theice.com)biedt een overzicht van alle prijzen die op de TTF gelden voor de verschillende termijnproducten, alsmede overzichten van de ontwikkelingen in de afgelopen periode. Hieronder staat een overzicht van de prijsontwikkeling van de afgelopen maanden op de 3 months-aheadmarkt in euro’s per megawattuur. Opvallend aan de prijsontwikkeling zijn de hoge fluctuaties, vooral op dagbasis. Prijzen stijgen en dalen van de ene op de andere dag met meerdere procentpunten, hetgeen duidt op onzekerheid in de markt. Ook een geringe liquiditeit op de markt kan leiden tot relatief grote schommelingen. Het is te voorbarig om, op een markt met grote prijsschommelingen, op basis van koersontwikkelingen op korte termijn conclusies over de lange termijn te trekken.
De overheid is ook niet in de positie en in staat om voorspellingen te doen over marktprijsontwikkelingen, noch om harde conclusies te trekken uit dagkoersen. Instanties als het Internationaal Energie Agentschap (IEA) geven aan dat het aanbod van LNG op termijn beter in staat zal zijn om te reageren op de hoge vraag.
Vraag 5

Hoe worden huishoudens en bedrijven door deze hoge energieprijzen geraakt? Hoe gaat u burgers voldoende beschermen tegen prijsuitwassen zoals we die thans in Noordwest-Europa zien?

Het kabinet begrijpt de grote zorg vanwege de hoge prijzen en is zeer bezorgd om de effecten van de hoge energieprijzen voor huishoudens en bedrijven. Het kabinet houdt dan ook vinger aan de pols en heeft speciaal hiervoor een ministeriele taskforce opgericht. In Europees verband staan de hoge energieprijzen ook hoog op de agenda van de Europese Raad en de Energieraad. In januari zal tijdens een informele Energieraad verder gesproken worden over de hoge energieprijzen.
De mate waarin huishoudens en bedrijven geraakt worden door de hoge energieprijzen hangt sterk af van het type energiecontract dat afgesloten is. Voor bedrijven geldt daarnaast het feit dat een deel van de hogere kosten mogelijk doorberekend kunnen worden. Ook speelt bij de impact mee in hoeverre de mogelijkheid bestaat om de gasvraag terug te schroeven, bijvoorbeeld door isolatie of bij bedrijven door aanpassen van de bedrijfsvoering.
Voor een uitgebreide uiteenzetting naar de effecten en bovenal naar de maatregelen die het kabinet genomen heeft in de vorm van tegemoetkomingen in de energiekosten en verlaging van de energiebelasting, verwijs ik naar de Kamerbrieven: «Aanpassing van het compensatiepakket voor de energieprijzen 2022 – Wijziging van enkele belastingwetten en enige andere wetten (Belastingplan 2022)», 8 november (Kamernummer 35 927, nr. 29), «Verzoek om brief over begrotingsbehandeling SZW», 2 december 2021, «eenmalige energietoeslag lage inkomens», 10 december 2021 en «Ontwikkeling leveringstarieven», 14 december 2021.
Vraag 6

Klopt het dat meerdere bedrijven in Nederland hun productie terugschroeven en zelfs stopzetten? Hoe wordt de industrie, het midden- en kleinbedrijf (mkb) en de glastuinbouw hierdoor geraakt? Hoe gaat u deze bedrijven helpen deze energiecrisis te overleven?

Het klopt dat meerdere bedrijven maatregelen hebben genomen vanwege de hoge gasprijzen. Ik ben met verschillende sectoren, waaronder de glastuinbouw, in gesprek. Zo zijn er in de glastuinbouw bedrijven die hebben besloten de teelt uit te stellen en enkelen die hebben besloten te stoppen (zie ook de eerdere beantwoording van Kamervragen van de leden Valstar en Erkens (beiden VVD) (AH 930, 2021Z18421). Ook een enkel bedrijf uit de energie-intensieve industrie heeft maatregelen getroffen en vooral in relatie tot het (deels) stopzetten van de productie. Vanuit de mkb-sectoren zoals industriële bakkers en glasproducten komen ongeruste signalen. De impact van hoge prijzen op de markten is ook afhankelijk van de mate waarin de individuele bedrijven hun energieposities hebben afgedekt. Bijvoorbeeld door langetermijncontracten die kosten beheersbaar houden. In diverse sectoren kunnen de hoge kosten worden doorbelast in het eindproduct. Het beeld is dat met name een sectorbrede urgentie ontstaat zodra de hoge gasprijzen langer aanhouden en vaste prijscontracten aflopen. Uiteraard volgen wij de ontwikkelingen op de voet en blijven hierover met de sector in gesprek.
Vraag 7

Wat is uw definitie van leveringszekerheid? Zou in deze definitie van leveringszekerheid ook niet meegenomen moeten worden dat energieprijzen niet zodanig volatiel zijn dat het allerlei schokken geeft in de samenleving?

De term leveringszekerheid wordt in de gaswet gebruikt en in de «Wet Niet Meer Dan Nodig» gedefinieerd als de situatie dat eindafnemers van gas op het juiste moment en in de juiste kwaliteit (laag- of hoogcalorisch gas) met de benodigde hoeveelheid worden beleverd. De betaalbaarheid van energie is een publiek belang dat de overheid nastreeft.
De gasprijzen worden niet door overheden vastgesteld maar zijn de resultante van mondiale vraag- en aanbodontwikkelingen op de mondiale gasmarkten. Instituties als het Internationaal Energie Agentschap (IEA), maar ook de vereniging van Europese energietoezichthouders (ACER) geven aan dat naar verwachting de gasprijzen in de nabije toekomst hoger liggen dan in de pre-COVID periode en dat daarnaast de gasmarkt te maken krijgt met meer prijsfluctuaties dan in voorbije jaren. Mondiale commoditymarkten kenmerken zich in zijn algemeenheid door relatief grote prijsfluctuaties. De mondiale gasmarkten zullen naar verwachting meer te maken krijgen met fluctuerende vraagpatronen, doordat gas mondiaal meer dan nu ingezet gaat worden als regelbaar vermogen in de elektriciteitsmarkten. De gasvraag en daarmee de prijs reageert dan op schommelingen in de productie van hernieuwbare energie door droogteperiodes of periodes met weinig wind.
Het ligt niet in de macht van dit kabinet om dergelijke (kortstondige) prijsontwikkelingen tegen te houden. Wel kan het de maatschappij weerbaarder maken tegen dergelijke schommelingen, zodat negatieve schokken zoveel mogelijk voorkomen worden. Door het stimuleren van bijvoorbeeld isolatieprogramma’s en de overstap naar hernieuwbare bronnen, maar ook door het verbeteren van vraagrespons, zodat de vraag beter kan meebewegen met de prijsschommelingen. Deze prijsschommelingen vinden in eerste instantie plaats op de groothandelsmarkten voor ondernemingen. Huishoudens kopen gas in op de eindverbruikersmarkt waarbij prijzen afhankelijk van het gekozen contract of langjarig vastliggen of per half jaar wijzigen. Elke afnemer, huishouden of onderneming, heeft daarnaast de vrijheid om zich contractueel in te dekken tegen prijsfluctuaties. Door als consument langjarige contracten af te sluiten en door als ondernemer gas op de forward markten in te kopen.
Vraag 8

Wat zegt deze energiecrisis over het klimaat- en energiebeleid dat we in Nederland en in Europa voeren? Is de afgelopen jaren de leveringszekerheid van het energiesysteem verwaarloosd? Is er de afgelopen jaren niet teveel op de goede werking van de markt vertrouwd?

Nederland en Europa staan voor de enorme uitdaging het energiesysteem om te bouwen van een fossielgedreven naar een CO2-vrij systeem. Deze transitie zal Europees honderden miljarden aan investeringen vergen en moeten plaatsvinden in een Europese markt. Het integreren van grote hoeveelheden weersafhankelijke energiebronnen als wind- en zonnestroom in ons energiesysteem is enkel mogelijk als er voldoende flexibiliteit is. Flexibiliteit om tekorten op te vangen als het niet waait, maar ook overschotten bij overproductie. Deze flexibiliteit kan geleverd worden door bijvoorbeeld regelbaar vermogen, opslag, maar ook door grensoverschrijdende handel. Daarvoor is het hebben van een markt waarin de prijs schaarste reflecteert en de juiste prikkels geeft essentieel.
De leveringszekerheid van het elektriciteitssysteem wordt periodiek door netbeheerder TenneT gemonitord. De huidige marktontwikkelingen tonen eens te meer het belang van een voldoende frequente monitoring aan.
De leveringszekerheid van gas heeft door het sluiten van het Groningenveld de afgelopen periode juist nadrukkelijk aandacht gekregen. Het verminderen van de productie van het Groningenveld dient gepaard te gaan met het behoud van de leveringszekerheid. De afspraken in het Norgakkoord (zie antwoord vraag 2) zijn ook vastgesteld om de leveringszekerheid van de beschermde afnemers te garanderen. Ook op de gasmarkten is nationaal en Europees in het kader van de Energieunie geïnvesteerd in het verbeteren van de leveringszekerheid. Er is veel infrastructuur bijgebouwd zoals interconnectie, reverseflowcapaciteit en LNG-terminals. Lidstaten werken beter samen in risicogroepen, doen gezamenlijke risico-evaluaties en leveren solidariteit aan elkaars beschermde afnemers. De handelsbeurzen hebben zich de laatste jaren ontwikkeld wat de concurrentie en liquiditeit heeft verbeterd, wat bijdraagt aan een betere leveringszekerheid. Tegelijkertijd is in een aantal met name Noordwest-Europese landen de nationale gasproductie fors afgenomen. Ook Nederland is door sterk gedaalde eigen productie van een export- een importland geworden.
De huidige situatie op de gasmarkt maakt het belang van leveringszekerheid nog eens extra zichtbaar en dient ook benut te worden om kritisch te kijken of en waar meer overheidsinterventie gewenst is om de leveringszekerheid nog meer te borgen. De Europese Commissie heeft op 15 december een voorstel uitgebracht voor een decarbonsatiepakket voor gas met daarin ook voorstellen over gezamenlijk Europees gecoördineerd beleid voor gasopslagen. Ook het aankomende kabinet heeft aangekondigd werk te willen maken van een verdere vulverplichting voor gasopslagen. Het nieuwe kabinet zal spoedig komen met een reactie op de voorstellen van de Europese Commissie en de nadere invulling van het coalitieakkoord op het punt van de opslagverplichting.
Vraag 9

Wilt u deze vragen uiterlijk een week na ontvangst beantwoorden?

Ja.

15 december 2021 - 8 februari 2022

55 dagen

Knelpunten in de biovergistingssector
	Henri Bontenbal (CDA)
	Dilan Yeşilgöz-Zegerius (minister justitie en veiligheid) (VVD)

Vraag 1

Bent u bekend met de financiële problemen waar bedrijven in de biovergistingssector mee te maken dreigen te krijgen als gevolg van een, door de covid-crisis, verstoorde markt voor grondstoffen en energie?

Ja. Het is duidelijk dat de COVID-crisis en de volatiliteit op de energiemarkt de bedrijfsvoering van vergisters bemoeilijkt. Ik ben op de hoogte van de effecten van de recente ontwikkelingen op de energiemarkt voor vergisters. Ik heb in mindere mate zicht op de recente ontwikkeling van de prijs van grondstoffen voor vergisters aangezien deze zeer divers van aard zijn en de prijsvorming hier niet transparant is.
De SDE++-regeling vergoedt de onrendabele top, oftewel het verschil tussen de kostprijs van vergisting en de marktprijs van energie. Bij een stijgende energieprijs is er dus minder subsidie nodig. De marktprijs van de geproduceerde energie wordt vastgesteld op basis van advies van het Planbureau voor de Leefomgeving (PLB) via een vaste berekeningsmethodiek die gebruik maakt van marktindices voor elektriciteit en gas. Het algemene beeld is dat vooral die projecten in problemen zijn gekomen die hun energie voor een vast bedrag hebben verkocht in plaats van een bedrag gekoppeld aan deze marktindex.
Vraag 2

Bent u op de hoogte van de verwachting van deze sector dat dit zal leiden tot een forse terugvordering van subsidiegelden (oplopend tot wel € 1 miljoen per vergistingsinstallatie) door de Rijksdienst voor Ondernemend Nederland (RVO) voor deze producenten bij de jaarlijkse bijstelling medio mei/juni 2022, in plaats van de gebruikelijke nabetaling?

Ja, door de stijgende energieprijzen hebben projecten een hoger voorschot gekregen dan nodig doordat zij hogere inkomsten kunnen krijgen uit de verkoop van hun energie. Net als verschillende partijen in uw kamer vind ik het van belang om overstimulering zo veel mogelijk te voorkomen, en daarom wordt in de SDE++ minder subsidie verleend als de energieprijzen stijgen. De exacte bijstelling verschilt sterk tussen projecten vanwege verschil in schaalgrootte, verschil tussen verwachte en gerealiseerde productie, het jaar waarin ze subsidie hebben gekregen en de verhouding tussen de producten die ze produceren (elektriciteit, warmte en/of gas).
In september 2021 hebben de projecten waarvan verwacht werd dat een grote bijstelling aannemelijk was een brief gekregen van de Rijksdienst voor Ondernemend Nederland (RVO.nl) over dat hun voorschotten mogelijk te hoog zouden zijn. In deze brief werd ook de optie geboden om de voorschotten stop te zetten om een grote bijstelling te voorkomen.
Vraag 3

Bent u daarnaast op de hoogte van de verwachting vanuit deze sector dat bij terugvordering of verminderde uitbetaling er direct financiële problemen ontstaan metmogelijk faillissementen tot gevolg?

Het is mij duidelijk dat het terugbetalen van voorschotten van grote invloed is op de bedrijfsvoering van vergisters. Dat was voor RVO.nl ook de reden om hierover tijdig te communiceren per brief en via de website. Zoals in mijn antwoord op vraag 1 aangegeven verwacht ik dat eventuele financiële problemen met name spelen bij de projecten die ervoor hebben gekozen om hun contracten niet te koppelen aan de in de SDE++ gehanteerde marktindex.
Vraag 4

Acht u een dergelijke uitkomst wenselijk in het licht van de stimulering van deze sector en de noodzaak tot de ontwikkeling van hernieuwbare alternatieven voor gas?

Op het moment dat bedrijven in de problemen dreigen te komen, is het goed dat de bedrijven in contact treden met RVO.nl. RVO.nl heeft binnen de regeling mogelijkheden om een passende verrekening toe te passen zodat onnodige faillissementen kunnen worden voorkomen. Hierbij moet echter ook voorkomen worden dat het teveel betaalde voorschot uiteindelijk helemaal niet meer terugbetaald wordt.
Vraag 5

Wat is uw verwachting voor wat betreft de doorwerking van deze problematiek naar de toekomstige duurzame invulling van ons gasverbruik?

In beginsel zorgen hoge energieprijzen ervoor dat hernieuwbaar gasprojecten beter kunnen concurreren met fossiele energie, zeker als de gasprijs hoger wordt dan de kostprijs. Het is echter niet voor alle vergisters het geval en het is niet positief als duurzame energieprojecten in zwaar weer komen. Mijn beeld is dat deze problematiek op de korte termijn vooral vergistingsprojecten betreft die elektriciteit (en warmte) produceren en in mindere mate hernieuwbaar gas.
Vraag 6

In hoeverre heeft u in beeld hoe groot deze problematiek is? Kunt u aangeven hoeveel producenten uit de biovergistingssector hierdoor dreigen te worden getroffen, wat van deze producenten het opgestelde vermogen is en wat dit vermogen vertegenwoordigd qua volume aan groen gas?

Dit kan ik niet aangeven aangezien ik geen inzicht heb in de bedrijfsvoering van vergisters en ook niet in de contracten die producenten afsluiten over de verkoop van hun energie. Ik heb dus ook geen zicht op het aantal projecten dat ervoor gekozen heeft de energieprijs niet te koppelen aan de marktindices voor energie.
Vraag 7

Bent u zich ervan bewust dat de coronasteunmaatregelen, doordat deze gericht zijn op omzetverlies, niet goed aansluiten bij de problemen die deze bedrijven ondervinden als gevolg van ontwikkelingen gerelateerd aan de covid-crisis waardoor zij niet goed gebruik kunnen maken van steuninstrumenten zoals de Tegemoetkoming Vaste Lasten (TVL)?

Ja, de belangrijkste reden hiervoor is dat deze sector ook in veel mindere mate wordt getroffen door de directe effecten van de coronacrisis waar de steuninstrumenten zoals de TVL voor ontworpen zijn, zoals omzetverlies.
Vraag 8

Welke oplossingen ziet u wel om de hierboven geschetste problematiek aan te pakken?

Zoals aangegeven in mijn antwoord op vraag 4 heeft RVO.nl binnen de regeling mogelijkheden om een passende verrekening toe te passen zodat onnodige faillissementen kunnen worden voorkomen.
Vraag 9

Ziet u bijvoorbeeld mogelijkheden om door middel van een individuele vaststelling op basis van accountantsverklaring biogasproducenten de mogelijkheid te bieden om bij RVO aan te tonen dat de daadwerkelijke marktinkomsten significant afwijken van het correctiebedrag van de SDE-subsidie waar RVO mee rekent?

Nee, ik vind dit niet gepast. De spelregels binnen de SDE++ zijn vooraf bekend en het is vervolgens aan ondernemers om gegeven deze regels hun eigen afwegingen te maken ten aanzien van hun bedrijfsvoering. Ondernemers die daarbij een vaste prijs voor hun energie hebben afgesproken, profiteren hiervan als de energieprijzen dalen en ondervinden een nadeel als de prijzen stijgen. De keuze voor een vaste prijs betreft een bedrijfsmatige afweging, de consequenties hiervan zijn daarmee ook voor risico van de ondernemer.
Vraag 10

Zou een onafhankelijke doorrekening van de hierboven geschetste effecten in 2021 en 2022 gekoppeld aan een mogelijke herziening van de correctiebedragen binnen de SDE-regeling wat u betreft een mogelijkheid zijn?

Nee, zie mijn antwoord op vraag 9. Op het moment dat bedrijven in de problemen dreigen te komen, is het goed dat de bedrijven in contact treden met RVO.nl.

10 december 2021 - 24 januari 2022

45 dagen

Het fragment '80 miljoen zonnepanelen in 2024 zijn een ‘tikkende milieutijdbom’'
	Kiki Hagen (D66), Henri Bontenbal (CDA)
	Steven van Weyenberg (D66)

Bronnen

1. Nieuwsuur van zondag 5 december 2021
2. https://circulairemaakindustrie.nl/app/uploads/2021/02/Kennisnotitie-…

Vraag 1

Bent u bekend met het betreffende fragment uit Nieuwsuur?1

Ja.
Vraag 2

Herkent u het beeld dat in de uitzending van Nieuwsuur wordt geschetst over de situatie omtrent recycling en hergebruik van zonnepanelen?

Ik beaam dat het geschetste beeld zorgelijk is. De financiering van een hoogwaardige verwerking van vrijkomende afgedankte zonnepanelen in de toekomst is niet op orde. Deze zorg wordt overigens ook gedeeld door Stichting OPEN (Organisatie Producentenverantwoordelijkheid E-waste Nederland), de producentenorganisatie die namens alle producenten en importeurs van elektrische en elektronische apparaten wettelijk verantwoordelijk2 is voor de inzameling en verwerking van afgedankte apparaten, waaronder zonnepanelen. Voor de financiering van de daartoe noodzakelijke inzamel- en verwerkingsstructuur brengt Stichting OPEN een afvalbeheerbijdrage in rekening bij genoemde producenten en importeurs.
Vraag 3

Klopt het dat op dit moment een bijdrage wordt geheven van 13 cent per paneel bij de producent of importeur van zonnepanelen waarmee de inzameling en verwerking van afgedankte panelen wordt geregeld? Is dit voldoende om de recycling op gang te brengen?

De huidige afvalbeheerbijdrage die Stichting OPEN in rekening brengt bij producenten en importeurs van zonnepanelen bedraagt € 6,50 per 1.000 kg nieuwe zonnepanelen, wat inderdaad neerkomt op circa 13 cent per paneel. Dit bedrag is voldoende om de huidige kosten te dekken, maar is niet gericht op de financiering van toekomstige kosten. De huidige inzamel- en verwerkingskosten zijn momenteel laag omdat er nog zeer weinig afgedankte zonnepanelen retour komen. Een bedrag van 13 cent is volgens Stichting OPEN echter niet voldoende om de zonnepanelen die nu in een hoog tempo op de markt worden gezet, in deze omvang later in het stadium van afdanking hoogwaardig te kunnen verwerken.
Vraag 4

Vanaf wanneer wordt deze bijdrage geheven? En hoe wordt gezorgd dat panelen, geplaatst voordat deze bijdrage geheven werd, op een correcte manier ingezameld en verwerkt worden?

De huidige afvalbeheerbijdrage bestaat al enkele jaren en wordt gebruikt om de inzameling en verwerking van afgedankte zonnepanelen in het actuele boekjaar te kunnen bekostigen. Zoals gezegd is de huidige afvalbeheerbijdrage niet gericht op de bekostiging van de toekomstige hoogwaardige verwerking van de uitstaande voorraad aan reeds geïnstalleerde zonnepanelen. Gegeven de lange levensduur van zonnepanelen is het van belang dat via de afvalbeheerbijdrage op de nieuwe zonnepanelen voldoende geld wordt gereserveerd voor de toekomstige hoogwaardige verwerking van zowel de zonnepanelen die nu worden geplaatst als de al bestaande aanwezige voorraad. Volgens Stichting OPEN kan daarbij gedacht worden aan het opzetten van een verwijderingsfonds om de nieuwe én oude voorraad geïnstalleerde zonnepanelen te kunnen verwerken. De precieze wijze waarop dit kan worden vormgegeven, gefinancierd en beheerd is de primaire verantwoordelijkheid van Stichting OPEN.
Vraag 5

Bent u bekend met het feit dat er in België per zonnepaneel al een bijdrage aan recycling van twee euro per paneel bestaat?2 Waarom is het verschil in de bijdrage tussen België en Nederland zo groot? Wat kunnen wij leren van het Belgische systeem?

In België wordt reeds via de afvalbeheerbijdrage geld gereserveerd voor de huidige én toekomstige verwerking van alle zonnepanelen die nieuw op de markt geplaatst worden. Zoals gemeld in het antwoord op vraag 3 en 4 wordt in Nederland het tarief door Stichting OPEN berekend om de kosten in een lopend jaar te dekken, leidend tot een laag tarief omdat er op dit moment nauwelijks afgedankte zonnepanelen retour komen. Om de toekomstige generatie niet te belasten met de verwerkingskosten van grote hoeveelheden afgedankte zonnepanelen kan het volgen van het Belgische systeem en de vorming van het in antwoord 4 bedoelde verwijderingsfonds voor zonnepanelen dienstig zijn. Ik ga ervan uit dat Stichting OPEN de details van het Belgische systeem zal betrekken in de opties voor oplossing van het vraagstuk in Nederland.
Vraag 6

Ziet u verschil in de ontwikkeling van recyclingsmogelijkheden voor zonnepanelen tussen Nederland en België? Zo ja, wat is dit verschil?

Voor de verwerking van afgedankte zonnepanelen wordt door beide landen momenteel dezelfde verwerkingslocatie gebruikt. Het totale jaarvolume van beide landen is nog steeds ruim onvoldoende om een installatie in gebruik te nemen gericht op hoogwaardige verwerking. Hiervoor is volgens Stichting OPEN circa 10.000 ton op jaarbasis nodig. De producentenorganisatie voor zonnepanelen in België PV CYCLE-België en Stichting OPEN werken samen in de verdere ontwikkeling van hoogwaardige verwerking van afgedankte zonnepanelen.
Vraag 7

Is het mogelijk om de regelingen omtrent de bijdrage van producenten aan het recyclen van zonnepanelen in de Europese Unie gelijk te trekken? Zo ja, zou dit van toegevoegde waarde zijn?

In beginsel zijn de wettelijke condities voor de verantwoordelijkheid van producenten van elektrische en elektronische apparaten in Europa uniform. De uitvoering van die verantwoordelijkheid en de daarmee gemoeide kosten voor het afvalbeheer is aan de producenten(organisaties) en kunnen per lidstaat verschillen door diversiteit aan organisatiestructuren, uitvoeringsafspraken, contracten, omvang afvalstromen etc. Een inspanning om een Europees brede harmonisatie in de hoogte van de afvalbeheerbijdrage te bereiken zal daardoor weinig kans van slagen hebben. Ik acht het meer effectief om spoedig stappen te zetten naar een toekomstgerichte oplossing in Nederland.
Vraag 8

Welke maatregelen heeft u al getroffen om de recycling van zonnepanelen te bevorderen?

Stichting OPEN heeft op 1 maart 2021 een algemeen verbindend verklaring4 (avv) verkregen op basis waarvan de afvalbeheerbijdrage in rekening kan worden gebracht bij alle producenten en importeurs die elektrische en elektronische apparaten op de markt brengen, waaronder de zonnepanelen. Bij het afgeven van deze avv is met Stichting OPEN afgesproken dat er een gedegen onderzoek komt naar de langjarige financiering van de hoogwaardige verwerking van afgedankte zonnepanelen. Stichting OPEN heeft inmiddels deze activiteit uitgewerkt in de Roadmap circulaire fotovoltaïsche industrie5. Aan de hand van de actiepunten in de roadmap zal het voor Stichting OPEN mogelijk zijn de structuur voor de financiering vast te stellen op basis van een toegesneden afvalbeheerbijdrage. Stichting OPEN heeft gemeld dat het onderzoek op basis van de roadmap inmiddels is gestart.
Vraag 9

Bij wie zou volgens u de verantwoordelijkheid moeten liggen om ervoor te zorgen dat zonnepanelen worden gerecycled? Wat zou daarbij de verantwoordelijkheid van producenten en importeurs moeten zijn en welke rol zouden consumenten en gemeenten moeten spelen?

Zoals uiteengezet in de antwoorden 2 en 8 ligt de primaire verantwoordelijkheid voor een doelmatig afvalbeheer van onder meer afgedankte zonnepanelen bij Stichting OPEN. Stichting OPEN heeft aangegeven dat de afvalbeheerstructuur wordt uitgebreid om de toekomstige, grote hoeveelheden vrijkomende zonnepanelen te kunnen inzamelen en verwerken. Denk daarbij aan het inregelen van inleverpunten, het verstrekken van inzamelmiddelen en het organiseren van een hoogwaardige verwerking. Ook gemeenten kunnen bijdragen door afgedankte zonnepanelen van consumenten in te nemen via de milieustraten. Dit laatste is door Stichting OPEN reeds ingeregeld in samenwerking met de gemeenten.
Vraag 10

Bent u in contact met producentenorganisatie OPEN over het verwezenlijken van hogere bijdrages van producenten, zodat de recycling van zonnepanelen beter ingericht kan worden? Zo ja, bent u van mening dat OPEN zelf genoeg initiatief neemt om het probleem op te lossen? Zo nee, bent u bereid in contact te treden?

Er is contact met Stichting OPEN die de noodzaak om te komen tot een goede financieringsopzet voor dit dossier onderschrijft. De hoogwaardige inzameling en verwerking zal daaruit vervolgens moeten worden bekostigd. De door Stichting OPEN opgestelde aanpak volgens de genoemde roadmap biedt de aanknopingspunten voor een verantwoorde toekomstgerichte oplossing.
Volgens Stichting OPEN is er nog tijd om de fysieke inzamel- en verwerkingscapaciteit te vergroten aangezien op zijn vroegst na 2030 de grote volumes afgedankte zonnepanelen worden verwacht. Voor de opzet van de financiering is er meer urgentie aan de orde en zal op korte termijn duidelijk moeten worden hoe door Stichting OPEN binnen het systeem van producentenverantwoordelijkheid, de financiële middelen zullen zijn gegarandeerd voor de toekomstige hoogwaardige verwerking. Daarover is regelmatig contact met Stichting OPEN.
Vraag 11

Welke maatregelen neemt u om te voorkomen dat zogenaamde freeriders, producenten die helemaal geen recyclingsbijdrage betalen, van verbeteringen kunnen profiteren zonder een eerlijke bijdrage te leveren?

Op basis van de in antwoord 8 aangehaalde avv kan Stichting OPEN bij alle producenten en importeurs de afvalbeheerbijdrage in rekening brengen en kan freeriding worden tegengegaan. Het ontwijken van de afvalbeheerbijdrage is funest voor het gelijke speelveld door concurrentienadeel voor producenten en daarmede draagvlak voor het gehele systeem van afvalbeheer. Het tegengaan en opsporen van freeriders is de primaire verantwoordelijkheid van Stichting OPEN. De avv maakt het juist mogelijk voor hen om freeriders op te sporen en desnoods via de rechter medewerking af te dwingen.

7 december 2021 - 8 februari 2022

63 dagen

CO2 levering aan de glastuinbouw
	Derk Boswijk (CDA), Henri Bontenbal (CDA)
	Dilan Yeşilgöz-Zegerius (minister justitie en veiligheid) (VVD), Carola Schouten (viceminister-president , minister zonder portefeuille sociale zaken en werkgelegenheid) (CU)

Bronnen

1. Energeia, 6 december 2021, «AEB doet SDE++-aanvraag voor CO2-afvang».…

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «AEB doet SDE++-aanvraag voor CO2-afvang»?1

Ja.
Vraag 2

Wat is uw appreciatie van het feit dat het Amsterdamse Afvalenergiebedrijf (AEB) kiest voor het opslaan van CO2 (CCS) en niet voor een combinatie van CCS en levering aan de glastuinbouw, terwijl daar wel grote belangstelling voor was vanuit deze sector?

Eerst wil ik graag mijn waardering uiten voor het initiatief van AEB en het Amsterdamse gemeentebestuur om CO2 af te vangen. Het afvangen en opslaan van CO2 (CCS) is op dit moment een relatief eenvoudige en kosteneffectieve optie om de uitstoot te verminderen. Levering aan de glastuinbouw was ook een optie geweest, waarmee een deel van de afgevangen CO2 weer nuttig gebruikt kan worden voor de productie van kasgroenten, bloemen en planten. Hiermee krijgen tuinders een alternatief voor de productie van eigen fossiele CO2 die via aardgas-wkk geproduceerd wordt (naast warmte en elektriciteit) en wordt CO2-emissie vermeden.
Het is nog niet zeker dat de aanvraag van AEB voor een CCS-subsidie gehonoreerd wordt, omdat deze concurreert met andere aanvragen. Mocht subsidie worden toegekend, dan staat het AEB nog altijd vrij om CO2 te leveren aan de glastuinbouw – en gebruik te maken van de CO2-toedeling zoals beschreven in Kamerstuk 32 813, nr. 862.
Vraag 3

Kunt u aangeven wat de gevolgen van het besluit van AEB zullen zijn voor de energietransitie in de glastuinbouw, gezien het feit dat levering van CO2 de glastuinbouwsectoreen randvoorwaarde is om te verduurzamen?

WEcR heeft berekend dat in een klimaatneutrale situatie de sector 2,5 Mton externe CO2 nodig heeft2. Aansluitend is in het Klimaatakkoord afgesproken dat er voor de glastuinbouw in 2030 2,0 Mton aan CO2 beschikbaar is. De glastuinbouw is op de CO2-markt een van de vragende partijen. Levering van CO2 zal daarbij afhankelijk zijn van de ontwikkeling van vraag en aanbod en de daaruit voortvloeiende CO2-prijs. AEB is daarbij één van de potentiële aanbieders van afgevangen CO2. Als de CO2 niet van AEB komt, zullen andere (bij voorkeur niet-fossiele) bronnen van CO2 beschikbaar moeten zijn voor de verduurzaming van de glastuinbouw.
Vraag 4

Zou een combinatie van CCS en Carbon Capture and Utilization (CCU) niet een grotere impact hebben op CO2-emissiereductie?

Als u met CCU doelt op de levering aan de glastuinbouw en het gebruik van CO2 in kassen voor gewasgroei, waarmee de inzet van fossiele CO2 wordt vermeden, dan geeft PBL enige houvast: het combineren voor CCS en levering aan de glastuinbouw komt uit op gemiddeld 0,9 ton netto CO2-reductie per afvangen ton CO2. Door PBL is berekend dat de netto CO2-reductie van CCS ook uitkomt op ongeveer 0,9 ton CO2 per afgevangen ton CO2. Daarmee is in theorie de combinatie van CCS en CCU vergelijkbaar met alléén CCS. De daadwerkelijke CO2-reductie is afhankelijk van de efficiëntie van de installatie, het gebruik ervan, maar ook of de geleverde CO2 het gebruik van aardgas in wkk (of gasketel) vervangt.
Vraag 5

Wat zijn volgens u momenteel de grootste belemmeringen om CO2-levering aan de glastuinbouw, en specifiek de levering van CO2 vanuit afvalenergiebedrijven, te bevorderen?

In het beschikbaar komen van CO2 voor levering aan de glastuinbouw spelen factoren als hoeveelheid vraag en aanbod, prijs en andere factoren een rol. Afvalenergiebedrijven worden als een potentiële bron van externe CO2 voor de glastuinbouw gezien, omdat deze CO2 grotendeels van biogene oorsprong is.
De inkoop van industriële CO2 door tuinders komt de komende jaren mogelijk onder druk te staan, omdat het bedrijfseconomisch aantrekkelijker is voor de industrie om CO2 af te vangen en op te slaan om de klimaatdoelen te halen, dan om de afgevangen CO2 te verkopen aan tuinders. De industrie realiseert met CO2 opslag eigen emissiereductie en ontloopt daardoor een CO2-heffing. Wanneer de industrie CO2 verkoopt voor gebruik in de glastuinbouw wordt volgens IPCC-regels geen emissiereductie gerealiseerd bij de industrie.
Naast leveringszekerheid is de marktprijs van extern geleverde CO2 (bij voorkeur van niet-fossiele/biogene oorsprong) een relevante factor voor de glastuinbouw, in vergelijking met de kosten van het stoken van aardgas en afvangen van CO2 van eigen stookinstallaties. Twee maatregelen in het coalitieakkoord beïnvloeden deze kosten: het verlaagd tarief in de energiebelasting voor glastuinbouwbedrijven wordt per 1 januari 2025 afgeschaft, en de inputvrijstelling in de energiebelasting voor verbruik van aardgas bij elektriciteitsopwekking wordt voor warmtekrachtkoppeling systemen (wkk’s) per 1 januari 2025 beperkt tot het aardgas dat wordt aangewend voor de productie van elektriciteit dat wordt geleverd aan het net.
Vraag 6

Op welke wijze wilt u, samen met de glastuinbouwsector, de prikkels van het huidige instrumentarium zo vormgegeven dat deze de energietransitie, waaronder het gebruik van CO2, beter stimuleren? Op welke termijn moeten gesprekken hierover met de sector tot resultaten gaan leiden?

Het kabinet heeft het mogelijk gemaakt om in de SDE++ in 2021 subsidie toe te kennen voor afvang van CO2 -en levering aan de glastuinbouw. Hiervoor heeft de Europese Commissie inmiddels ook haar goedkeuring gegeven.
Verder wordt er gewerkt aan een nieuw convenant waarin afspraken ter uitwerking van het Klimaatakkoord worden vastgelegd. Daarin zal ook de uitwerking worden opgenomen van de ambitie uit het regeerakkoord om de glastuinbouw koploper te laten zijn in energiezuinige en circulaire productie. Dit zal bezien en ingevuld worden in een samenhangend pakket aan maatregelen, voortbouwend op de elementen in het regeerakkoord.
Vraag 7

Klopt het dat gesprekken over CO2-levering tussen de glastuinbouwsector en andere projecten waarin wordt gekeken naar een combinatie van CCS en CCU moeizaam verlopen? Wat zijn daar de belangrijkste redenen voor? Welke rol spelen prikkels vanuit de SDE++ m.b.t. tot de combinatie van CCS en CCU daar bij?

De pilot CO2-toedeling (Kamerstuk 32 813, nr. 862) is in breed verband besproken in een goede sfeer. De afstemming tussen vraag en aanbod van CO2 is een lastig vraagstuk, waarin ook de prikkels vanuit de SDE++ een rol spelen. Aan diverse betrokkenen bij de zogenoemde CO2-pilot voor administratieve toedeling is navraag gedaan naar de ervaringen. Daarop zijn recent diverse reacties ontvangen, die momenteel bestudeerd worden.
Vraag 8

Welke verbeterpunten ziet u in de SDE++ regeling om de combinatie van CCS en CCU beter te stimuleren en hoe gaat u deze oppakken?

In 2021 stond de SDE++ voor het eerst open voor CO2-afvang en levering aan de glastuinbouw (CCU). Ook was het voor het eerst mogelijk om voor een combinatie van CCS en CCU te kiezen. Aan de SDE++ kunnen categorieën worden toegevoegd aan de hand van concrete verzoeken van initiatiefnemers en marktpartijen tijdens de marktconsultatie van PBL. PBL adviseert het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat over de op te nemen categorieën in de SDE++. Op dit moment rondt PBL het advies af en wordt gewerkt aan de SDE++ 2022-ronde. Behalve de wenselijkheid van opname c.q. differentiatie van technieken en categorieën wordt daarbij ook gekeken naar de haalbaarheid en uitvoerbaarheid van de regeling.
De sector signaleert in de systematiek van de SDE++ een gebrek aan flexibiliteit in vollasturen CCS en CCU in de combinatie (beide alléén 4.000 uur). Dit beperkt de praktijk om projecten te realiseren. In de SDE++ systematiek zijn alternatieve combinaties niet makkelijk te inpasbaar, omdat dit zeer veel categorieën oplevert en zodoende de uitvoering sterk compliceert.
Vraag 9

Op welke manier zou de SDE++ regeling kunnen worden verbeterd om meer CO2-bronnen beschikbaar te krijgen voor levering aan de glastuinbouw? Hou zouden ook combinaties van vloeibare en gasvormige levering en van het gebruik van bestaande en nieuwe netwerken meer aan bod kunnen komen?

Zie het antwoord op vraag 8.
Vraag 10

Welke stappen zet u om meer duidelijkheid te creëren in het juridische kader en op welke wijze neemt u daar de betrokken sectoren in mee? Verkent u daarbij ook hoe CO2-toedeling via de vloeibare route juridisch mogelijk gemaakt kan worden? Zo nee, waarom niet?

De Europese Commissie heeft voor het EU ETS een herzieningsvoorstel gepubliceerd3, waarover u per BNC fiche bent geïnformeerd (Kamerstuk 22 112, nr. 3201). In recital 39 wordt de intentie uitgesproken om meer duidelijkheid te scheppen over gemengde biogene en fossiele stromen van CO2. Dit zal waarschijnlijk ook juridische duidelijkheid gaan scheppen over CO2-toedeling. Finale zekerheid is er evenwel pas bij aanname van de benodigde uitvoeringsverordening die onder de ETS-richtlijn zal vallen.
Vraag 11

Zou het niet goed zijn om, gezien resterende barrièresrondom CO2-toedeling en de combinatie van CCS en CCU, de hoge subsidiebedragen voor CCS, en het belang van de energietransitie in de glastuinbouw, niet zinvol zijn om vanuit de overheid naast een faciliterende ook een meer pro-actieve rol te spelen om partijen bij elkaar te brengen? Waarom kiest u daar vooralsnog niet voor?

In de pilot CO2-toedeling zijn partijen bij elkaar gebracht en zijn barrières en oplossingsrichtingen verkend. Ik span mij samen met mijn collega’s in om barrières weg te nemen, o.a. door duidelijkheid te over de juridische kaders
De resterende barrière voor CO2-toedeling, namelijk inpassing van hogere drukfluctuaties door verschillen in dag- en nachtleveringen, ligt in het private domein. De betrokken bedrijven hebben de benodigde toegang tot bedrijfsvertrouwelijke gegevens, specialistische technische expertise en bevoegdheid om eventuele aanpassingen te doen aan de CO2-infrastructuur. Uiteindelijk zijn marktpartijen ook verantwoordelijk voor hun gehele bedrijfsvoering en de wijze waarop zij invulling geven aan reductie van CO2-emissies.
De Minister voor Klimaat en Energie en ikzelf roepen de betrokken marktpartijen op om hier gezamenlijk de schouders onder te zetten.
Vraag 12

Hoe ziet u de rol van CCU in combinatie met CCS? Acht u het zinvol om hierover een separate visie en/of roadmap op te stellen?

De levering aan de glastuinbouw als randvoorwaarde voor verduurzaming maakt onderdeel uit van de gesprekken met de sector in het kader van een nieuw convenant. Zo nodig kunnen daar ook afspraken in worden gemaakt om roadmap op te stellen. Hier komen we voor de zomer op terug.

2 december 2021 - 24 februari 2022

84 dagen

De gevolgen van een uitspraak van het Europees Hof voor de energietaken van de Autoriteit Consument en Markt (ACM)
	Henri Bontenbal (CDA)
	Dilan Yeşilgöz-Zegerius (minister justitie en veiligheid) (VVD)

Bronnen

1. https://www.acm.nl/nl/publicaties/uitspraak-europees-hof-heeft-gevolg…

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht «Uitspraak Europees hof heeft gevolgen voor de energietaken van de ACM»1 en de uitspraak die het Hof van Justitie van de Europese Unie op 2 september 2021 deed in een zaak over de onafhankelijkheid van de Duitse energietoezichthouder?

Ja.
Vraag 2

Wat is uw appreciatie van deze uitspraak en van het feit dat bepaalde regels op het gebied van energie volgens het Hof niet door de wetgever vastgesteld mogen worden, maar een taak zijn voor de onafhankelijke nationale regelgevende instantie van een lidstaat? Kunt u beschrijven welke regels wel en welke niet door de wetgever mogen worden vastgesteld?

Voor Nederland is het meest relevante onderdeel van de uitspraak van het Hof van Justitie van 2 september jongstleden het onderdeel inzake de tariefregulering. De uitspraak benadrukt onder andere dat de nationale wetgever geen beperkingen mag stellen aan de omvang van de bevoegdheden die de Europese richtlijnen voor elektriciteit en gas toekennen aan de nationale regulerende instanties (in Nederland de ACM) op het gebied van tarieven. Het gaat om vaststelling of goedkeuring van de transmissie- en distributietarieven of de berekeningsmethoden daarvoor. In beginsel mag de wetgever dus geen regels vaststellen die deze bevoegdheden inperken.
De uitspraak heeft met name implicaties voor de energieregelgeving in Duitsland en in mindere mate voor de energieregelgeving in Nederland. In Duitsland heeft de nationale wetgever historisch een grote rol ingenomen bij het vastleggen van regels inzake de tarieven en tariefregulering van netbeheerders. In Nederland worden de meeste regels hierover echter vastgesteld door de onafhankelijke toezichthouder ACM, via de zogenaamde tarievencodes voor elektriciteit en gas. Deze komen zonder betrokkenheid van de wetgever tot stand. Niettemin zijn op een select aantal punten in de Elektriciteitswet 1998 en de Gaswet door de wetgever regels gesteld inzake nettarieven en de tariefregulering, die niet verenigbaar zijn met de uitleg van het Hof van Justitie. Deze onderdelen zijn in beeld. Deze regels worden daarom niet overgenomen in het voorgenomen wetsvoorstel Energiewet. Het betreft onder meer voorschriften inzake de zogenaamde volumecorrectieregeling, het transporttarief voor invoeden van elektriciteit (geen zogenaamd producententarief), behandeling van kosten voor verwijdering van gasaansluitingen en bepaalde randvoorwaarden aan de wijze waarop ACM netbeheerders reguleert en hun toegestane inkomsten vaststelt.
Vraag 3

Wat is uw eerste inschatting van de gevolgen die deze uitspraak zal hebben voor Nederlandse regelgeving en de besluitvorming door de Autoriteit Consument en Markt (ACM)? Op welke termijn verwacht u deze gevolgen volledig in beeld te hebben?

Zie antwoord vraag 2.
Vraag 4

Op welke wijze zult u de Kamer informeren over de exacte gevolgen van deze uitspraak voor onder andere de Energiewet, tariefregulering, regels over aansluiting op en toegang tot nationale netten, en handhaving en de geschilbeslechting door de ACM?

De impact van de uitspraak op de tarieven en de tariefregulering van netbeheerders is hierboven beschreven en wordt verwerkt in het voorgenomen wetsvoorstel Energiewet. Wat betreft de regels over aansluiting op en toegang tot nationale netten is het belangrijkste gevolg dat de wetgever de termijn voor het realiseren van een aansluiting niet wettelijk mag voorschrijven, maar dat de ACM die moet vaststellen of goedkeuren. Zie hierover het antwoord op vraag 12.
De consequenties van de uitspraak voor de wetgeving zullen worden toegelicht in de memorie van toelichting bij de Energiewet. Ik verwacht het wetsvoorstel Energiewet eind 2022 aan uw Kamer aan te bieden. Ik zal uw Kamer in het voorjaar nog informeren over de inhoud van de Energiewet.
Vraag 5

Kunt u aangeven op welke punten de nieuwe Energiewet in lijn is of wordt gebracht met deze uitspraak van het Europese Hof?

Zie antwoord vraag 4.
Vraag 6

Klopt de stelling dat deze uitspraak ook impliceert dat de regering en ook de Kamer zich niet had mogen bemoeien met het verwerken van de kosten van de verwijdering van een gasaansluiting in de tarieven en ook niet met de volumekortingen die eerder zijn geïntroduceerd voor grote elektriciteitsverbruikers, maar dat dit een taak had moeten zijn voor de ACM?

Dat is achteraf beschouwd juist. Om deze reden worden de voorschriften rond de transporttarieven voor elektriciteit, waaronder de volumecorrectieregeling, en de kosten van de verwijdering van gasaansluitingen niet overgenomen in het voorgenomen wetsvoorstel Energiewet.
Er bestond in het verleden een breed gedeelde overtuiging dat er sprake was van een gedeelde verantwoordelijkheid tussen lidstaten en toezichthouders voor vaststelling van regels binnen dit domein. Deze overtuiging bestond ook in andere lidstaten dan Nederland en Duitsland: in diverse Europese lidstaten zijn in uiteenlopende mate door overheden regels gesteld inzake de tariefregulering en de tarieven. Ook bestaat er een select aantal punten in het Europees-wettelijke kader waarin lidstaten een directe verantwoordelijkheid krijgen toegekend om elementen van de tariefregulering vast te stellen.
Vraag 7

Wat zijn (op korte en langere termijn) de gevolgen van de uitspraak voor de kosten voor het verwijderen van gasaansluitingen in de tarieven? Verwacht u dat de ACM na 2022 wel aanpassingen zal doorvoeren? Wordt het ingezette beleid hiermee teruggedraaid?

Op de korte termijn is er geen effect op de genoemde aspecten. De uitspraak van het Hof heeft geen gevolgen voor de rechtsgeldigheid van de tariefbesluiten die de ACM voor 2022 heeft vastgesteld. Datzelfde geldt voor de door de ACM vastgestelde tariefstructuren in de tarievencodes voor elektriciteit en gas. Hierin is bijvoorbeeld de wijze van verdeling van kosten voor het verwijderen van aansluitingen verwerkt. De ACM beraadt zich momenteel op eventuele toekomstige aanpassingen aan de tariefstructuren en de tariefregulering van de netbeheerders2. De ACM zal daarbij de Europese wettelijke kaders toepassen. De uitspraak van het Hof betekent niet dat de ACM deze voorschriften niet uit eigen beweging mag blijven hanteren, zolang dat past binnen de Europese kaders. De ACM zal zelfstandig en onafhankelijk hierover moeten besluiten.
Vraag 8

Wat zijn (op korte en langere termijn) de gevolgen van de uitspraak voor de volumekortingen die netbeheerders op basis van de volumecorrectieregeling aan de energie-intensieve industrie geven?

Zie antwoord vraag 7.
Vraag 9

Klopt het dat de volumecorrectieregeling in toenemende mate gebruikt wordt voor het sluitend krijgen van de businesscase van nieuwe hyperscale datacenters? Vindt u dat wenselijk?

Elke aangeslotene met een voldoende hoog elektriciteitsverbruik en voldoende vlak afnamepatroon kan in aanmerking komen voor de volumecorrectieregeling. Ik heb geen inzicht in het exacte aantal en type aangeslotenen dat in aanmerking komt voor de volumecorrectieregeling en of (hyperscale) datacenters daar in toenemende mate gebruik van maken. Het is bekend dat datacenters relatief veel elektriciteit verbruiken en elektriciteit ook vaak stabiel afnemen. In algemene zin acht ik het daarom waarschijnlijk dat sommige (hyperscale) datacenters in aanmerking komen voor de volumecorrectieregeling. In algemene zin acht ik het echter onwaarschijnlijk dat dit een grote impact heeft op de businesscase van datacenters: de nettarieven maken een zeer gering deel uit van de totale elektriciteitsrekening van grootverbruikers.
Vraag 10

Klopt het dat de volumecorrectieregeling de flexibele afname van elektriciteit door grote verbruikers afremt? Past deze regeling dan nog wel bij het duurzame energiesysteem van de toekomst waarin juist flexibiliteit een belangrijke asset is?

De volumecorrectie regeling beloont aangeslotenen met een stabiel afnamepatroon. Inzet van flexibiliteit door een gebruiker, voor zover deze een afnamepatroon grilliger maakt, kan in dat geval leiden tot een verminderde toepassing van de volumecorrectie. In generieke zin ontmoedigt de regeling dus niet de inzet van flexibiliteit, maar onder bepaalde omstandigheden kan de regeling wel op die manier uitwerken. Het toewijzen van netkosten op basis van kostenveroorzaking en het stimuleren van flexibiliteit betreffen verschillende doelstellingen van de tarievenstructuur die niet altijd met elkaar verenigbaar zijn.
Bij de voorbereiding van eventuele aanpassingen van de nettarievenstructuur kan de ACM ook kijken naar de impact daarvan op de inzet van flexibiliteit. Momenteel vindt onder leiding van de gezamenlijke netbeheerders een verkenning plaats van eventuele aanpassing van de nettarieven van grootverbruikers, waar dit aspect ook een onderdeel van is.
Vraag 11

Wat betekent de uitspraak voor de wijze waarop de kosten van het aansluiten van offshore windparken verrekend mogen worden door Tennet, onder andere voor de zogenaamde «fase 2» van de windparken die nog gebouwd moeten worden?

De uitspraak verandert niets aan de huidige regeling hiervan. De wetgever kan nog steeds de keuze maken om de kosten van de netbeheerder op zee voor het net op zee te vergoeden door een subsidie te verstrekken of door deze (deels) in rekening te brengen bij andere netbeheerders. Het voornemen is om in het voorgenomen wetsvoorstel Energiewet op te nemen dat de kosten van het net op zee door een subsidie kunnen worden bekostigd en/of door de netbeheerder op zee in rekening gebracht kunnen worden bij andere netbeheerders voor elektriciteit op land. De uitleg van het Hof van Justitie staat een hier niet aan in de weg, omdat dit niet om tarieven gaat. Wel betekent de uitleg dat de wetgever geen nadere regels kan stellen over de wijze waarop de netbeheerders op land de bij hun in rekening gebrachte kosten verwerken in de tarieven voor hun aangeslotenen. Dat valt duidelijk binnen het exclusieve domein van de toezichthouder.
Vraag 12

Klopt het dat de wetgever de aansluittermijn van 18 weken niet in de wet had mogen vastleggen? Wat vindt u van het feit dat de regering en de politiek geen invloed meer hebben op de aansluittermijnen van netbeheerders? Op welke wijze kunnen netbeheerders voldoende geprikkeld blijven worden om op tijd en kosteneffectief aansluitingen te realiseren?

Voor wat betreft het vastleggen van aansluittermijnen is overigens ook een eerdere uitspraak van het Hof in een zaak tussen de Europese Commissie en België van december 2020 relevant.
De uitspraak betekent dat de ACM in plaats van de wetgever de termijnen voor het realiseren van aansluitingen zal moeten vaststellen of goedkeuren en daarbij moet zorgen dat wordt voldaan aan de Europese beginselen. Dit kan als onderdeel van de voorwaarden voor aansluiting in de zogenaamde technische codes die ACM op basis van de Elektriciteitswet 1998 en de Gaswet vaststelt. De ACM is op dit moment bezig met de voorbereiding van een codewijzing over redelijke termijnen voor het realiseren van aansluitingen door netbeheerders. Op deze wijze blijven de netbeheerders voldoende geprikkeld om op tijd en kosteneffectief aansluitingen te realiseren.
Vraag 13

Kunt u een overzicht geven van de gemiddelde doorlooptijden in de afgelopen vijf jaar van het realiseren van nieuwe aansluitingen door de netbeheerders, gespecifieerd naar verschillende type aansluitingen?

Nee, ik beschik niet over een dergelijk gedetailleerd overzicht. De ACM is afgelopen jaren veel en actief met netbeheerders in gesprek is geweest over de ontwikkeling van de doorlooptijden voor het realiseren van (nieuwe) aansluitingen. In het kader van bovengenoemde codewijzing is de ACM van plan om een uitvraag te doen naar de gerealiseerde aansluittermijnen in de afgelopen jaren.

10 november 2021 - 23 november 2021

13 dagen

Het bericht 'Kabinet maakt reuzendraai: stopt toch met financieren fossiele brandstofprojecten in het buitenland'
	Henri Bontenbal (CDA), Mustafa Amhaouch (CDA), Silvio Erkens (VVD), Jan Klink (VVD)
	Dilan Yeşilgöz-Zegerius (staatssecretaris economische zaken) (VVD), de Th. Bruijn

Bronnen

1. Volkskrant, 8 november 2021 (https://www.volkskrant.nl/nieuws-achterg…

Vraag 1

Wat is de geschatte impact van het tekenen van de COP26-verklaring voor het in lijn brengen van internationale overheidssteun met de groene-energietransitie? Waarom is er gekozen voor eind 2022? Wie hebben nog meer getekend? Hebben de Wereldbank en het Internationaal Monetair Fonds (IMF) ook getekend?1

Nederland heeft een relatief groot aandeel aan fossiele energie gerelateerde projecten in de portefeuille van de exportkredietverzekering (ekv). Het is duidelijk dat in de mondiale transitie van fossiele naar duurzame energie, in lijn met de doelen van het Klimaatakkoord van Parijs, deze fossiele activiteiten zullen worden afgebouwd en kansen verschuiven naar duurzame energie. Het ondertekenen van de verklaring betekent een versnelling van deze verschuiving. Het kabinet zal in 2022 werken aan nieuw beleid voor het beëindigen van internationale overheidssteun aan de fossiele energie sector, in het bijzonder voor wat betreft de ekv. De inzet is om dit beleid voor eind 2022 te implementeren.
De COP26-verklaring ziet o.a. toe op het richten van het buitenlandinstrumentarium op schone energie en de rol die de private sector daarin kan spelen, alsmede het beëindigen van nieuwe directe overheidssteun voor de internationale unabated (in het Nederlands «ongemitigeerd») fossiele energie sector voor het einde van 2022, met uitzondering van beperkte en duidelijk gedefinieerde omstandigheden die consistent zijn met 1,5°C opwarming en de doelen van het Klimaatakkoord van Parijs. De opstellers van de verklaring hebben voor een ambitieuze datum gekozen, waarbij er ruim één jaar tijd is voor de implementatie van het nieuwe beleid.
Op dit moment hebben 39 landen en instellingen de verklaring ondertekend.2 Het is mogelijk dat meer landen en organisaties op een later moment alsnog de verklaring zullen ondertekenen. Vanuit het perspectief van een gelijk speelveld wordt hier een goede stap gezet, omdat een aantal concurrerende landen met grote exportkredietportefeuilles getekend heeft, zoals het Verenigd Koninkrijk, Canada, Duitsland, Frankrijk, België, Italië, en de Verenigde Staten. Tegelijkertijd ontbreken belangrijke Aziatische (Japan, Zuid-Korea) en BRIC-landen3 die verantwoordelijk zijn voor een groot deel van de internationale publieke financiering van fossiele projecten. Nederland zet zich in dat zoveel mogelijk landen mee tekenen.
De Wereldbankgroep en het IMF hebben vooralsnog niet getekend, wel hebben andere financiële instellingen zoals de Europese Investeringsbank (EIB), en de Financieringsmaatschappij voor Ontwikkelingslanden N.V. (FMO) getekend.
Vraag 2

Hoeveel bedrijven worden hierdoor geraakt en wat betekent dit voor de directe en indirecte werkgelegenheid? Hoe groot is de economische waarde van de geraakte activiteiten voor deze bedrijven? Wat betekent dit besluit voor de reeds lopende exportkredietverzekeringen gerelateerd aan fossiel?

Op basis van de door Atradius Dutch State Business (ADSB) ontwikkelde methodiek fossiel, waarover uw Kamer is geïnformeerd via de Monitor Exportkredietverzekeringen 2020, is inzichtelijk gemaakt welke transacties gerelateerd zijn aan de fossiele waardeketen.4 Uitgangspunt van de analyse is de totale verzekeringsportefeuille (fossiel en niet-fossiele transacties, t/m 31-12-2020) van de ekv met een omvang van 18,8 miljard euro aan netto reëel obligo. Dit betreft lopende polissen en dekkingstoezeggingen op het moment van meten.
Op basis van het obligo (totaal aan uitstaande verplichtingen) per 31-12-2020 is 26% van de portefeuille geclassificeerd als fossiel, met een ekv gedekte-exportwaarde van EUR 4,8 mld. Het CBS berekende in 2021 dat de ekv in de periode 2018–2020 heeft bijgedragen aan 5.900 arbeidsjaren door het verzekeren van fossiele transacties.5 In die periode hebben fossiele transacties via de publieke ekv dus gemiddeld bijgedragen aan 1.967 banen per jaar. Reeds afgegeven polissen en dekkingstoezeggingen gerelateerd aan fossiele projecten worden niet beïnvloed door ondertekening van de COP-26 verklaring.
Vraag 3

Wat gaat het kabinet doen om deze bedrijven te ondersteunen in de overgang van fossiele projecten naar nieuwe (duurzame) projecten? Hoe gaat het kabinet waarborgen dat deze bedrijven blijven concurreren op een gelijk speelveld?

Het bedrijfsleven toont zich al langere tijd welwillend om mee te denken over een geleidelijke afbouw van ekv-steun aan fossiele projecten en heeft daarbij gewezen op de rol die aanvullend overheidsbeleid zou kunnen spelen om verlies aan banen en export te mitigeren. De eventuele mogelijkheden en modaliteiten zullen het komend jaar nader onderzocht en uitgewerkt worden in samenwerking met het bedrijfsleven in de betrokken sectoren. Op exportmarkten blijft het belangrijk om het bedrijfsleven in de energietransitie te ondersteunen met economische diplomatie (handelsmissies kabinet, dienstverlening door ambassades en een optimaal instrumentarium van de RVO). Het groene verzekeringsaanbod van ADSB kan een belangrijke rol vervullen bij de stimulering van groene export. Daarnaast biedt Invest International, met een kernkapitaal van EUR 833 mln en een doelstelling om met investeringen bij te dragen aan oplossingen voor wereldwijde maatschappelijke vraagstukken, ook mogelijkheden bij het financieren van duurzame projecten van Nederlandse bedrijven in het buitenland.
Het is van groot belang voor een gelijk speelveld dat zoveel mogelijk andere landen de COP26-verklaring ondertekenen, vooral in Azië waar grote concurrenten van de Nederlandse sectoren zich bevinden. Het kabinet is ervan overtuigd dat de richting onvermijdelijk is, maar het tempo tussen landen nog teveel verschilt. Door een actieve Nederlandse inzet in internationale fora, samen met de COP26-ondertekenaars en de coalitie Export Finance for Future (E3F), zullen we ons inzetten zoveel mogelijk landen te overtuigen van de noodzaak om het tempo van de energietransitie te versnellen en hun publieke exportsteun in lijn te brengen met de klimaatdoelen. In het belang van het gelijk speelveld zet het kabinet zich verder in voor een gelijke interpretatie van de COP26 verklaring. Nu alle landen van E3F-coalitie de verklaring hebben getekend, is het de inzet van het kabinet om E3F mede te benutten als forum voor de implementatie van deze verklaring voor zover het de ekv-gerelateerde aspecten ervan betreft.
Vraag 4

Welke kansen ziet het kabinet voor bedrijven die de overstap van fossiele projecten naar duurzame projecten versneld moeten maken? Hoe ziet zij de kans dat de buitenlandse investeringen van Nederlandse bedrijven groeien of in ieder geval gelijk blijven met deze stap?

De transitie naar een klimaatneutrale economie is uitdagend, maar biedt ook veel kansen voor nieuw duurzaam verdienvermogen en werkgelegenheid. Nederland heeft de ambitie en de kans om de (Europese) vestigingsplaats te zijn voor duurzame industrie. Belangrijke randvoorwaarden hiervoor zijn aanwezig: van een hoogopgeleide technische beroepsbevolking tot een gunstige geografische ligging voor verhandeling en transport van industriële grondstoffen en goederen. Dit heeft ook zijn weerslag op internationale verdienkansen, bijvoorbeeld in de aanleg van offshore windparken in het buitenland. In nauw overleg met het bedrijfsleven moet in kaart worden gebracht wat de kansrijke groene groeimarkten zijn en hoe de overheid Nederlandse bedrijven kan ondersteunen om deze exportkansen te verzilveren.
Vraag 5

Welke subsidie- en financieringsinstrumenten zijn er beschikbaar om de versnelde transitie naar duurzame energie en innovatieve technologieën te ondersteunen? Zijn de bestaande instrumenten passend of worden deze aangepast? Hoeveel middelen verwacht het kabinet hiervoor nodig te hebben?

Groene export komt mede tot stand door een succesvolle groene transitie in Nederland, waar een goed klimaat heerst voor de ontwikkeling van groene technieken. Om de ontwikkeling van export te stimuleren is een aantal aanpassingen van het ekv-instrumentarium doorgevoerd. Investeringen in vergroening door bijvoorbeeld nieuwe technologieën zijn vaak een stuk risicovoller. Door verruiming van het acceptatiebeleid van risicovolle transacties en dekking van «indirecte» groene transacties wordt het eenvoudiger gemaakt voor exporteurs om een lening te krijgen voor groene investeringen, en daarmee wordt het vergroeningsproces versneld. Ook zal de nieuwe staatsdeelneming Invest International zich sterk richten op stimulering van groene exporttransacties door Nederlandse bedrijven.
Het kabinet blijft werken aan mogelijkheden om bedrijven verder te ondersteunen bij groene exporttransacties. Hierbij zijn ook internationale kaders voor exportkredietverzekeringen relevant, beschreven in het OESO-Arrangement. Zo zijn groene projecten vaak nog duurder, en hebben daarom in de financiering baat bij langere looptijden. Binnen de EU en de OESO spant Nederland zich in voor aanpassingen in het Arrangement om projecten met langere looptijden in verzekering te kunnen nemen.
Vraag 6

Deelt het kabinet de mening dat een nationale financieringsstrategie voor internationale klimaatmitigatieprojecten en -adaptatieprojecten moet worden opgezet? Wat is het kabinet van plan om op dit vlak te doen?

Het staande klimaatfinancieringsbeleid van het kabinet is beschreven in de beleidsnota «Investeren in perspectief»6 en diverse aanvullende kamerbrieven, waaronder «financieren in perspectief, kansen pakken, resultaten boeken».7 De kamer wordt jaarlijks geïnformeerd over de planning van klimaatfinanciering middels de nota Homogene Groep Internationale Samenwerking (HGIS).
Het kabinet is altijd bereid om met een positieve grondhouding naar voorstellen te kijken die het huidige beleid kunnen versterken.
Vraag 7

Hoe ziet het kabinet de vergroening van de exportkredietverzekering voor zich? Hoe kan dit voor bedrijven makkelijker en goedkoper worden gemaakt?

Het kabinet heeft reeds verschillende maatregelen genomen om de ekv te vergroenen. Allereerst, zijn er meetmethodieken ontwikkeld waardoor er beter inzicht is in het aandeel groen en fossiel in de ekv-portefeuille. Daarnaast zijn er ruimere dekkingsmogelijkheden voor groene transacties en is een pilot gestart voor de acceptatie van risicovollere groene transacties (Kamerstuk 26 485, nr. 338, 16 november 2020). Ook is ingezet op het verzekeren van fondsen met een specifieke focus op klimaatgerelateerde projecten zoals Climate Investor One.
Vraag 8

Wanneer zullen de gesprekken met betrokken stakeholders, waarmee het kabinet heeft aangegeven in overleg te gaan, plaatsvinden en hoe wordt de Kamer hierin betrokken en over geïnformeerd?

In 2022 zal het kabinet werken aan nieuw beleid voor het beëindigen van internationale overheidssteun aan de fossiele energiesector, in het bijzonder voor wat betreft de exportkredietverzekering. De inzet is om dit beleid voor eind 2022 te implementeren. Het komende jaar zal dus benut worden om met de betrokken sectoren tot een zorgvuldige implementatie te komen. De gesprekken hierover zijn, gezien de ambitieuze deadline van eind 2022, reeds gestart en zullen zo snel mogelijk worden verdiept en voortgezet. De Kamer zal over de uitkomsten hiervan worden geïnformeerd.
Vraag 9

Kan het kabinet deze vragen beantwoorden voorafgaand aan de begrotingsbehandeling van Buitenlandse Handel en Ontwikkelingssamenwerking?

Ja.

3 november 2021 - 14 december 2021

41 dagen

Het bericht ‘Welkom Energie officieel failliet: gedupeerde klanten zien kans op compensatie slinken’.
	Henri Bontenbal (CDA)
	Dilan Yeşilgöz-Zegerius (staatssecretaris economische zaken) (VVD)

Bronnen

1. AD, 29 oktober 2021, Welkom Energie failliet: klanten zien kans op co…

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht «Welkom Energie officieel failliet: gedupeerde klanten zien kans op compensatie slinken»?1

Ja.
Vraag 2

Klopt het dat de 90.000 klanten van deze kleine energieleverancier honderden euro’s dreigen te verliezen, omdat zij bijvoorbeeld te veel betaalde termijnbedragen niet terug zullen krijgen? Wat betekent voor deze klanten de overstap naar een nieuwe energieleverancier?

Laat ik vooropstellen dat ik het uitermate vervelend vind wanneer consumenten geconfronteerd worden met het faillissement van hun energieleverancier, zowel voor wat betreft de onzekerheid die hen dit geeft ten aanzien van de energielevering als ten aanzien van de onzekerheid over eventuele financiële gevolgen. Ik ga in onderstaand antwoord eerst in op de gevolgen die consumenten ondervinden van het faillissement en als tweede in op de gevolgen die consumenten ondervinden van de overstap naar een nieuwe energieleverancier.
Ten eerste heeft een faillissement financiële gevolgen voor de consument, maar geen gevolgen voor de leveringszekerheid van consumenten, die is te allen tijde gewaarborgd. Het is wettelijk gegarandeerd dat de klanten van de wegvallende leverancier voorzien zijn van energie.2 De financiële gevolgen vloeien voort uit het wettelijk systeem van faillissementen, want bij een faillissement van een energiebedrijf gelden dezelfde regels als bij een faillissement van elk ander bedrijf, zoals bepaald in het Burgerlijk Wetboek en de Faillissementswet. De volgorde van uitbetaling van vorderingen aan schuldeisers is wettelijk bepaald. Het uitgangspunt in het Burgerlijk Wetboek (BW) is de «paritas creditorum». Dat betekent dat alle schuldeisers in beginsel hetzelfde recht hebben op een gelijke vergoeding uit de netto opbrengst van de boedel, naar evenredigheid van hun vordering, tenzij de wet iets anders heeft geregeld, bijvoorbeeld door een bepaalde schuld voorrang te geven. Een consument is volgens de wet een «concurrent schuldeiser». Concurrente schuldeisers worden uitbetaald nadat onder meer de boedelvorderingen (bv. salariskosten van curator, taxatiekosten), zekerheidsgerechtigde schuldeisers (pand- en hypotheekhouders) en vorderingen van schuldeisers met preferente vorderingen zoals de Belastingdienst zijn betaald. Consumenten krijgen betaald naar verhouding van de omvang van hun openstaande vordering bij hun failliete leverancier.
Als de energieleverancier die failliet is gegaan, de consument nog gelden schuldig is, bijvoorbeeld te veel betaalde voorschotbedragen, een eventuele waarborgsom of een cash-back bonus, dan zijn deze gelden onderdeel van de failliete boedel.
Afhankelijk van de hoogte van betaalde termijnbedragen, een eventuele waarborgsom, de hoogte van het verbruik, het moment van de jaarafrekening en het moment van het faillissement is het mogelijk dat de consument meer heeft betaald dan voor het verbruik benodigd zou zijn geweest. Meerdere variabelen zijn hierop van invloed en daarom zullen er bij faillissementen altijd consumenten zijn die meer financieel verlies lijden en er zullen altijd consumenten zijn die minder financieel verlies leiden.
Uiteindelijk is het de curator die bepaalt hoe de financiële afhandeling wordt gedaan op basis van de Faillissementswet. Uit het eerste verslag van de curator blijkt dat hij bezig is met het in kaart brengen van de verschillende schulden en baten.3 Op basis daarvan en aan de hand van de in de wet bepaalde volgorde zal worden bepaald of consumenten nog gelden terugkrijgen, en zo ja hoeveel. Hier kan ik geen uitspraken over doen.
De beschreven systematiek geldt niet alleen bij het faillissement van een energieleverancier, deze systematiek geldt breed voor alle faillissementen in Nederland. Dit veranderen zou een forse wijziging van het systeem en een aantal wetten eisen, onder andere de Faillissementswet, het Burgerlijk Wetboek en de Invorderingswet.
Om op de korte termijn een verschil te maken voor consumenten, zie ik meer mogelijkheden bij het specifieke wettelijke kader voor toezicht op energieleveranciers. Naar aanleiding van de ontwikkelingen op de markt ben ik in gesprek met ACM en leveranciers om te kijken of het wettelijk kader voor toezicht van ACM robuust genoeg is. Het is een gezamenlijke opdracht om te zorgen dat de energieleveranciers voldoende kwaliteit, klantgerichtheid en risicomanagement hebben om de verwachtingen van consumenten te kunnen waarmaken. Klanten moeten er vanuit kunnen gaan dat hun leverancier voldoende financiële middelen heeft om de inkoop voor energie ook bij hogere marktprijzen te kunnen garanderen.
Ik wil onderzoeken of het wenselijk en mogelijk is om hier nadere eisen aan te stellen en zo ja, welke eisen het doel het beste bereiken en goed uitvoerbaar zijn voor zowel energieleveranciers als de ACM. Daarbij moet ook onderzocht worden wat de gevolgen zouden kunnen zijn op de prijsvorming en op de mogelijkheid voor nieuwe leveranciers om tot de markt toe te treden. Bij dit onderzoek wil ik tevens de mogelijkheden onderzoeken om de positie van consumenten bij faillissementen te verbeteren. Ik zal dit door een externe partij laten onderzoeken, in goed overleg met de ACM en de leveranciers. Indien dit leidt tot wijzigingen in de wetgeving, zal ik uw Kamer informeren. Zie hierover ook het antwoord op vraag 3.
Naast de beschreven financiële gevolgen voor een consument van een faillissement van een energieleverancier, is een ander nadelig gevolg dat consumenten te maken krijgen met een nieuw energiecontract en dus nieuwe voorwaarden. De huidige ontwikkelingen op de energiemarkt uiten zich helaas in stijgende energietarieven. Ook voor (nieuwe) klanten bij Eneco is het maandbedrag hoger, aangezien Eneco in oktober tegen de hogere prijzen energie voor de nieuwe klanten heeft moeten inkopen.
In de brief naar aanleiding van motie Omtzigt c.s. bij de derde termijn van de Algemene Financiële Beschouwingen inzake energieleveranciers (Kamerstuk 34 552, nr. 38) heb ik uiteengezet waarom de precieze omvang van de hogere kosten voor de consumenten van Welkom Energie verschilt per individuele klant en niet algemeen vast te stellen is. De casus van Welkom Energie laat zien dat individuele compensatie zeer ingewikkeld is en veel tijd zou kosten, met als gevolg dat de consumenten lang zouden moeten wachten op enige compensatie. Dat is niet in het belang van de consument en juist daarom heeft het kabinet gekozen voor de generieke en snelle ingreep op de energierekening door het verlagen van de belastingen voor iedereen. De door het kabinet voorgestelde aanpassing van de energiebelastingen gaat per 1 januari 2022 in, maar Eneco heeft de verlaging al doorberekend in de voorschotten die deze klanten betalen. Daarmee wordt uiteraard niet de gehele stijging voor deze huishoudens gecompenseerd, ook niet voor de klanten van Welkom Energie, maar het is wel een substantiële compensatie.
Vraag 3

Op welke manier beschermt de overheid consumenten voor te hoge prijsstijgingen op de energierekening en een faillissement van de energieleverancier? Is deze consumentenbescherming, gelet op de huidige situatie, naar uw mening nog voldoende? In hoeverre mag van consumenten verwacht worden dat zij alle consequenties overzien van de energiecontracten die zij sluiten?

De Europese Unie heeft eind jaren negentig gekozen voor een vrije energiemarkt voor elektriciteit en gas (eerste liberaliseringsrichtlijn voor energie). Ook in Nederland zijn energieleveranciers actief op een vrije markt, waarin sprake is van onderlinge concurrentie. Inherent aan deze concurrerende omgeving is de toe- en uittreding van energieleveranciers, waarbij faillissementen helaas kunnen voorkomen.
Het voordeel van een vrije markt is dat consumenten zelf energietarieven kunnen vergelijken, keuzevrijheid hebben uit verschillende energieleveranciers en dat energieleveranciers innoveren in producten, dienstverlening en soort energie die aangeboden wordt (bijvoorbeeld hernieuwbare elektriciteit, hernieuwbare elektriciteit uit Nederland etc.). Zo kan elk huishouden zelf vrij kiezen van welke leverancier en tegen welke voorwaarden hij/zij elektriciteit en gas wil afnemen, waaronder de keuze voor grijze of hernieuwbare elektriciteit, de keuze voor vaste of variabele prijzen, de keuze voor een kort of lang lopend contract en de keuze om te wisselen van energieleverancier.
In deze energiemarkt worden energieprijzen door leveranciers doorberekend aan consumenten. Consumenten kunnen kiezen voor vaste of variabele tarieven en voor een kort of lang lopend contract. De overheid beschermt consumenten niet tegen prijsstijgingen, zoals dat ook voor prijsstijgingen van andere producten en diensten niet gebruikelijk is. Sinds afgelopen zomer is er echter sprake van een uitzonderlijke situatie op de gasmarkt. De energieprijzen, en in bijzonder die van gas, zijn de afgelopen maanden fors gestegen. Het kabinet ziet dat deze situatie onzekerheid oplevert, omdat huishoudens en ondernemers zich zorgen maken of de prijzen blijven stijgen en of ze hun energierekening nog kunnen betalen. Het kabinet erkent deze zorgen en heeft daarom besloten om dit jaar, eenmalig, de energiebelastingen aan te passen om een lastenverlichting te realiseren.
De ACM controleert of energieleveranciers kunnen voldoen aan de eisen voor leveringszekerheid en monitort in dat kader de financiële positie van energieleveranciers. Zij doet dit jaarlijks in oktober en vanwege de huidige marktomstandigheden dit jaar al in september, en kijkt daarbij een jaar vooruit. Door het gehele jaar heen voert ACM risico georiënteerd toezicht. Zo kijkt de ACM bijvoorbeeld met de coronacrisis en nu de hoge gasprijzen in hoeverre dergelijke crises invloed hebben op de betrouwbaarheid van de levering door de leveranciers. Daarnaast monitort de ACM de organisatorische, technische en financiële vereisten voor energieleveranciers blijvend, hetgeen ook dient ter bescherming van consumenten. Als ACM problemen signaleert, zal ze in nauwer contact met de onderneming te treden en zich in het uiterste geval voor te bereiden op de procedures rond eventuele faillissementen of intrekking van de leveringsvergunning voor het leveren aan huishoudens en klein-zakelijke afnemers. Het behoort niet tot de taak van ACM om faillissementen te voorkomen en dit ligt ook niet binnen de mogelijkheden van ACM. De taak van ACM is om de leveringszekerheid te borgen, met andere woorden om te zorgen dat consumenten niet zonder elektriciteit en gas komen te zitten.
In aanvulling op het huidige toezicht, werk ik aan een scherper wettelijk kader voor toezicht en scherpere eisen aan energieleveranciers, bijvoorbeeld de verplichting tot aanlevering van accountantsverklaringen en een expliciete meldplicht bij wijziging in organisatorische, financiële en administratieve kwaliteiten bij de onderneming.
De aanscherpingen zijn opgenomen in het voorstel voor een nieuwe Energiewet, welk wetsvoorstel momenteel voorligt bij betrokken toezichthouders voor een uitvoerbaarheids- en handhaafbaarheidstoets en zal na advisering door de Raad van State in 2022 naar uw Kamer worden gestuurd.
Deze periode van hoge prijzen voor gas en elektriciteit vormt een grote opgave voor alle leveranciers en voor het systeem van Nederland. We zien dat meerdere energieleveranciers failliet zijn gegaan en dat dit grote nadelige gevolgen voor consumenten heeft. Zoals uiteengezet in het antwoord op vraag 2, vind ik het dan ook belangrijk – gezien de faillissementen dit jaar en de nadelige financiële gevolgen voor consumenten – om nader te onderzoeken of het wenselijk en mogelijk is nadere eisen te stellen aan de financiële positie van de energieleveranciers om zo de kans te verkleinen dat faillissementen zich voordoen. Bij dit onderzoek wil ik tevens de mogelijkheden onderzoeken om de positie van consumenten bij faillissementen te verbeteren, in aanvulling op de uitkomsten van het bovenstaande onderzoek. Als aangekondigd, zal ik dit door een externe partij laten onderzoeken, in goed overleg met de ACM en de leveranciers. Indien dit leidt tot wijzigingen in de wetgeving, zal ik uw Kamer informeren.
Tot slot ga ik in op de vraag in hoeverre consumenten de consequenties van energiecontracten kunnen overzien. De leveranciers hebben de verplichting consumenten te informeren over hun rechten alvorens zijn een energiecontract afsluiten. Het is momenteel wettelijk geborgd dat consumenten voordat zij hun contract sluiten op de hoogte worden gebracht van de belangrijkste aspecten van het leveringscontract. Hieronder valt niet alleen de prijs en prijs per factuurperiode, maar ook de duur van de overeenkomst, of de overeenkomst automatisch verlengd wordt, en informatie over opzeggen van het contract. De nieuwe Elektriciteitsrichtlijn die in het wetsvoorstel van de Energiewet wordt geïmplementeerd, bevat extra eisen ten opzichte van de huidige wettelijke regels, bijvoorbeeld een samenvatting van het contract en opname van de einddatum van het contract in de factuur en factureringsinformatie.
Ook stelt de Elektriciteitsrichtlijn eisen aan prijsvergelijkingsinstrumenten zodat de consument op transparante wijze van informatie wordt voorzien om hem in staat te stellen het contract te kiezen dat het beste bij hem past.
Daarnaast biedt ACM Consuwijzer onafhankelijke informatie over het aangaan en opzeggen van contracten. Met de recente verhoging van de energieprijzen ziet de ACM de informatiebehoefte van consumenten veranderen. Daarom geeft de ACM onder andere via het loket van ACM ConsuWijzer meer voorlichting over leveringszekerheid en de rechten die consumenten hebben bij het aangaan en opzeggen van hun contract.
Vraag 4

Is het mogelijk dat een aantal energieleveranciers, zijnde de zogenaamde «prijsvechters», te grote risico’s heeft genomen in de contractering van nieuwe klanten en contracten op de energiemarkten? Kan het zijn dat deze prijsvechters gegokt hebben op lage elektriciteitsprijzen op de spotmarkten en nu de rekening gepresenteerd krijgen, en dat de klanten hier nu de dupe van zijn? Hoe waardeert u dit gedrag en bent u bereid maatregelen te treffen zodat energieleveranciers prudent inkoopbeleid hebben?

De markt voor levering van energie aan kleinverbruikers is een vrije markt. Dat betekent onder meer dat energieleveranciers die voldoen aan de vergunningvereisten, vrij zijn in hun keuzes in bedrijfsvoering. Dit vergroot de concurrentie op de markt en leidt tot meer keuze en betere prijzen voor consumenten. Inherent aan deze concurrerende omgeving is de toe- en uittreding van energieleveranciers, waarbij de uittreding onder meer kan worden veroorzaakt door een faillissement.
In mijn brief naar aanleiding van motie Omtzigt c.s. naar aanleiding van de derde termijn van de Algemene Financiële Beschouwingen inzake energieleveranciers (Kamerstuk 29 023, nr. 275) ben ik ingegaan op de onafhankelijke rol van toezichthouder ACM op de energiemarkt en de wijze waarop zij deze rol vervult, ook specifiek ten aanzien van het financiële toezicht. Zo heeft ACM dit jaar in het jaarlijkse informatieverzoek leveranciers gevraagd te beschrijven welke inkoopstrategie ze hanteren. Hiermee verkrijgt ACM inzicht in de inkoopstrategie van energieleveranciers die kan worden gebruikt om extra duiding te geven aan de financiële cijfers (zo zou een partij met beperkte liquide middelen extra risico lopen als zij een risicovolle inkoopstrategie hanteert, waardoor ACM gerichter en uitgebreider kan doorvragen).
Zoals ik in het antwoord op vraag 2 heb aangekondigd, wil ik een externe partij onderzoek laten doen, in goed overleg met de ACM en de leveranciers. Het onderwerp van prudent inkoopbeleid kan bij dit onderzoek worden meegenomen. Indien dit leidt tot wijzigingen in de wetgeving, zal ik uw Kamer informeren.
Vraag 5

Deelt u de mening dat er strengere regels zouden moeten zijn voor (nieuwe) energieleveranciers met betrekking tot het aanhouden van financiële buffers, net zoals dat bij banken het geval is? Op welke wijze zou een dergelijk voorschrift vorm gegeven kunnen worden?

De ACM houdt toezicht op energieleveranciers die leveren aan huishoudens en klein zakelijke afnemers. Leveranciers moeten beschikken over een vergunning die zij aanvragen bij ACM. De ACM toetst of de leverancier op een betrouwbare wijze en onder redelijke tarieven en voorwaarden energie kan leveren aan huishoudens en klein-zakelijke afnemers. De ACM toetst of de leverancier de consument goed kan bedienen: de leverancier moet beschikken over de benodigde organisatorische, financiële en technische kwaliteiten. Met deze eisen is bedoeld te voorkomen dat energieleveranciers zich te lichtvaardig aanmelden voor deze taak en bijvoorbeeld onvoldoende kennis hebben van de energiemarkt.
Zoals aangegeven in mijn antwoord op vraag 3, toetst de ACM de financiën van een leverancier jaarlijks en kijkt onder meer of de financiën van een energieleverancier een jaar vooruit voldoende zijn. In mijn brief naar aanleiding van motie Omtzigt c.s. bij de derde termijn van de Algemene Financiële Beschouwingen inzake energieleveranciers (Kamerstuk 29 023, nr. 275) heb ik aangegeven, dat ik aan een scherper wettelijk kader voor toezicht door de ACM en scherpere eisen aan energieleveranciers werk, bijvoorbeeld de verplichting tot aanlevering van accountantsverklaringen en een expliciete meldplicht bij wijziging in organisatorische, financiële en administratieve kwaliteiten bij de onderneming. Deze maatregelen zijn opgenomen in het wetsvoorstel voor de Energiewet dat thans voorligt bij de betrokken toezichthouders voor een uitvoerbaarheids- en handhaafbaarheidstoets en dat in 2022 naar uw Kamer wordt gestuurd. Het onderwerp van financiële buffers kan tevens worden meegenomen bij het onderzoek dat ik heb aangekondigd in het antwoord op vraag 2.

13 oktober 2021 - 22 november 2021

40 dagen

Onafhankelijk onderzoek van Indufor waarin de bewering van natuur- en milieuorganisaties wordt weerlegd dat biomassa uit Estland niet aan de duurzaamheidseisen zou voldoen.
	Henri Bontenbal (CDA)
	Dilan Yeşilgöz-Zegerius (staatssecretaris economische zaken) (VVD)

Bronnen

1. Indifur Oy, 27 september 2021, «Peer review of the Wood Pellet Damage…

Vraag 1

Bent u bekend met het rapport «Peer review of the Wood Pellet Damage Report in Estonia by SOMO» van Indufor?1

Ja.
Vraag 2

Klopt het dat uit het onderzoek van Indufor blijkt dat de conclusies uit het op 6 juli 2021 gepresenteerde SOMO rapport niet kunnen worden hard gemaakt, dat er geen sprake is van schendingen van de Nederlandse criteria voor duurzame biomassa, dat er in geen enkel geval sprake is bosbeheer dat niet voldoet aan de duurzaamheidseisen, en dat er in het overgrote deel van de in het SOMO rapport gepresenteerde gevallen geen sprake is van een misstand?

Zoals ik heb aangegeven tijdens het notaoverleg Klimaat en Energie van 7 juli jl. neem ik signalen rondom misstanden bij biogrondstoffenstromen zeer serieus. Ik heb daarom de Nederlandse emissieautoriteit (NEa) – als bestuursrechtelijk toezichthouder – gevraagd de zaak te onderzoeken. Ik heb de NEA gevraagd hiervoor contact te zoeken met de Estse autoriteiten en andere relevante partijen, waaronder de milieuorganisaties uit Estland, conform het verzoek van de motie-Thijssen en Van der Lee (Kamerstuk 32 813 nr. 802). Tevens heb ik de NEa verzocht ook het recent uitgekomen Indufor-rapport in hun onderzoek mee te nemen.
Zodra het onderzoek van de NEa is afgerond zal ik uw Kamer hierover informeren. Dit is een complexe kwestie, waardoor dit onderzoek waarschijnlijk enkele maanden in beslag neemt. Om de onafhankelijkheid van dit onderzoek niet in het geding te brengen, doe ik nu nog geen uitspraken over de inhoud van beide rapporten.
Vraag 3

Kunt u een uitgebreide appreciatie geven van zowel het onderzoek door Indufor als het SOMO rapport en daarbij aangeven of er volgens u al dan niet schendingen van de Nederlandse criteria voor duurzame biomassa hebben plaatsgevonden bij de productie van biomassa uit Estland?

Zie antwoord vraag 2.
Vraag 4

Is het juist dat SOMO en Greenpeace niet bereid zijn om de onderliggende stukken bij het SOMO-rapport ter beschikking te stellen, zodat de beweringen uit het SOMO rapport kunnen worden gecontroleerd?

Ik heb vernomen dat Energie-Nederland in een begeleidende brief bij het Indufor-rapport heeft aangegeven dat zij geen toegang hadden tot de onderliggende stukken van het SOMO-rapport, maar dat SOMO zelf heeft laten weten dat zij zich dienstbaar hebben opgesteld en in hun ogen niet goed in staat zijn gesteld om gericht informatie te delen. Ik ken de onderliggende overwegingen van beide partijen hierbij niet. In zijn algemeenheid deel ik de mening dat het helpt om het debat op basis van controleerbare feiten te voeren.
Vraag 5

Deelt u de mening dat deze opstelling van zowel SOMO als Greenpeace de zuiverheid van het debat over biomassa geen goed doet en dat dit debat zou moeten worden gevoerd op basis van controleerbare feiten? Wat vindt u ervan dat dit laatste nu niet goed mogelijk is, omdat onderliggende stukken bij het SOMO-rapport worden achtergehouden?

Zie antwoord vraag 4.
Vraag 6

Deelt u tevens de mening dat het onverstandig is om opties voor de verduurzaming van de Nederlandse energiemix vroegtijdig uit te sluiten, zeker als dat gebeurt op basis van niet controleerbare beweringen?

Ik deel de mening dat het onverstandig is om opties voor verduurzaming vroegtijdig uit te sluiten. We hebben deze luxe simpelweg niet als we onze doelen op een betaalbare wijze willen halen. Het kabinet is ervan overtuigd dat de inzet van biogrondstoffen noodzakelijk is in de transitie naar een klimaatneutrale en circulaire energiemix in 2030 en 2050. Daarbij geldt voor het kabinet het uitgangspunt dat alleen duurzame biomassa een bijdrage aan die transitie kan leveren en dat duurzame biogrondstoffen uiteindelijk zo hoogwaardig mogelijk moeten worden ingezet. Het gaat daarbij om hoogwaardige toepassingen waar nu en op de lange termijn geen duurzaam alternatief voor handen is, zoals duurzame brandstoffen voor zwaar transport en wegverkeer (geavanceerde biobrandstoffen), duurzame energie voor de industrie (hoge temperatuurwarmte) en groen gas (ter vervanging van aardgas).
Vraag 7

Deelt u de constatering dat de Nederlandse criteria voor duurzame biomassa de strengste ter wereld zijn?

De Nederlandse duurzaamheidscriteria voor biogrondstoffen behoren inderdaad tot de strengste ter wereld. Het kabinet zet erop in dat een zo hoogwaardig mogelijke toepassing van biogrondstoffen gewaarborgd blijft.
Vraag 8

Klopt het dat deze duurzaamheidscriteria in nauw overleg met natuur- en milieuorganisaties zijn opgesteld, binnen het Convenant Duurzaamheid Biomassa, en dat de onafhankelijk rapporteur onder het Convenant (CE Delft) heeft vastgesteld dat de in Nederland meegestookte biomassa zowel in 2019 als in 2020 voldeed aan de in het Convenant afgesproken criteria?

De criteria zijn in nauw overleg tussen de genoemde partijen vastgesteld. Volgens de onafhankelijke rapporteur is in 2020 voor 100% voldaan aan de wettelijke en bovenwettelijke duurzaamheidseisen. In 2019 is volgens de rapporteur voor 94,8% van de biomassa voldaan, waarbij aangegeven wordt dat voor de overige 5,2% niet geconcludeerd kan worden dat deze niet duurzaam zou zijn.
Vraag 9

Hoe beoordeelt u in deze context het besluit van de natuur- en milieuorganisaties (Greenpeace, Milieudefensie, Natuur & Milieu, het Wereld Natuur Fonds en de Natuur- en Milieufederaties) om binnen één dag na publicatie van het SOMO-rapport uit het Convenant Duurzaamheid Biomassa te stappen? Draagt deze opstelling volgens u bij aan het open en zuiver voeren van het debat over biomassa?

Ik betreur de keuze van de NGO’s om uit het convenant te stappen. Het convenant betreft juist een mooi voorbeeld hoe marktpartijen en milieuorganisaties kunnen samenwerken in de transitie naar een klimaatneutrale samenleving. Over de mogelijk juridisch aspecten van het besluit van de NGOs kan ik geen uitspraken doen, de Nederlandse overheid is geen partij in het Convenant Duurzaamheid Biomassa.
Vraag 10

Kunnen deze organisaties überhaupt zomaar uit dit convenant stappen en besluiten dat zij de daarin gemaakte afspraken niet langer na willen komen als de andere partijen uit het convenant de gemaakte afspraken wel na blijven komen?

Zie antwoord vraag 9.
Vraag 11

Kunt u aangeven wat het betekent voor de verduurzaming van de gebouwde omgeving wanneer houtachtige biomassa voor de warmteproductie bij warmtenetten niet meer toegepast mag worden en niet meer gesubsidieerd wordt? Wat betekent dit voor de realisatie van de in het Klimaatakkoord afgesproken doelstellingen en wat zouden de meerkosten zijn om het gat in de doelstelling op andere wijze in te vullen?

Het kabinet heeft in het kader van de uitvoering van de moties Sienot c.s. (Kamerstuk 32 813 nr. 537) en Van Esch c.s. (Kamerstuk 30 175 nr. 372) PBL en TNO onderzoek laten doen naar de consequenties zijn van het (versneld) stoppen van het afgeven van nieuwe subsidiebeschikkingen ten bate van lagetemperatuurwarmte uit houtige biogrondstoffen. Deze studies zijn op 9 juni jl. met uw Kamer gedeeld (Kamerstuk 32 813 nr. 723).
PBL constateert in haar studie dat, doordat alternatieve duurzame warmtebronnen (geothermie, aquathermie, e.v.) nog in de kinderschoenen staan, het niet aannemelijk is dat deze bronnen de rol van houtige biogrondstoffen voor 2030 kunnen overnemen, wanneer op korte termijn gestopt wordt met het toekennen van beschikkingen aan houtige biogrondstoffen. PBL stelt vast dat dan «de verduurzamingsambitie voor warmtenetten uit het Klimaatakkoord vermoedelijk moet worden losgelaten en die voor de hele gebouwde omgeving onzekerder wordt.»
TNO stelt, in lijn met PBL, vast dat de grootschalige toepassing van alternatieven nog uitdagingen kent, waardoor de toepassing van deze alternatieven onzeker is met het oog op het realiseren van de Klimaatakkoorddoelen. Ervan uitgaande dat alternatieven opschaalbaar zijn (waarvan ook PBL aangeeft dat dat tot 2030 niet het geval is), zullen de kosten van het Rijk in de periode tot 2045 naar verwachting stijgen met ca. 2,7 en 1,5 miljard euro wanneer in respectievelijk 2020 en 2025 gestopt wordt met de subsidiëring van deze bronnen (ten opzichte van een situatie waarin nieuwe subsidie-afgifte doorgaat tot 2030). Omdat de SDE++ via de ODE op de energierekening gefinancierd wordt, zullen stijgende SDE++-uitgaven een stijgend effect hebben op de energierekening. Vanuit nationale kosten bestaat een diffuser beeld: gezien de grote onzekerheidsmarge kan TNO geen significante verandering vaststellen in de nationale kosten bij het vervangen van houtige biogrondstoffen door alternatieve technieken voor warmtenetten (geothermie, aquathermie, restwarmte). Wel blijken warmtenetten voor een aanzienlijk deel van Nederland de goedkoopste verduurzamingsstrategie. Wanneer een beperktere inzet van biogrondstoffen ertoe leidt dat meer huizen via andere verduurzamingsroutes aardgasvrij gemaakt moeten worden, zal dit tot aanvullende nationale kosten leiden.

11 oktober 2021 - 1 november 2021

21 dagen

De stijgende gasprijzen
	Silvio Erkens (VVD), Raoul Boucke (D66), Henri Bontenbal (CDA), Pieter Grinwis (CU)
	Dilan Yeşilgöz-Zegerius (staatssecretaris economische zaken) (VVD)

Bronnen

1. Kamerstukken II, 2021–2022, 35 925, nr. 13.
2. De Volkskrant, 1 oktober 2021 (https://www.volkskrant.nl/nieuws-achte…

Vraag 1

Wat zijn de laatst beschikbare cijfers over de te verwachten gasprijs en energieprijs voor huishoudens komend jaar?

Het CBS publiceert maandelijks de gemiddelde energietarieven voor consumenten in de Statline tabel «gemiddelde energietarieven voor consumenten»1. De laatst beschikbare cijfers over de gasprijzen en energieprijzen zijn de prijzen van september 2021. Het gaat daarbij om variabele leveringstarieven van 0,4054 per m3voor aardgas en 0,1064 per kWh voor elektriciteit. De verdere ontwikkeling van de energieprijzen is erg onzeker en lastig te voorspellen.
Vraag 2

Is er bekend welk aandeel van de huishoudens hun prijs hebben vastgelegd voor een langere duur en daardoor komend jaar nog geen last hebben van de prijsstijging?

Op basis van gegevens van de ACM over de contracten van huishoudens heeft het kabinet in kaart gebracht welke huishoudens mogelijk te maken krijgen met een prijsstijging. Hieruit is geconcludeerd dat het overgrote merendeel te maken krijgt met een stijgende energierekening als gevolg van de stijgende energieprijzen. De ACM geeft aan dat ongeveer 45% van de huishoudens een variabel energiecontract heeft, waarvan de prijzen in de regel op 1 januari en op 1 juli aangepast worden. Daarnaast zijn er ook huishoudens met vaste contracten waarbij het contract binnen nu en een paar maanden afloopt, hoeveel dit er precies zijn is niet bekend. Uiteraard is er ook een deel van de huishoudens dat niet of in mindere mate te maken krijgt met de stijging van de leveringstarieven.
Vraag 3

Op welke wijze is deze prijsstijging precies meegenomen in de koopkrachtplaatjes van het Centraal Planbureau in de Macro Economische Verkenning? Zit dat alleen in de geharmoniseerde consumentenprijsindex (hicp) of wordt dit op een andere wijze meegenomen?

De prijsstijging zit inderdaad voor de koopkrachtplaatjes in de inflatieraming. In de inflatieraming zit de prijsontwikkeling van goederen en diensten, waaraan consumenten hun geld uitgeven. Maatstaven hiervoor zijn de geharmoniseerde consumentenprijsindex (hicp) en de consumentenprijsindex (cpi). In de koopkrachtplaatjes wordt deze prijsontwikkeling (cpi) afgezet tegen de ontwikkeling van de besteedbare inkomens.
Vraag 4

Kunt u in beeld brengen welke huishoudens het meeste last hebben van de stijging komend jaar en hoe groot de groep huishoudens is die dit slecht op kan vangen?

Zoals ik in mijn antwoord op vraag 3 aangeef, blijkt uit gegevens van de ACM dat het overgrote deel van de huishoudens de komende maanden met een fors hogere energierekening te maken krijgt. Om te beoordelen in welke mate huishoudens deze stijging plaatsvindt en in welke mate huishoudens deze stijging op kunnen vangen hangt af van meerdere factoren, namelijk het type contract, de staat van de woning en het inkomen van een huishouden. Dit vergt dus een individuele beoordeling van de situatie van alle huishoudens. Die informatie is niet beschikbaar.
Vraag 5

Wanneer geeft u inzicht in de wijze waarop de 375 miljoen euro uit de motie-Hermans hieraan tegemoet komt en wordt verdeeld over de belastingvermindering Energiebelasting (EB) en Opslag Duurzame Energie (ODE) op elektriciteit in schijf 1? En wanneer wordt duidelijk hoe u de 125 miljoen euro verdeeld wordt over de Opslag Duurzame Energie (ODE) op elektriciteit in schijf 2 en 3, zoals de motie-Hermans vraagt?1

Om tegemoet te komen voor de stijgende energierekening als gevolg van de hoge gasprijzen op de korte termijn doet het kabinet incidenteel en alleen voor 2022 een tweetal aanpassingen in de energiebelastingen. Op deze manier is het mogelijk om op korte termijn een lastenverlichting te realiseren. De stijgende gasprijs verhoogt de energierekening, daarom verhoogt het kabinet ten eerste in 2022 incidenteel de belastingvermindering met 230 euro (inclusief btw). De belastingvermindering is een vaste korting op het belastingdeel van de energierekening en geldt voor iedereen.
De stijgende gasprijs vertaalt zich eveneens in een stijgende elektriciteitsprijs. Daarom wordt ten tweede in de energiebelasting in 2022 incidenteel het tarief op de eerste schijf elektriciteit verlaagd. Dit staat voor een huishouden met een gemiddeld verbruik ongeveer gelijk aan een verlaging van 200 euro (inclusief btw). Een huishouden met een gemiddeld verbruik ontvangt dus in totaal een tegemoetkoming van ongeveer 430 euro (inclusief btw) ten opzichte van waarvan is uitgegaan bij het Belastingplan 2022. Voor verdere toelichting verwijs ik naar brief die ik uw Kamer heb gestuurd op vrijdag 15 oktober jl. (Kamerstuk 29 023, nr. 272).
Het kabinet stelt voor om vanuit de motie Hermans (Kamerstuk 35 925, nr. 13) 500 miljoen euro in 2022 in te zetten voor de tijdelijke compensatie van de energierekening zoals hierboven is beschreven. Van de structurele reeks stelt het kabinet voor om vanaf 2023 200 miljoen euro naar voren te halen en te laten vervallen voor 2023 en verder. Dit om aan de urgente problematiek tegemoet te kunnen komen. Hiermee resteert 300 miljoen voor een structurele verlaging van de energierekening in de jaren 2023 en verder, waarbij een afgewogen verdeling zal moeten worden gemaakt tussen huishoudens en bedrijven. Het kabinet werkt nog aan de uitwerking van de motie Hermans vanaf 2023 en verder.
Vraag 6

Wat zijn wat u betreft de onderliggende oorzaken van de prijsstijging? Welke zijn daarvan exogeen en van korte duur en waarvan kan worden verwacht dat dit langer aanhoudt?

De gasmarkt is een mondiale markt. In heel Europa en Azië zijn de gasprijzen gestegen door diverse ontwikkelingen zoals omschreven in de antwoorden van de Minister van Economische Zaken en Klimaat op Kamervragen van Kamerlid Erkens (Brief met kenmerk: Aanhangsel Handelingen, vergaderjaar 2021–2022, nr. 19) en in de bijgaande Kamerbrief Een deel van de prijsstijging van gas en veel andere grondstoffen is veroorzaakt door de onbalans op de markt als gevolg van het snelle economische herstel van veel wereldeconomieën na de maatregelen gedurende de coronapandemie. In Europa is onder meer tijdens de lockdown-maatregelen een achterstand ontstaan in gasproductie en onderhoud van gasinfrastructuur, bijvoorbeeld in Rusland en Noorwegen, wat leidde tot minder aanbod. De verwachting is dat deze onbalans tussen vraag en aanbod zich in het komende jaar zal herstellen. Ook de hoge prijzen bieden sterke marktprikkels voor de aanbod- en vraagkant om te reageren.
Daarnaast is de vraag naar gas ook gestegen door de grotere uitfasering van steenkool en het toenemend aandeel fluctuerend hernieuwbare elektriciteitsproductie. In de afgelopen maanden met relatief weinig wind in Europa en droogte in Brazilië moesten gasgestookte elektriciteitscentrales relatief veel flexibiliteit leveren. Ten slotte wordt de warmtevraag deels ingevuld door gas en zal een koude winter invloed hebben op de totale gevraagde volumes. Het niet te voorspellen weerbeeld heeft daarmee ook invloed op de vraag. Wat dit voor effecten op de prijs heeft, zal afhangen in hoeverre aan de aanbodkant kan worden ingespeeld op de fluctuaties in de vraag.
Vraag 7

In hoeverre draagt een stijgende stijging van de gasprijs bij aan de betaalbaarheid van de overstap naar duurzame energiebronnen? Is daarbij overwogen om de belasting op elektriciteit te verlagen om de energieprijs te balanceren?

De hoge gasprijs werkt door in de prijzen voor elektriciteit, omdat gascentrales nog voor een aanzienlijk deel voorzien in de Nederlandse (en Europese) elektriciteitsopwekking, en warmte. Door de hogere marktprijzen voor energie is de prijs die duurzame energiebronnen ontvangen voor het geleverde gas, elektriciteit en warmte hoger. Dit verkleint de onrendabele top van deze investeringen en verkleint de noodzaak voor subsidie. Op dit moment is de verwachting in de markt dat de recente prijsstijging incidenteel van aard is en na de winter zal afzwakken, daarom zal de impact op investeringsbesluiten voor duurzame energiebronnen mogelijk beperkt zijn, aangezien die gebaseerd zijn op de gehele levensduur van een project.
Op 15 oktober 2021 is middels een brief (Kamerstuk 29 023, nr. 272) aan uw Kamer gecommuniceerd dat het kabinet een tijdelijke verlaging van het tarief in de 1e schijf elektriciteit en de verhoging van de belastingvermindering gaat doorvoeren per 2022. Hiermee wordt voorzien om een lastenverlichting te bieden aan huishoudens en het mkb ter gedeeltelijke compensatie van de stijging in de energierekening. Hierbij is gekozen voor verlaging van het tarief op elektriciteit om zo gericht mogelijk huishoudens en het mkb te compenseren. Het is echter niet mogelijk en bovendien niet wenselijk om via de tarieven van de energiebelasting, die jaarlijks vastgesteld worden, structureel te compenseren voor fluctuerende energieprijzen om een «constant» integraal tarief te realiseren. Een dergelijke maatregel, zal tegen uitvoeringstechnische problematiek aanlopen. Het zou namelijk betekenen dat de overheid een eventuele verhoging van het leveringstarief compenseert via het belastingtarief.
Vraag 8

Wat vindt u van de oplossing die in Frankrijk is gekozen met het bevriezen van de aardgasprijs?2

Deze oplossing van gereguleerde prijzen past in een markt met een traditie van overheidsinterventie in prijzen. In Nederland kennen wij bewust geen gereguleerde energietarieven, omdat dergelijk ingrijpen in marktprijzen verstorend werkt. De prijzen geven dan namelijk geen efficiënte informatie meer aan de markt over vraag en aanbod. Als leveranciers hun kosten niet meer mogen terugverdienen kunnen ze zich terugtrekken van de markt of mogelijk failliet gaan. Ook werken gereguleerde prijzen vaak als een belemmering voor nieuwe toetreders en voor nieuwe investeringen.
Wanneer de overheid ingrijpt in de marktprijzen is het risico groot dat de overheid vervolgens geconfronteerd wordt met schadeclaims van bedrijven die zeer complexe uitvoering vragen. Een dergelijke maatregel kan ook tot hogere totale nationale kosten leiden omdat energieleveranciers geen directe prikkel meer ervaren om de inkoopstrategie te optimaliseren. Daarnaast zullen de leveranciers die de meest risico hebben genomen, dat wil zeggen het minst hebben ingekocht via lange termijn contracten, de grootste compensatie nodig hebben. Dit kan leiden tot een verkeerde prikkel voor de leveranciers ook op de langere termijn.
Daarom is gekozen om de betaalbaarheid van de energierekening van huishoudens te borgen via een combinatie van sociaal armoedebeleid en in het kader van de huidige hoge gasprijzen door een tijdelijke verlaging van het belastingendeel van de energierekening.
Vraag 9

Wat zijn de details van het Franse voorstel? Wie loopt het financiële risico als de gasprijs verder stijgt, de energieleveranciers of de overheid?

Frankrijk kent al een systeem van gereguleerde energieprijzen op de eindverbruikersmarkt. In Frankrijk stijgt het gereguleerde energietarief gas vanaf november met 12,6% en wordt dan vastgezet voor een periode van 18 maanden vanaf oktober. De overheid rekent er op dat de groothandelsprijzen in april weer zullen dalen, maar dan worden de gereguleerde prijzen niet verlaagd. Daarmee kunnen de energiebedrijven de eventuele verliezen uit de winterperiode compenseren. Indien dit vermeende voordeel niet opweegt tegen nadeel, dan is compensatie van energieleveranciers mogelijk. Hierdoor ligt het financiële risico uiteindelijk alsnog bij de overheid. Naast de prijsregulering kent de Franse overheid ook vouchers toe van 100 euro voor inwoners onder een bepaalde inkomensgrens.
Vraag 10

In hoeverre is de korting op de energiebelasting (zoals afgesproken in motie-Hermans) toereikend om lage inkomens tegemoet te komen voor de hogere gasprijzen? Verkent u aanvullende maatregelen om te voorzien dat lage inkomens niet hard worden geraakt worden door de hogere gasprijs en wordt daarbij ook rekening gehouden met de (degressieve) tariefstructuur van de energiebelasting?

Op 15 oktober heeft het kabinet uw Kamer ingelicht over het voornemen om lastenverlichting te bieden voor huishoudens en het mkb om de stijging van de energierekening als gevolg van de hoge gasprijzen gedeeltelijk te compenseren (Kamerstuk 29 023, nr. 272). Het kabinet heeft de afgelopen weken bekeken hoe de compensatie voor de stijgende energieprijzen het beste kan worden vormgegeven. Idealiter wordt de compensatie zo specifiek mogelijk vormgegeven, zodat het enkel terecht komt bij diegenen die daadwerkelijk de compensatie nodig hebben. Dit is echter mede vanwege de grote verschillen in de gevolgen voor specifieke huishoudens niet mogelijk. Het kabinet heeft er daarom voor gekozen om de stijging van de lasten te dempen op de plek waarop deze terecht komen, namelijk de energierekening.
De stijgende gasprijs verhoogt de energierekening, daarom verhoogt het kabinet ten eerste in 2022 incidenteel de belastingvermindering met 230 euro (inclusief btw). De belastingvermindering is een vaste korting op het belastingdeel van de energierekening en geldt voor iedereen waardoor deze tot een relatief groot inkomenseffect bij lagere inkomens leidt ten opzichte van hogere inkomens. De stijgende gasprijs vertaalt zich eveneens in een stijgende elektriciteitsprijs. Daarom wordt ten tweede in de energiebelasting in 2022 incidenteel het tarief op de eerste schijf elektriciteit verlaagd. Huishoudens vallen in de regel allemaal binnen de eerste verbruiksschijf van de energiebelastingen, waardoor een aanpassing van het tarief in de hogere schijven niet relevant is voor huishoudens.
Daarnaast is het van belang om ook in te zetten op het bieden van handelingsperspectief voor huishoudens. Door woningen en gebouwen beter te isoleren en stapsgewijs over te stappen van aardgas naar (duurzame) warmtealternatieven wordt het energieverbruik omlaag gebracht. Hier is met het klimaatbeleid voor de gebouwde omgeving door de Minister van Binnenlandse Zaken en Koninkrijksrelaties reeds op ingezet met verschillende maatregelen, zoals de standaard voor woningisolatie en het bij Prinsjesdag aangekondigde budget van cumulatief 514 miljoen euro voor het nationaal isolatie programma en hybride warmtepompen. Het kabinet wil daarnaast op korte termijn maatregelen nemen die direct effect hebben op de energierekening van de huishoudens die relatief hard worden getroffen door de stijgende energierekening.
Recent onderzoek van TNO laat zien dat met name huishoudens met lagere inkomens in slecht geïsoleerde woningen te maken hebben met energiearmoede, waarvan ongeveer 75% in een corporatiewoning woont. Daarom heeft het kabinet 150 miljoen euro gereserveerd om kwetsbare huishoudens met een hoge energierekening en/of een slechte energetische staat van hun woning te ondersteunen via gemeenten, die in buurten waar veel energiearmoede voorkomt gericht aan de slag kunnen gaan. Gemeenten bepalen zelf hoe ze dit doen, ook in overleg met woningcorporaties. Dit kan bijvoorbeeld via het uitgeven van vouchers waarmee energiebesparende producten gekocht kunnen worden, met energieboxen met bijvoorbeeld radiatorfolie en ledlampen of het geven van energieadvies door energieteams die langs huishoudens gaan. De aanpak richt zich zowel op huur- als koopwoningen en is aanvullend op het nationaal isolatie programma, waarover de Minister van Binnenlandse Zaken en Koninkrijksrelaties u binnenkort nader zal informeren.
Vraag 11

Welke andere (tijdelijke) oplossingen ziet u buiten de gebaande paden om grote problemen bij huishoudens te voorkomen en bent u bereid om deze voor te bereiden voor als de gasprijs nog verder stijgt?

De ontwikkeling van de gasprijs is erg onzeker. Het kabinet houdt daarom de komende periode een vinger aan de pols als het gaat om de ontwikkeling van de energieprijzen. Daarnaast onderstreept de huidige situatie op de gasmarkt het belang van een betrouwbare en betaalbare energievoorziening. In de toekomst zal onze energievoorziening steeds vaker te maken kunnen krijgen met volatiliteit in de energieprijzen. Het is daarom van belang om nader in kaart te brengen wat er nodig is om ook in de toekomst te zorgen dat energie voor alle huishoudenstegen een betaalbare prijs beschikbaar is. Het kabinet zal hier op korte termijn uw Kamer nader over informeren. Zie het antwoord bij vraag 10 en de recent verstuurde brief aan uw Kamer over de hoge gasprijzen en de (Kamerstuk 29 023, nr. 272) voor een toelichting op de maatregelen die nu getroffen worden en de maatregelen die onderzocht zijn om huishoudens te ondersteunen.
Vraag 12

Heeft u voorbeelden van hoe andere landen binnen de Europese Unie met de hoge gasprijs omgaan?

Gezien er sprake is van een Europese energiemarkt is er ook in andere Europese landen sprake van snel stijgende energiekosten door de hogere gasprijzen. Landen gaan daarbij wel verschillend om met de prijsstijgingen. Een aantal landen, waaronder Duitsland, heeft op dit moment geen maatregelen genomen. Frankrijk heeft de energieprijs die leveranciers kunnen doorberekenen aan huishoudens gemaximeerd. Spanje kijkt naar de mogelijkheden om de winsten van hernieuwbare energieprojecten zwaarder te belasten en deze inkomsten ten goede te laten komen aan consumenten. In België is het sociale tarief uitgebreid en verlengd. Dit sociale tarief is een gunstig tarief voor elektriciteit en/of aardgas voor bepaalde huishoudens. Ook hebben enkele landen maatregelen genomen voor specifieke groepen, door bijvoorbeeld het verstrekken van energievouchers.
Vraag 13

Kunt u deze vragen beantwoorden voor het herfstreces?

Ik deel de urgentie en heb gestreefd naar zo spoedig mogelijke beantwoording.

5 oktober 2021 - 19 november 2021

45 dagen

De warmtesystemen in de gebouwde omgeving.
	Jaco Geurts (CDA), Henri Bontenbal (CDA)
	Kajsa Ollongren (viceminister-president , minister binnenlandse zaken en koninkrijksrelaties) (D66), Dilan Yeşilgöz-Zegerius (staatssecretaris economische zaken) (VVD)

Vraag 1

Klopt het dat voor de berekening van het energielabel van woningen een forfaitaire waarde voor de duurzaamheid van een warmtenet gebruikt, waarmee de aanname wordt gemaakt dat 90 procent fossiele energie wordt gebruikt voor de warmtelevering, ook als het gebruikte warmtenet veel duurzamer is? Bent u bekend met het grote verschil dat deze methode oplevert tussen het huidige energielabel en de werkelijkheid, name bij bestaande bouw?

Het klopt dat in het label voor woningen een forfaitaire waarde voor het rendement van het warmtenet wordt gehanteerd. Het energielabel geeft inzicht in de energetische staat van de woning, waarbij verbetermogelijkheden voor de woningeigenaar worden beschreven om de woning te verduurzamen. Het rendement van het warmtenet betreft niet de energetische staat van de woning zelf en ten aanzien van de verduurzaming en verbetering van het warmtenet heeft een woningeigenaar weinig tot geen invloed. Deze werkwijze is gebruikelijk ook voor het gas- en elektriciteitsnet wordt een forfaitaire waarde voor het rendement gehanteerd.
Vraag 2

Welke mogelijkheden ziet u om te komen tot een meer zuivere reflectie van de duurzaamheid van woningen in het energielabel, bijvoorbeeld door het woningwaardestelsel te koppelen aan de energievraag van een woning? Welke voor- en nadelen kleven aan een dergelijke aanpak? Wat is uw visie op deze koppeling?

In het woningwaarderingsstelsel worden reeds punten toebedeeld op basis van het energielabel. Daarmee is de energievraag van een woning gekoppeld aan het woningwaarderingsstelsel. Op het energielabel staat het primaire fossiele energiegebruik in kWh/m2 per jaar berekend volgens de nieuwe bepalingsmethode, de NTA 8800. Dit heeft betrekking op alle gebouwgebonden energie die de woning gebruikt, naast zelf opgewekte duurzame energie.
Het energielabel geeft zodoende inzicht in de energetische staat van een woning, denk aan gebouwgebonden installaties en isolatie. Het label gaat uit van een gemiddeld gebruiksprofiel per woning en is daarmee onafhankelijk van het werkelijk gebruiksprofiel en de energierekening van bewoners, dat wordt beïnvloed door individueel stookgedrag of het gebruik van huishoudelijke apparaten. Het label geeft toekomstige huurders en kopers daarmee een beeld van de energieprestatie van de woning dat ook vergeleken kan worden met labels van andere woningen.
Overigens wordt de NTA 8800 blijvend verbeterd en worden inzichten in werkelijk gebruik benut, opdat het energielabel zo goed mogelijk het gebouwgebonden werkelijk energiegebruik benaderd, onafhankelijk van het gebruiksprofiel van bewoners.
Vraag 3

Klopt het dat bij stadsverwarming de aanvoertemperatuur minimaal 65 à 70 °C moet zijn? Is het tevens juist dat de verhouding tussen het jaarlijkse energieverbruik van ruimteverwarming en warmtapwater ongeveer 75/25 procent is, waardoor voor 25 procent van het jaarlijkse energieverbruik het hele jaar een hogere temperatuur van het stadsverwarmingswater nodig is? In hoeverre is het vasthouden aan deze eis wat u betreft efficiënt te noemen qua energieverbruik? Welke mogelijkheden zijn er om de eisen voor warmtapwatertemperaturen (tijdelijk) te verlagen? Wat zijn daarvan de voor- en nadelen?

De aanvoertemperatuur van een stadsverwarmingsnet mag ook lager zijn. Maar dan zal er in de woning een voorziening aanwezig moeten zijn om de temperatuur van het tapwater te verhogen naar 65 graden in verband met de bestrijding van de legionellabacterie. In de praktijk worden dergelijke systemen ook al toegepast (warmtepompboosters). Vanuit energetisch oogpunt kan het verstandig zijn om een stadsverwarmingssysteem op een lage(re) temperatuur te exploiteren, en dan in de woning voor het tapwater de temperatuur te verhogen met een booster.
Vraag 4

Klopt het dat het voorstel voor de nieuwe wet collectieve warmtesystemen het risico in zich draagt dat bij het bepalen van de warmtekavels door lokale overheden er gekozen wordt voor kleinere kavels waardoor het lastiger wordt om te optimaliseren in en tussen warmtesystemen en ook innovatie wellicht achterwege blijft?

Gemeenten hebben bij uitstek kennis van de specifieke kenmerken van de lokale situatie. In het ontwerp van de Wet collectieve warmtevoorziening (Wcw) is daarom de bevoegdheid voorzien voor gemeenten om een warmtekavel vast te stellen. Dit betreft een gebied waar in een later stadium een warmtebedrijf voor wordt aangewezen dat verantwoordelijk is voor de aanleg en exploitatie van het collectieve warmtesysteem in zijn kavel, indien de gemeente in een omgevingsplan heeft besloten dat een bepaald deel van dit warmtekavel overgaat op collectieve warmte.
In de concept wet zijn voorschriften opgenomen opdat de gemeente de omvang van een kavel zodanig vaststelt dat
Ook is bepaald dat een gemeente bij de vaststelling van een warmtekavel indien relevant rekening moet houden met de voornemens en (potentieel) beschikbare warmtebronnen in een andere gemeente. Deze criteria dragen er aan bij dat bij de vaststelling van een warmtekavel rekening gehouden wordt met onder meer het belang van optimalisatie en innovatie. Daarbij merk ik op dat er vanuit mag worden gegaan dat gemeenten bij het invullen van hun bevoegdheden de belangen van inwoners een belangrijke rol zullen laten spelen. Aangezien optimalisatie en innovatie in de meeste gevallen in het belang van haar inwoners zijn, zullen gemeenten die aspecten naar verwachting ook zeker meenemen.
Ten slotte merk ik op dat het niet zo is dat kleine collectieve warmtesystemen per definitie ongunstig zijn in het kader van optimalisatie en innovatie.
Vraag 5

Deelt u de constatering dat het (onbedoelde) effect daarvan een hogere rekening voor de eindafnemer zal zijn dan haalbaar zou zijn bij een inzet op grotere warmtesystemen?

Zie antwoord vraag 4.
Vraag 6

In hoeverre is er voldoende kennis aanwezig bij lokale overheden om warmtekavels vast te stellen, zodanig dat de markt hier serieus op zal reageren?

Allereerst wordt verwacht dat gemeenten al beschikken over relevante kennis voor het vaststellen van warmtekavels, bijvoorbeeld de kennis die zij hebben opgedaan bij het opstellen van de Transitievisie Warmte (TVW). Ten behoeve van het opstellen van de TVW dienen gemeenten immers verschillende onderzoeken uit te voeren, zoals het maken van een startanalyse. Gemeenten verkrijgen hierdoor een eerste beeld over het alternatief voor aardgas in hun wijken, wat de mogelijke warmtebronnen zijn en wat gelet daarop een logische omvang van een warmtekavel is. Daarnaast verkrijgen gemeenten via de in het antwoord op vraag 4 en 5 genoemde criteria een kader waaraan zij moeten toetsen bij het vaststellen van een warmtekavel. Ook deze criteria bieden steun, aangezien gemeenten zo weten wat relevante aspecten zijn om te betrekken bij het vaststellen van een warmtekavel.
Ik ben me er echter van bewust dat ondanks het voorgaande niet alle gemeenten op dit moment evenveel kennis zullen hebben van collectieve warmte en het besluitvormingsproces daarbij. Om lokale overheden te ondersteunen tijdens het proces van het vaststellen van een warmtekavel kan het Expertise Centrum Warmte (ECW) worden ingeschakeld om ondersteuning te bieden aan de lokale overheden. Tevens merk ik op dat er op dit moment met VNG en IPO gesprekken lopen over de uitvoerbaarheid van het wetsvoorstel.
Ook wordt er aan de sectortafel gebouwde omgeving van het Klimaatakkoord nagedacht over welke aanvullende ondersteuning gemeenten nodig hebben voor de uitvoering van de transitievisies warmte.
Vraag 7

Welke mogelijkheden ziet u om beter te sturen op verschillende belangen (zoals korte termijn doelen bij de gemeente versus langjarige exploitatie die leidt tot voordelen voor de eindafnemer) tijdens de concurrerende aanbiedingen op warmtekavels?

Zoals uit de voorgaande antwoorden blijkt, herken ik mij niet in de belangentegenstelling die in deze vraag wordt gesuggereerd.

5 oktober 2021 - 14 oktober 2021

9 dagen

De stijgende energieprijzen.
	Silvio Erkens (VVD), Henri Bontenbal (CDA)
	Dilan Yeşilgöz-Zegerius (staatssecretaris economische zaken) (VVD), Stef Blok (minister economische zaken) (VVD)

Vraag 1

Deelt u de ernstige zorgen over de snel stijgende energieprijzen (gas en elektriciteit) voor huishoudens en bedrijven?

Ja, ik deel de zorgen. Er is terecht veel aandacht voor de betaalbaarheid van energie, zeker nu wereldwijd de energieprijzen sterk stijgen. Het kabinet houdt de energieprijzen en de consequenties daarvan scherp in beeld.
Vraag 2

Kunt u toelichten met welke scenario’s, omtrent de ontwikkeling van de energieprijzen in de komende maanden, rekening wordt gehouden? Acht u een verdere stijging van de energiekosten mogelijk?

De ontwikkeling van de energieprijzen is afhankelijk van de ontwikkelingen op de energiemarkt (vraag en aanbod) en is daarom inherent onzeker. Waar de afgelopen jaren sprake was van bijzonder lage prijzen, is er vanaf het voorjaar sprake van stijgende prijzen waarbij er sinds de zomer sprake is van enorme prijspieken. Deze prijspieken worden voor een groot deel verklaard door incidentele factoren, zo is er sprake van krapte op de gasmarkt, als gevolg van onder andere een aantrekkende wereldeconomie na de COVID-19-crisis en uitgelopen onderhoudswerkzaamheden. De verwachting is daarom op dit moment dat de prijzen in de loop van volgend jaar weer zullen dalen. Dit zal echter niet naar het niveau zijn van gedurende de COVID-19-crisis. De ramingen van de energieprijzen zijn met veel onzekerheid omgeven, het is daarom niet met zekerheid in te schatten of en in welke mate ze zullen dalen. We volgen de ramingen van onder andere de Europese Commissie en de IEA nauwgezet.
Vraag 3

Welke economische sectoren hebben het meest te lijden onder deze stijgende energieprijzen? Hoe groot schat u de impact in voor deze sectoren? Verwacht u faillissementen door plotselinge liquiditeitsproblemen?

De sectoren waar de grootste impact van de hoge energieprijzen is zijn sectoren binnen de energie-intensieve industrie, als bijvoorbeeld de zink- en aluminiumindustrie, de kunstmestproductie en de glastuinbouw. Diverse bedrijven binnen deze sectoren hebben door de hoge energieprijzen te kampen met een forse stijging van de kostprijzen van hun producten. Of dit zal leiden tot faillissementen valt nu nog niet aan te geven. Dat hangt af van verschillende factoren. In het geval bedrijven worden geconfronteerd met liquiditeitsproblemen door de oplopende energieprijzen, dan kunnen zij met hun bank/financier tot een oplossing zien te komen. Daarbij kunnen ze tevens gebruik maken van de bestaande financieringsinstrumenten zoals deze via de Rijksdienst voor Ondernemend Nederland (RVO) beschikbaar zijn.
Vraag 4

Verwacht u, net zoals in het Verenigd Koninkrijk en Duitsland, ook in Nederland faillissementen van energieleveranciers? Verwacht u een groter risico op faillissement bij kleinere leveranciers?

Het is helaas niet uit te sluiten dat ook in Nederland energieleveranciers failliet zullen gaan als gevolg van de hoge inkoopprijzen voor gas. Of deze situatie tot een faillissement zal leiden valt nu nog niet aan te geven. Dat hangt af van meerdere omstandigheden, zoals de type contracten die de leveranciers afsluiten. Mijn ministerie staat in nauw contact met de Autoriteit Consument en Markt (ACM) en de landelijk netbeheerders om in dat geval de leveringszekerheid van consumenten te garanderen en mensen indien nodig snel over te zetten naar een andere leverancier.
Of een kleinere leverancier meer risico loopt is op voorhand niet te zeggen. Het risico dat een leverancier loopt hangt van meerdere factoren af. Een aantal factoren zal ik hier toelichten. Allereerst is van belang op welke manier de leverancier de energie inkoopt. Is veel van de benodigde energie al enige tijd geleden tegen een bepaalde prijs ingekocht, of moet nu nog een bepaald percentage van de energie worden ingekocht tegen nu geldende prijzen? Dit is vervolgens niet los te zien van de vraag welk type contracten het bedrijf met zijn klanten heeft en of die vergelijkbaar zijn met het inkoopprofiel. Met andere woorden: een leverancier met veel klanten met vaste prijs contracten die daarvoor nu nog moet inkopen zal het moeilijker hebben dan een leverancier die deze vaste prijs contracten in het verleden al heeft afgedekt tegen prijzen van dat moment. Ook is het de vraag hoe men de winter van 2020/2021 is doorgekomen. Het was relatief lang koud en dat zou de liquiditeitspositie van leveranciers verminderd kunnen hebben. En tenslotte hangt het af van de vraag hoeveel contracten er op korte termijn opnieuw moeten worden ingekocht. Deze inkoop zal moeten worden voorgefinancierd zonder dat daar direct inkomsten tegenover staan.
Vraag 5

Wat betekenen de stijgende energieprijzen voor Nederlandse huishoudens? Kunt u aangeven welke extra kosten deze huishoudens maken op hun energierekeningen ten opzichte van voorgaande jaren?

Het Centraal Bureau voor de Statistiek (CBS) publiceert samen met het Planbureau voor de Leefomgeving (PBL) jaarlijks een actueel beeld van de energierekening. Het CBS brengt daarbij ook de spreiding in kaart door middel van een tiental huishoudprofielen met elk een bijbehorend gas- en elektriciteitsverbruik. Deze huishoudprofielen houden onder meer rekening met verschillende typen woningen, zowel oud als nieuw, en gezinsgroottes. In onderstaande tabel de energierekening voor de verschillende profielen op basis van prijzen van januari 2020, januari 2021 en september 2021 geschetst op basis van de genoemde cijfers van het CBS.
Prijzen jan ’20
Prijzen jan ’21
Prijzen sep ’21
1.552
1.513
1.774
875
820
969
1.010
950
1.124
1.250
1.170
1.396
1.475
1.385
1.599
1.320
1.235
1.488
1.615
1.515
1.792
1.595
1.495
1.769
1.830
1.720
2.035
2.415
2.270
2.686
2.905
2.730
3.232
De exacte invloed die hogere gas- en elektriciteitsprijzen hebben op de energierekening van een huishouden hangt af van het type contract met de energieleverancier. Ongeveer 45 procent van de Nederlandse huishoudens heeft een variabel contract. In de regel worden de variabele tarieven op 2 momenten in het jaar aangepast, in juli en in januari. Dit betekent dat het grootste deel van de huishoudens de prijsstijging per 1 januari gaat merken.
Het CBS en het PBL komen in het voorjaar met een nieuwe raming voor het jaar 2022.
Vraag 6

Hoe groot is de invloed van flexcontracten en variabele tarieven in de stijgende lasten van huishoudens? In hoeverre worden huishoudens beschermd, ook vanuit het perspectief van consumentenbescherming, tegen extreme prijspieken in deze contracten?

De energielasten van huishoudens bestaan uit een maandelijks voorschotbedrag aan hun energieleverancier dat doorgaans is gebaseerd op het verwachte jaarverbruik (plus belastingen en netwerkkosten). Hierdoor worden de energiekosten evenredig over het jaar in rekening gebracht terwijl de kosten van het daadwerkelijke verbruik sterk fluctueren over het jaar omdat huishoudens in de zomer doorgaans veel minder energie verbruiken dan in de winter.
Of de hogere energieprijzen effect hebben op de lasten van huishoudens, is zeer afhankelijk van het type contract dat zij zijn aangegaan. Ruim 45% van de huishoudens heeft een contract voor onbepaalde tijd. Vaak zijn dit contracten met een variabele prijszetting (flexibele prijzen), die maandelijks opzegbaar zijn. Meestal stellen de energieleveranciers de tarieven per 1 januari en 1 juli vast. Het kan ook voorkomen dat een energieleverancier vaker dan twee keer per jaar de tarieven aanpast. Dit moet dan wel opgenomen zijn in de algemene voorwaarden.
Voor het merendeel van de groep met variabele contracten geldt dat zij de hogere energie prijzen in ieder geval per 1 januari 2022 zullen gaan merken. Ook de huishoudens met een éénjaarscontract (16%, over het algemeen met een vaste prijsstelling), zullen binnen nu en één jaar de prijsstijging voelen doordat het contract afloopt en ze ofwel kiezen voor een nieuw vast contract, ofwel een contract met variabele prijzen. Tegelijkertijd geldt dat meer dan een derde van de huishoudens (37%) een contract heeft voor langere tijd (2–5 jaar). Vaak zijn dit contracten met vaste prijzen, zolang hun contract niet afloopt krijgen deze huishoudens niet te maken met de hogere energieprijzen. Deze contracten zijn normaalgesproken duurder om af te sluiten, maar beschermen de houders nu tegen hoge energieprijzen en die zijn nu (achteraf gezien) dus goedkoper uit. Ook voor deze groep huishoudens zal een deel te maken hebben met een aflopend contract op korte termijn en daarmee hogere kosten.
In Nederland gelden geen maximum energietarieven. In Nederland is sprake is van een zeer concurrerende energiemarkt. Er zijn veel aanbieders die zowel elektriciteit als gas leveren, er is veel diversiteit aan aanbod, en Nederland kent al jaren een van de hoogste percentages voor overstappen («switchen») in de EU.
De meeste huishoudens zullen ongetwijfeld verrast zijn door de recente prijsstijgingen. Als zij hun energierekeningen niet op tijd kunnen betalen, kunnen zij met hun energieleverancier een betalingsregeling treffen of kiezen voor een traject bij een schuldhulpverleningsinstantie. Hierbij gelden specifieke plichten voor zowel huishoudens, leveranciers en netbeheerders. Zo mag de energielevering in beginsel niet worden beëindigd in de winterperiode en mogen huishoudens niet worden afgesloten van energie als zij betrokken zijn bij een traject voor schuldhulpverlening. Als het de leveranciers en netbeheerders niet lukt met het huishouden een oplossing te vinden of het niet lukt contact te krijgen, geven zij contactgegevens en de hoogte van de betalingsachterstand door aan de gemeente. Vanuit de gemeentelijke schuldhulpverlening wordt vervolgens contact gezocht met het huishouden om een aanbod voor schuldhulpverlening te doen en zo afsluiting van energie te voorkomen.
Vraag 7

Welke mogelijkheden ziet u om deze prijspieken bij extreme prijsschommelingen af te vlakken voor huishoudens met flexcontracten of variabele tarieven?

De stijgende energieprijzen hebben de volle aandacht van het kabinet, dit is een urgent probleem. Naast de uitwerking motie Hermans is het kabinet is bezig met het uitwerken van een maatregelen waarmee een deel van de prijsstijging gecompenseerd kan worden. Wij hopen hier binnenkort meer duidelijkheid over te kunnen geven. Daarnaast werkt het kabinet op dit moment aan de uitvoering van de motie Hermans (Kamerstuk 35 925, nr.13). Hierin wordt 500 miljoen euro beschikbaar gesteld voor verlaging van de belastingen op energie, waarvan 375 miljoen euro voor verlaging van de 1e schijf elektriciteit en belastingvermindering en 125 miljoen euro voor verlaging van de 2e en 3e schijf elektriciteit. Het kabinet verwacht de uitwerking hiervan in oktober gereed te hebben.
Vraag 8

Hoe gaan andere Europese landen om met de snel stijgende energiekosten? Kunt u een overzicht geven van de beleidskeuzes van andere landen? Specifiek kijkend naar beleidskeuzes die huishoudens beschermen tegen extreme prijsschommelingen? Kunt u daarbij in ieder geval aandacht besteden aan de situatie in het Verenigd Koninkrijk, Frankrijk, Duitsland, België en Spanje?

Gezien er sprake is van een Europese energiemarkt is er ook in andere Europese landen sprake van snel stijgende energiekosten door de hogere gasprijzen. Daarbij wordt net als in Nederland vooral gekeken naar nationale maatregelen om de energierekening voor huishoudens op een betaalbaar niveau te houden. In het Verenigd Koninkrijk is de energieprijs die leveranciers kunnen doorberekenen aan huishoudens gemaximeerd. In Frankrijk is aangekondigd dat de regering de gasprijs bevriest tot april 2022 om de energierekening betaalbaar te houden. Deze gasprijs wordt anders elke maand herzien. De elektriciteitsprijs zal vermoedelijk ook worden bevroren tot april 2022, welke anders twee keer per jaar wordt herzien. In Duitsland is geen extra beleid aangekondigd. In België is het sociale tarief uitgebreid en verlengd. Dit sociale tarief is een gunstig tarief voor elektriciteit en/of aardgas voor bepaalde huishoudens. Het tarief is identiek in heel België, ongeacht de energieleverancier of netbeheerder. In Spanje zijn maatregelen genomen om winsten van energiebedrijven extra te belasten en deze inkomsten ten goede te laten komen aan consumenten en het maximeren van de stijging van gasprijzen. Daarnaast zijn belastingen op elektriciteit en gas tijdelijk verlaagd. De omstandigheden kunnen per land erg uiteenlopen, bijvoorbeeld het aantal energiebedrijven en of een land gereguleerde tarieven heeft. Dit is bepalend voor het type maatregel dat genomen kan worden.
Vraag 9

Is de energiemarkt zoals we die nu kennen, geschikt voor een energievoorziening met een groot aandeel variabele energiebronnen? Laten de recente ontwikkelingen niet zien dat er geïnvesteerd moet worden in regelbaar, klimaatneutrale elektriciteitsproductie? Hoe gaat u deze markt organiseren? In welke mate zou kernenergie een rol kunnen spelen in het dempen van pieken in de elektriciteitsprijzen?

De energiemarkt zoals we deze nu kennen biedt een goede basis voor het stimuleren van de verschillende onderdelen van het toekomstige energiesysteem. Naast de variabele energiebronnen zijn opslag, flexibele vraag, internationale uitwisselingen en CO2-vrije regelbare bronnen nodig. De CO2-vrije regelbare bronnen kunnen bijvoorbeeld bestaande centrales zijn die andere CO2-vrije brandstoffen inzetten dan kolen en aardgas. Onder het ETS neemt het aantal emissierechten steeds verder af, waardoor CO2-vrije regelbare bronnen een steeds betere kans krijgen ten opzichte van fossiele regelbare bronnen. Het systeem van programmaverantwoordelijkheid1 zorgt er uiteindelijk voor dat elektriciteit die verkocht is ook geleverd moet worden, ook als zon en wind op dat moment minder elektriciteit leveren. Opslag, flexibele vraag, internationale uitwisselingen en CO2-vrije regelbare bronnen zullen hier een steeds grotere rol in spelen. Kernenergie heeft net als wind en zon hoge vaste kosten en relatief lage variabele kosten. Kernenergie is daarmee vooral geschikt om zoveel mogelijk elektriciteit of waterstof te produceren en minder geschikt voor alleen productie in een beperkt aantal uren per jaar. Kernenergie zou in een deel van de basisvraag van elektriciteit kunnen voorzien. De meer flexibele toekomstige vraag naar elektriciteit van bijvoorbeeld elektrisch vervoer, elektrolyse, (hybride) warmtepompen en e-boilers zullen dan als eerste inspelen op het aanbod van elektriciteit uit wind en zon. Omdat de elektriciteitsprijzen steeds meer Europees bepaald worden, is het effect van de Nederlandse elektriciteitsmix op de elektriciteitsprijzen, en daarmee ook de pieken daarin, beperkt.
Vraag 10

Bent u bereid om, vanwege de urgentie van het onderwerp, antwoorden op deze vragen uiterlijk 15 oktober 2021 te delen met de Kamer?

Ik deel de urgentie en heb gestreefd naar zo spoedig mogelijke beantwoorden van de vragen.

1 oktober 2021 - 1 november 2021

31 dagen

De investering in groen staal door ArcelorMittal en de overheden in België
	Renske Leijten , Henri Bontenbal (CDA)
	Stef Blok (minister economische zaken) (VVD), Dilan Yeşilgöz-Zegerius (staatssecretaris economische zaken) (VVD)

Bronnen

1. ArcelorMittal, 1 oktober 2021, «ArcelorMittal ondertekent intentieverklaring met de Belgische en Vlaamse regering ter ondersteuning van een investering van 1,1 miljard euro in decarbonisatietechnologieën in de toonaangevende vestiging in Gent». (ArcelorMittal ondertekent intentieverklaring met de Belgische en Vlaamse regering ter ondersteuning van een investering van 1,1 miljard euro in decarbonisatietechnologieën in de toonaangevende vestiging in Gent. – ArcelorMittal in België)

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht «ArcelorMittal ondertekent intentieverklaring met de Belgische en Vlaamse regering ter ondersteuning van een investering van 1,1 miljard euro in decarbonisatietechnologieën in de toonaangevende vestiging in Gent» en «1 miljard voor groenere staalproductie ArcelorMittal in Gent»?1

Ja.
Vraag 2

Kunt u beschrijven in hoeverre de plannen van ArcelorMittal overeenkomen met die van Tata Steel IJmuiden? Zijn de plannen vergelijkbaar?

De plannen van ArcelorMittal komen grotendeels overeen met de decarbonisatieroute, die Tata Steel in IJmuiden kortgeleden heeft gepresenteerd. Beide bedrijven zetten in op Direct Reduced Iron (DRI) met aardgas, en later met waterstof, in combinatie met elektrische ovens.
Vraag 3

Kunt u beschrijven op welke wijze de overheid deelneemt in dit project? Kunt u de constructie toelichten waarmee zowel ArcelorMittal als de Vlaamse overheid 700 miljoen euro investeren in het klimaatneutraal maken van het bedrijf? Hoe werkt het vehikel van de joint venture Finocas waar beide partijen in investeren?

ArcelorMittal en de Vlaamse overheid werken samen in de joint venture Finocas (50% Vlaamse overheid en 50% ArcelorMittal Belgium). Finocas bestaat sinds de jaren 70 en is in het leven geroepen na de staalcrisis om innovatief onderzoek in de staalindustrie te ondersteunen, zonder dat er sprake is van het bieden van directe steun aan een individueel bedrijf. In een intentieverklaring voor de investering in de DRI-installatie hebben zowel de Vlaamse overheid als ArcelorMittal zich gecommitteerd elk 350 miljoen euro in Finocas te investeren om vervolgens via Finocas de verduurzaming te realiseren. De beoogde investering vindt dus via deze joint venture plaats, meer in het bijzonder via een investering door de participatiemaatschappij die als volle dochter onder Finocas hangt. De investering door deze participatiemaatschappij is in de vorm van risicodragend vermogen of eigen vermogen en daarmee deelt Finocas (indirect) in de commerciële risico’s verbonden aan de bouw en exploitatie van de DRI-installatie en is zelfs – afhankelijk van de exacte uitwerking – mede-eigenaar van de DRI-installatie. De Europese Commissie zal de financiële steun van Vlaanderen aan het project van ArcelorMittal via Finocas nog moeten goedkeuren. Zoals ik ook toelicht in de beantwoording van vraag 5 en 6, zal ik de ontwikkelingen nauwgezet volgen en meenemen bij de beoordeling of een gelijksoortige constructie nodig en effectief is in de Nederlandse situatie.
Vraag 4

Is het ook in IJmuiden mogelijk om fossiele koolstof te vervangen door circulaire en afvalkoolstof?

Bij de staalfabriek in IJmuiden wordt onderzoek gedaan naar de mogelijkheid van inzet van bio koolstof op basis van houtafval. Dit onderzoek is op dit moment nog niet in een stadium dat deze alternatieve koolstof nu al ingezet kan worden in bestaande productiefaciliteiten.
Vraag 5

In hoeverre kunnen staatssteunregels vanuit de Europese Commissie nog roet in het eten gooien voor deze deal?

Deze kans bestaat. Zoals is aangeven in de nieuwsartikelen over de investering in groen staal door ArcelorMittal moet de Europese Commissie de financiële steun nog goedkeuren. Begin volgend jaar verwacht ArcelorMittal uitsluitsel over de Europese steun. In hoeverre de investering binnen de bestaande staatssteunregels valt zullen we derhalve moeten afwachten. Ik zal deze ontwikkelingen blijven volgen.
Vraag 6

Kunt u schetsen op welke manieren de Nederlandse staat deel zou kunnen nemen aan of een belang zou kunnen nemen in de verduurzaming van Tata Steel IJmuiden?

Deelneming van de Nederlandse Staat in Tata Steel Nederland is op dit moment niet aan de orde. Wij onderzoeken of bij de door Tata Steel Nederland uit te werken plannen, naast de te investeren middelen van het bedrijf zelf, ook passende overheidssteun noodzakelijk, mogelijk en wenselijk is om de verduurzaming van het bedrijf vorm te geven. De vorm waarin die steun kan worden verstrekt, is afhankelijk van wat Tata Steel Nederland nodig heeft om te verduurzamen. Met andere woorden het is nu aan Tata Steel Nederland om de randvoorwaardelijkheden en specifieke behoefte precies te definiëren voor de DRI route om vast te kunnen stellen op welke manier en in welke vorm de Staat steun zou kunnen geven.
Vraag 7

Is er in het geval van Tata Steel IJmuiden sprake van publieke belangen die geborgd moeten worden door het Rijk? Welke instrumenten acht de Minister daarvoor het meest geschikt? Welke rol kan een overheidsbelang, eventueel via een staats- of beleidsdeelneming, daarin een rol spelen?

De publieke belangen rondom Tata Steel (o.a. de verduurzaming in de brede zin van het woord van het bedrijf en de economische belangen van de werkgelegenheid in de omgeving) zijn, zoals vaak aangegeven, groot en hebben mijn permanente aandacht. Waar en hoe de rol van de overheid ligt en welke instrumenten toepasbaar zijn hangt in sterke mate af van de concrete investeringsplannen van Tata Steel Nederland. Over de in te zetten instrumenten kan ik momenteel dus geen uitspraken doen, dat hangt van de investering af. Daarbij zullen randvoorwaarden, zoals uitvoerbaarheid, doelmatigheid en staatssteunregels in acht genomen moeten worden. Conform de Expressions of Principles2 van begin 2021, een op inspanningen gerichte overeenkomst tussen het Ministerie van Economische zaken en Klimaat en Tata Steel Nederland, worden er niet op voorhand financiële toezeggingen gedaan. Wel wordt erkenning gegeven aan het feit dat Tata Steel Nederland en de Staat in gesprek blijven om te bekijken of het huidig instrumentarium passend is om de verduurzaming van de industrie te ondersteunen. Ook zijn in de Kamerdebatten op 9 en 16 september 2021 over de toekomst van Tata Steel Nederland3 moties aangenomen, waarin ik toezeg de mogelijke steunopties voor de Direct-to-DRI route van het bedrijf in kaart te brengen. Dit betekent echter niet dat resultaat direct gereed is.
Tata Steel Nederland zal, ten behoeve van de inventarisatie van mogelijke publieke financiële ondersteuning, inzicht moeten geven in de business case, het pad naar de DRI route moeten kwantificeren en aan moeten geven welke investeringen, infrastructuur en eventuele subsidies benodigd zijn. Zonder deze informatie is het niet mogelijk als Rijk te inventariseren welke steunopties of instrumenten en in welke grootte, beschikbaar, mogelijk en wenselijk zijn. Hierover zijn en blijven we de komende periode in gesprek met Tata Steel Nederland. Over de stand van zaken wordt u voor het einde van het jaar middels een kamerbrief geïnformeerd.
Vraag 8

Kunt u beschrijven waarop de deal met SSAB destijds is vastgelopen? Acht u het mogelijk dat met de keuze van Tata Steel IJmuiden voor de waterstofroute SSAB alsnog bereid zou zijn tot een overname? Bent u bereid deze gesprekken op gang te helpen?

Volgens SSAB bleken de bedrijfsspecifieke kenmerken van Tata Steel Nederland niet goed aan te sluiten bij de interne strategie van SSAB. Dat had niet zozeer te maken met de mate van duurzaamheid van de productielocatie in IJmuiden, maar met de meest efficiënte route naar verdere verduurzaming die past in IJmuiden. Die paste niet in de duurzaamheidsstrategie van SSAB waardoor de overname van Tata Steel Nederland financieel niet goed verantwoord kon worden.
Zowel TSN als SSAB zijn particuliere bedrijven en zelf verantwoordelijk voor hun overname- en acquisitiebeleid. Ik kan niet uitsluiten dat SSAB hernieuwde interesse toont voor Tata Steel Nederland, maar het is geen taak van de Minister van Economische Zaken en Klimaat om potentiële kopers voor Tata Steel Nederland te zoeken.

15 september 2021 - 22 november 2021

68 dagen

Zonnepanelen op daken
	Henri Bontenbal (CDA)
	Dilan Yeşilgöz-Zegerius (staatssecretaris economische zaken) (VVD)

Vraag 1

Kunt u een inschatting geven van het technische potentieel aan dakoppervlakte dat beschikbaar is voor de plaatsing van zonnepanelen? Kunt u deze inschatting verdelen naar type daken? Hoeveel dakoppervlakte betreft daken met een oppervlakte van meer dan 100 m2?

De Minister van BZK en ik beschikken maar beperkt over informatie over het technische potentieel aan dakoppervlakte dat beschikbaar is voor de plaatsing van zonnepanelen. TKI Urban Energy en het adviesbureau Generation.Energy hebben dit voorjaar het rapport «Ruimtelijk potentieel van zonnestroom in Nederland» opgeleverd. In dit rapport is aan de hand van een aantal scenario’s beschreven hoe zon-PV op daken, gevels, infra, landelijk gebied en water kan bijdragen aan de ambities voor hernieuwbare elektriciteit. Hierbij wordt uitgegaan van een beschikbaar dakoppervlak van 543 km2 voor woningen en 607 km2 voor utiliteitsgebouwen (excl. kassen), waarvan respectievelijk 6,4% en 4,6% momenteel benut is met zonnepanelen. Hierbij is geen onderscheid gemaakt in daken kleiner en groter dan 100 m2. Het adviesbureau Over Morgen houdt in een benchmark wel bij hoeveel bedrijfsdaken groter dan 1.000 m2 er met zonnepanelen zijn belegd. Het totale oppervlakte van deze daken is 38.000 ha (380 km2). Hiervan was per 1 januari 2021 12% bedekt met zonnepanelen en voor nog eens 16% is een SDE-beschikking voor het aanleggen van zonnepanelen op daken afgegeven.
Voor alle genoemde dakoppervlakken geldt dat het gaat om ruimtelijk potentieel. Door zowel TKI Urban Energy en Generation.Energy, als door Over Morgen wordt erop gewezen dat voor de realisatie van zon op dak niet alleen het ruimtelijk potentieel bepalend is, omdat voor daadwerkelijke realisatie ook andere factoren meespelen. Deze factoren zijn bijvoorbeeld technische en financiële haalbaarheid, eigendomsconstructies en eisen aan mede-ruimtegebruik. TKI Urban Energy en Generation.Energy wijzen erop dat bij sommige utiliteitsgebouwen de draagkracht van de constructie niet sterk genoeg is. Deze factoren samen bepalen uiteindelijk de verdeling van zonnestroomsystemen over de verschillende mogelijke terreinen.
Vraag 2

Hoeveel dakoppervlakte komt er naar verwachting bij de komende jaren (tot 2030), bijvoorbeeld door nieuwe bedrijfsterreinen, datacenters en (XXL-)distributiecentra?

Buck Consultants International en het Economisch Instituut voor de Bouw hebben in 2019 het ruimtegebruik van kantoren en bedrijventerreinen (waar ook datacenters en distributiecentra onder vallen) tot 2030 verkend. Deze studie is ook met uw Kamer gedeeld (bijlage bij Kamerstuk 34 682 nr. 31). Uit dit onderzoek blijkt dat er in de periode 2018–2030 naar verwachting tussen de 10% en 17% meer ruimtegebruik door bedrijventerreinen zal zijn, wat neerkomt op 5.000 ha tot 9.000 ha meer dan in 2018. Deze ruimte is niet één op één te vertalen naar het beschikbare dakoppervlak, maar geeft wel een indruk van de verwachte groei. Decentrale overheden maken in beginsel de keuzes over de ruimtelijke programmering van bedrijventerreinen en verlenen de vergunningen voor de bouw, waardoor ik geen exacte cijfers kan geven.
Vraag 3

Welk deel van deze dakoppervlakte is niet geschikt, omdat het dak onvoldoende draagkracht heeft voor zonnepanelen? Klopt de inschatting van Antea Group dat dit 30 tot 40 procent van alle gebouwen betreft?

Bij het plaatsen van zonnepanelen op bestaande daken speelt de draagkracht van de dakconstructie een rol. Bij bedrijfsgebouwen is veelal sprake van lichte stalen daken die weinig extra belasting kunnen dragen. Naast het gewicht van de zonnepanelen komt daar ook het extra ballastgewicht bij dat nodig is om te voorkomen dat de zonnepanelen wegwaaien bij harde wind. TKI Urban Energy voert momenteel een onderzoek uit naar constructieve beperkingen in relatie tot zonnesystemen. Het doel van het onderzoek is het in kaart brengen hoe groot het probleem rondom constructieve beperkingen precies is, welke oplossingen er zijn en hoeveel de verschillende oplossingsrichtingen kosten. Dit onderzoek is naar verwachting binnenkort afgerond. Verder laat de Minister van BZK momenteel een onderzoek uitvoeren naar de meerkosten voor gebouweigenaren wanneer reeds in het ontwerp en bij de bouw van nieuwe gebouwen de dakconstructie geschikt wordt gemaakt voor de toekomstige plaatsing van zonnepanelen.
Uit navraag bij Antea Group is gebleken dat dit adviesbureau geen onderzoeksrapport heeft dat inzicht geeft in de draagkracht van daken voor zonnepanelen. Hier kan ik mij dus niet op baseren.
Vraag 4

Bent u bekend met het feit dat de provincie Zuid-Holland subsidie verstrekt voor grootdakbezitters voor het plaatsen van zonnepanelen op daken met te weinig draagkracht voor conventionele zonnepanelen? Hoe beoordeelt u deze subsidieregeling? Verdient deze regeling navolging?

Met de Regionale Energiestrategieën (RES) geven gemeenten en provincies zelf invulling aan de ruimtelijke inpassing van de hernieuwbare energiedoelen. Vanuit de Nationale Omgevingsvisie is de Voorkeursvolgorde Zon aan hen meegegeven. Op grond van de Voorkeursvolgorde Zon moet er bij de inpassing van zon-PV eerst worden gekeken naar de mogelijkheden voor meervoudig ruimtegebruik, bijvoorbeeld door het toepassen van zon op dak. In de Handreiking RES 2.0 staat aangegeven dat het wenselijk is dat elke RES-regio een Uitvoeringsstrategie zon op dak opstelt, waarmee ten behoeve van netbeheerder en het behalen van de doelen de ontwikkeling van zon op dak in de regio kan worden gestuurd.
Zoals ik ook al aangeef in het antwoord op vraag 1, kan het om verschillende redenen zo zijn dat er onvoldoende daken in een RES-regio geschikt zijn om de regionale energiedoelen met zon op dak te realiseren. Indien de constructieve (on)geschiktheid de beperkende factor is, zou een subsidieregeling zoals die van Zuid-Holland, kunnen bijdragen aan meer zon op dak en daarmee aan het ontzien van andere locaties. Ook de werkgroep Zon op Daken van het Nationaal Programma RES adviseert met het rapport «Samen het dak op voor een zonnige toekomst» van afgelopen voorjaar om vanuit de rijksoverheid een afgebakend subsidiebedrag beschikbaar te stellen om kostenverhogende aspecten bij zon op daken tijdelijk te vergoeden. Hierbij kan worden gedacht aan dakconstructies met onvoldoende draagkracht (versterken dak of bijdrage in meerkosten lichtgewicht zonnepanelen), draagconstructies voor zonnepanelen boven bijvoorbeeld parkeerplaatsen of gewassen als zacht fruit, of het moeten vergroten van de netaansluiting om het dak helemaal vol te leggen. Hierover geldt dat het eventueel beschikbaar stellen van zo’n subsidie een keuze is voor een nieuw kabinet, waarbij het wenselijk is een relatie te leggen met de uitvoeringsstrategie zon op dak van de RES’en. Los hiervan zij het opgemerkt dat het Rijk door middel van de SDE++-regeling de nodige financiële middelen beschikbaar stelt voor duurzame energieopwekking, waaronder de categorie «zon op dak».
Vraag 5

Vindt u het een taak van de provincie om subsidie te geven voor zonnepanelen op daken die niet geschikt zijn conventionele zonnepanelen? Als we als samenleving het landschap niet willen verrommelen en dus eerst de daken volleggen met zonnepanelen, vindt u dan dat de meerkosten daarvan bij gemeenten of provincies terecht moeten komen, of ligt hier een taak van het Rijk?

Zie antwoord vraag 4.
Vraag 6

Bent u het eens met de stelling dat dieper liggende systeemkosten niet of onvoldoende in de businesscase van een zonneweide verankerd zijn, mede omdat er geen sprake is van een producententarief? Bent u het eens met de stelling dat daarmee ook de kosteneffectiviteit, zoals gereflecteerd in de basisbedragen van de Stimuleringsregeling Duurzame Energieproductie++ (SDE++), een vertekend beeld kan geven? Is herinvoering van het producententarief een oplossing?

Ja. De basisbedragen in de SDE++ geven een inschatting van de benodigde kostprijs om hernieuwbare elektriciteit op te wekken. Dit is namelijk de kostprijs waar rekening mee moet worden gehouden bij het bepalen van het benodigde subsidiebedrag. Eventuele bredere kosten voor het energiesysteem of de bredere maatschappij, komen niet voor rekening van de producent van hernieuwbare elektriciteit en zijn daarom geen onderdeel van de berekeningen omtrent de kostprijs. Dergelijke bredere kosten worden gedeeltelijk wel meegenomen in bijvoorbeeld de berekeningen rondom de nationale kosten van verschillende technieken door het PBL.
De herinvoering van het producententarief is mijn inziens geen oplossing. Nederland kent inderdaad geen producententarief waarbij producenten meebetalen aan de kosten voor de transportinfrastructuur. Hierdoor worden producenten vanuit het transporttarief niet geprikkeld om het net efficiënter te gebruiken of een voor het net efficiënte locatie te kiezen. Een eventueel producententarief is op basis van de Europese verordening nr. 838/2010 voor producenten op het transmissienet van TenneT gemaximeerd op 0,5 Euro/MWh. Hierdoor is de ruimte voor een producententarief allereerst beperkt en zou een eventueel hoger producententarief op distributienetniveau bijdragen aan een ongelijk speelveld tussen producenten in Nederland. Om die reden is in Nederland niet gekozen voor een producententarief.
Omdat de productiewijze (zon-PV of wind) en locatie in een gebied van grote invloed zijn op de systeemkosten, is in de RES’en aan decentrale overheden gevraagd om dit stevig mee te nemen in de afweging waar (een clustering van) duurzame productie moet plaatsvinden. Tot slot geldt dat in de SDE++ zon op dak door het meewegen van eigen verbruik een lagere subsidiebehoefte heeft dan zon op veld, waardoor zon op dak eerder in aanmerking komt voor subsidie. Eigen verbruik ontlast het net.
Vraag 7

Kunt u voor verschillende typen verbruikers aangeven welke subsidie per kWh geproduceerde zonnestroom beschikbaar is? Bent u het eens met de observatie dat er flinke verschillen zijn voor de subsidie per geproduceerd kWh zonnestroom (zoals voor een huishouden dat mag salderen, een school met een verbruik van 20.000 kWh, een grootverbruiker met een SDE++ subsidie, een zonneweide, etc.)? Vindt u deze verschillen gerechtvaardigd?

Er bestaan verschillende regelingen waarvoor een productie-installatie met zon-PV in aanmerking kan komen. Zon-PV komt als techniek in aanmerking voor de salderingsregeling, de SCE, de SDE++, de EIA en de ISDE. Onderstaande tabel geeft een overzicht van mogelijke regelingen voor zon-PV, gesplitst naar type aanvrager en type aansluiting. De salderingsregeling leidt tot belastingvoordeel (in euro per kWh) voor de kleinverbruiker. De SCE en de SDE++ geven exploitatiesteun (in euro per kWh). De EIA geeft fiscale investeringssteun. De ISDE geeft investeringssteun (in euro per kWp). Daarnaast hebben sommige gemeentes een duurzaamheidslening en/of geven subsidie voor de aanschaf van zonnepanelen.
Individueel
Collectief
SDE++
SCE
SDE++
Salderen
EIA
ISDE
SCE
De genoemde regelingen zitten fundamenteel anders in elkaar en kennen verschillen in bijvoorbeeld looptijd, zekerheden en onzekerheden, uitgangspunten, omvang, doelgroep en voorwaarden. Onderstaande tabel geeft aan welke (verwachte) bedragen per regeling beschikbaar zijn voor zon-PV. Deze zijn niet altijd uitgedrukt in euro per kWh, omdat niet in alle regelingen op die wijze de subsidie uitbetaald wordt.
Regeling voor zon-PV
(Bandbreedte) Bedrag
Opmerkingen
Salderingsregeling
Een inschatting van de besparing van salderen op basis van de elektriciteitsprijs voor consumenten (prijspeil 2020) is 0,22 euro per kWh. Van deze 0,22 euro liggen de vermeden belastingen op ongeveer 0,16 euro per kWh.
(bron: Milieu Centraal, TNO, EZK)
Bij kleinverbruikers (huishoudens en bedrijven met een laag energieverbruik) wordt de elektriciteit die zij opwekken met zonnepanelen en invoeden op het elektriciteitsnet voor 100% verrekend met de elektriciteit die zij afnemen van het net (saldering). Zij hoeven over het weggestreepte deel geen leveringstarieven, energiebelasting (EB), opslag duurzame energie (ODE) en btw te betalen.
SCE – Zon-PV ≥15 KW en ≤100 KW op kleinverbruikersaansluiting
(bron: Openstellingsbesluit SCE 2021)
Sinds dit jaar kunnen energiecoöperaties en Verenigingen van Eigenaren (VvE’s) subsidie aanvragen uit de Subsidieregeling Coöperatieve Energieopwekking (SCE) voor hun zon-PV-project. De SCE werkt op hoofdlijnen hetzelfde als de SDE++, maar met specifieke aanvraagvereisten die passen bij de doelgroep. De basisbedragen in euro per kWh geproduceerde elektriciteit uit zon-PV binnen de SCE zijn gebaseerd op advies van het Planbureau voor de Leefomgeving (PBL) en worden daarna gecorrigeerd voor de elektriciteitsprijs (correctiebedragen). In deze categorie van de SCE is alleen productie met netlevering toegestaan.
SCE – Zon-PV ≥15 kW en ≤500 kW op grootverbruikersaansluiting
(Bron: Openstellingsbesluit SCE 2021)
Zie ook de vorige rij. In deze categorie van de SCE is productie met en zonder netlevering toegestaan. Het weergegeven bedrag betreft het verwachte uit te betalen subsidiebedrag bij netlevering. Bij niet netlevering is het subsidiebedrag lager, maar treedt wel besparing van de ODE, EB en netgebruikerskosten op.
SDE++ – Zon-PV ≥ 15 kWp en ≤ 1 MWp
(gebouwgebonden)
(grondgebonden of drijvend op water)
(Bron: Eindadvies PBL SDE++ 2021)
De basisbedragen in euro per kWh geproduceerde elektriciteit uit zon-PV binnen de SDE++ zijn gebaseerd op advies van het Planbureau voor de Leefomgeving (PBL) en worden daarna gecorrigeerd voor de elektriciteitsprijs (correctiebedragen). Een project kan in de SDE++ indienen voor een bedrag per kWh en vervolgens bedraagt de subsidie het verschil tussen dit bedrag en de elektriciteitsprijs. De correctiebedragen verschillen voor netlevering en niet netlevering. Bij netlevering wordt de GVO-waarde meegerekend. De weergegeven bedragen betreffen de verwachte uit te betalen subsidiebedragen bij netlevering. Bij niet netlevering zijn de subsidiebedragen lager, maar treedt wel besparing van de ODE, EB en netgebruikerskosten op.
SDE++ – Zon-PV ≥ 1 MWp
(gebouwgebonden)
(grondgebonden)
(Bron: Eindadvies PBL SDE++ 2021)
Toelichting en berekeningen analoog aan de vorige rij. Hier zijn alleen de hoofdcategorieën voor zon-PV weergegeven.
EIA
De regeling levert gemiddeld 11% voordeel op. Naast de EIA heeft de ondernemer ook de gebruikelijke afschrijving voor energie-investeringen en een lagere energierekening.
Op basis van de afgehandelde EIA-meldingen voor 2020 en 2021, gesplitst naar verschillende categorieën systeemgrootte, waren de gemiddelde investeringsbedragen in euro per kW:
15–20 kW: 1.131
20–60 kW: 1.019
60–150 kW: 750
(bron: RVO.nl)
De Energie Investeringsaftrek (EIA) is een fiscale regeling bedoeld voor ondernemers die in Nederland inkomsten- of vennootschapsbelasting betalen, waarmee de ondernemer 41,5 procent van de investering in een bedrijfsmiddel voor duurzame energie kan aftrekken van de fiscale winst. Aangezien dit een fiscale regeling betreft is het uiteindelijke bedrag afhankelijk van de specifieke kenmerken en omstandigheden van de aanvrager. De gerapporteerde gemiddelde investeringsbedragen geven een indicatie van de bedragen waarmee ondernemers in 2022 en 2021 gebruik hebben gemaakt van de EIA.
ISDE
Het maximale bedrag binnen de ISDE voor zon-PV is € 125 per kW gezamenlijk piekvermogen.
(bron: EZK)
De Investeringssubsidie Duurzame Energie en energieproductie (ISDE) is een subsidieregeling voor zon-PV voor het midden- en kleinbedrijf met een kleinverbruikersaansluiting en een jaarverbruik van meer dan 50.000 kWh. De EIA en de ISDE kennen dus een zekere mate van overlap.
De verschillen tussen de uiteindelijke subsidiebedragen zijn gebaseerd op de verschillen tussen gebruikers in o.a. eigen gebruik, kostprijs van de techniek, schaalgrootte en al dan niet netlevering. Deze verschillen zijn gerechtvaardigd vanuit de verschillen in opzet, omvang en doelgroep van de regelingen en reflecteren de verschillende situaties en achterliggende kosten die de producent kent. Bovenstaande regelingen mogen in principe niet met elkaar gecombineerd worden, behalve salderen met de ISDE of EIA, maar de ISDE en EIA niet met elkaar. Het is wenselijk dat de interactie van al deze generieke regelingen verschillende uitwerkingen kent op individuele situaties, omdat hierdoor iedere individuele producent de subsidieregeling(en) kan kiezen die passen bij de desbetreffende productie-installatie met zon-PV.
Vraag 8

Zijn er naar uw oordeel voldoende mogelijkheden voor gemeenten om grote bestaande en nieuwbouwpanden met geschikte daken te verplichten zonnepanelen te plaatsen of tenminste het dak ter beschikking te stellen voor het plaatsen door anderen van zonnepanelen? Voorziet het Besluit bouwwerken leefomgeving in verband met het duurzaam gebruik van daken hierin voldoende?

Op dit moment bieden het Bouwbesluit 2012 en het Besluit bouwwerken leefomgeving (Bbl) geen mogelijkheid voor gemeenten om zon-PV te verplichten op bedrijfsdaken. Om die mogelijkheid wel voor gemeenten te creëren, heeft de Minister van BZK op 24 september jl. een voorstel tot wijzing van het Bbl aan uw Kamer aangeboden (Kamerstuk 33 118 nr. 200). Dit voorstel geeft gemeenten de mogelijkheid om zon-PV bij nieuw te bouwen of bestaande gebouwen met de gebruiksfunctie industrie of overig te verplichten, voor ten hoogste het eigen energiegebruik. Daarnaast geldt per 1 januari 2021 voor alle nieuw te bouwen bouwwerken met de andere gebruiksfuncties dat die moeten voldoen aan de eisen voor bijna energie-neutrale gebouwen (BENG). Daaronder valt een minimaal aandeel hernieuwbare energie. Om richting energieneutraliteit te komen, zal in de praktijk vaak zon op dak worden toegepast om te voldoen aan het benodigde aandeel hernieuwbare energie.
Mogelijk wijst het bij het antwoord op vraag 3 genoemde onderzoek dat de Minister van BZK laat uitvoeren uit dat het opportuun is om bij nieuwbouw altijd te verplichten dat het dak geschikt moet zijn voor zonnepanelen. Ook als de gebouweigenaar niet wil investeren in zon op dak, is er dan de mogelijkheid om opwek door derden – bijvoorbeeld een energiecoöperatie – toe te staan. Het is aan een volgend kabinet om te oordelen of een aanvullende eis ten aanzien van constructieve geschiktheid opgenomen moet worden in het Bbl.

10 september 2021 - 25 oktober 2021

45 dagen

Investeringszekerheid en annex IX, A biobrandstoffen.
	Kiki Hagen (D66), Henri Bontenbal (CDA)
	Steven van Weyenberg (staatssecretaris infrastructuur en waterstaat) (D66)

Vraag 1

Klopt het dat in 2020 het volume van eerste generatie (conventionele) biobrandstoffen gebaseerd op sojaolie is gegroeid en is ingezet als gevolg van de introductie van E10?

Ethanol kan nooit gemaakt worden van oliehoudende gewassen zoals sojaolie. Indien ethanol, zoals voor E10-benzine, gemaakt wordt van gewassen dan betreft het suiker- en zetmeelhoudende gewassen waaruit je alcohol kan maken. Zoals uit de rapportage energie vervoer van de NEa over kalenderjaar 2020 blijkt, is er geen sojaolie ingezet voor biobrandstoffen die in Nederland zijn gebruikt. Dit is in lijn met de afspraak uit het Klimaatakkoord om geen sojaolie in te zetten en in lijn met de bestaande praktijk van de afgelopen jaren.
Vraag 2

Klopt het dat Europees gecertificeerde annex IX, A biomethanol op basis van biomethaan uit het gasnet, welke ook in E10 zou kunnen worden ingezet, niet in aanmerking komt voor Hernieuwbare Brandstofeenheden (HBE’s) en daarom niet in de Nederlandse bijmengverplichting wordt ingezet?

Methanol vervaardigd uit het gasnet wordt niet gezien als een biomethanol. De reden hiervoor is dat een biobrandstof een uit biomassa gemaakte brandstof is. Doordat het gasnet nog maar een heel klein aandeel biogas bevat zullen brandstoffen vervaardigd uit het gasnet van fossiele aard zijn. In de Regeling energie vervoer is het voornemen opgenomen om vanaf 2022 ook methanol en LNG in aanmerking te laten komen voor HBE’s wanneer er aantoonbaar gas uit het Nederlandse gasnet wordt gehaald voor de productie van deze brandstoffen en waarbij de inboeker van de vergroende methanol en LNG de correcte hoeveelheid GVo’s biogas zonder subsidie inlevert. De reden voor het toestaan van deze route is om de biogas productie in Nederland te stimuleren.
Vraag 3

Klopt het dat u van plan bent om biomethanol op basis van ongesubsidieerd annex IX, A biomethaan welke geproduceerd is in Nederland en onttrokken aan het gasnet, vanaf eind dit jaar te erkennen als biobrandstof op basis waarvan HBE’s kunnen worden ingeboekt?

Zoals hierboven is aangegeven is het voornemen om per 1 januari 2022, met garanties van oorsprong gas (GvO’s) uit hernieuwbare bronnen, boekhoudkundig vergroende methanol en vergroend LNG in te boeken voor HBE’s. In de eerder genoemde Regeling energie vervoer ben ik voornemens om de voorwaarden te stellen dat voor het verkrijgen van HBE’s de methanol en LNG uit het Nederlandse gasnet vervaardigd worden en dat er GvO’s biogas (zonder subsidie) bijgeleverd worden. Hierdoor wordt de mogelijke inzet van biogas in de mobiliteit verbreed van CNG naar ook LNG en methanol. Dit zal ten goede komen aan de biogas productie in Nederland. De voorwaarde dat het uit het Nederlandse gasnet vervaardigd dient te worden heeft al reden dat er op deze manier geen ongewenste stromen uit het buitenland (zoals schaliegas uit Amerika) vergroend kunnen worden.
Vraag 4

Bent u bereid de definitie van E10 aan te passen en het woord bioethanol in de definitie te vervangen door bioalcoholen, zodat de benzineleveranciers maximale flexibiliteit hebben om aan de E10 eisen te voldoen?

De benzinenorm in Europa (EN228) stelt een maximum aan het zuurstofgehalte in de benzine. Het maximum zuurstofgehalte wordt bereikt met 10% bioethanol. Indien de bioethanol vervangen zou worden door een andere benzinevervanger, zoals biomethanol wordt het maximum zuurstofgehalte al bereikt bij 3%. Het toestaan van biomethanol zorgt dus voor minder duurzame energiedragers en dus voor meer fossiele brandstoffen. Als gevolg hiervan wordt er minder CO2 gereduceerd. Het tegenovergestelde van wat we willen bereiken. Daarom overweeg ik niet om middels het wijziging van het Besluit brandstoffen luchtverontreiniging in verband met de invoering van E10-benzine en de informatieplicht van leveranciers van brandstoffen.
Vraag 5

Wilt u zich er hard voor maken dat in de EuropeseImplementing Regulation on rules to verify sustainability and greenhouse gas emission saving criteria and low indirect land use change risk criteria die momenteel opgesteld wordt, expliciet wordt verduidelijkt dat vermenging van fossiele materialen en brandstoffen met hernieuwbare materialen en brandstoffen is toegestaan?

Het bijmengen van biobrandstoffen bij fossiele brandstoffen is overal toegestaan. Denk bijvoorbeeld aan de maximaal 7% FAME in diesel (B7). Echter, alleen de geleverde biobrandstof van het mengsel komt in aanmerking voor vergoeding. De RED gaat immers, zoals de Richtlijn ook in de naam heeft, over hernieuwbare energie. Onder de huidige Europese, en daarom ook Nederlandse, regelgeving is het niet toegestaan om na vermenging ook duurzaamheidskenmerken toe te kennen aan de fossiele delen van een blend. Ook in de conceptversie van de Europese implementing regulation is dit niet toegestaan1.
De massabalans wordt gebruikt om de duurzaamheid te verifiëren. Een massabalans dient over biobrandstoffen gevoerd te worden en niet over brandstoffen (de verzameling van fossiele en biobrandstoffen): een fossiele brandstof kan immers per definitie niet duurzaam zijn. Dit is ook zo door de Europese Commissie uitgelegd. Ik vind het van belang dat dit ook zo blijft, anders zou immers een volledige ontkoppeling van de fysieke en de administratieve werkelijkheid plaatsvinden. De administratieve eigenschap van duurzaamheid zou in dat geval aan een fossiele brandstof gekoppeld kunnen worden, terwijl duurzaamheid uitsluitend een eigenschap van een biobrandstof kan zijn. Het loslaten van de koppeling zou voor private en publieke toezichthouders ook belangrijke controlemogelijkheden wegnemen. Dit, terwijl ik mij Europees juist inspan toezicht te versterken, conform toezeggingen naar aanleiding van grootschalige fraudezaken in Nederland2. De fysieke controles die op biobrandstoffen mogelijk zijn, vormen op dit moment een belangrijk controlemiddel om ongewenste praktijken aan het licht te brengen. Het ontkoppelen van de (administratieve) duurzaamheid van de biobrandstof en de fysieke biobrandstof, brengt het gevaar van fraude mee. Terwijl de duurzaamheid van de biobrandstof administratief in Nederland/EU terecht komt, eindigt de biobrandstof fysiek in een land buiten Nederland/EU waar de beloning op basis van fysiek aanwezige biocomponent plaatsvindt.
Gezien bovenstaande argumentatie pleit ik niet voor het toestaan van vermenging van fossiele materialen en brandstoffen met biomaterialen en biobrandstoffen, maar steun ik de voortzetting van de beschreven Nederlandse en Europese aanpak in de Europese Implementing Regulation on rules to verify sustainability and greenhouse gas emission saving criteria and low indirect land use change risk criteria.
Vraag 6

Kunt u aangeven wat het reële volume is van annex IX, A biobrandstoffen dat in 2019 en 2020 onder de Nederlandse bijmengverplichting is geleverd aan de zeevaart? Welk percentage is dit op het totale volume van biobrandstoffen waarvoor HBE’s zijn verkregen?

De Nederlandse Emissieautoriteit (NEa) rapporteert jaarlijks3 over het beleid energie vervoer, waar de jaarverplichting en de reductieverplichting leidend zijn.
In 2019 werd er bij het inboeken van hernieuwbare energie bij de NEa geen onderscheid gemaakt tussen leveringen van biobrandstof aan zee- of binnenvaart. Het totaal aan fysieke leveringen aan scheepvaart van biobrandstoffen geproduceerd uit grondstoffen, die als geavanceerd worden aangemerkt in de RED bijlage IX lijst A materiaal bedroeg in 2019 0,13 PJ. Dit was 6,4% van alle leveringen van biobrandstof aan binnen- en zeevaart in dat jaar. Deze 6,4% stond gelijk aan 0,4% van alle biobrandstoffen geleverd in Nederland. Vanaf 2020 wordt er wel onderscheid gemaakt tussen leveringen aan zee- en binnenvaart. In 2020 werd 0,53 PJ brandstof uit RED bijlage IX lijst A geleverd aan de zeevaart, dit was 5,5% van de leveringen aan zeevaart of 1,5% van alle leveringen van biobrandstoffen in Nederland. Door de noodzakelijke wijziging in de regels (zie ook mijn antwoorden op onderstaande vragen, dient dit voor 100% uit biobrandstof geproduceerd uit bijlage IX lijst A (HBE G) materiaal te bestaan. Uit de op 4 oktober gepubliceerde HBE-rapportage van de NEa blijkt dat in de eerste drie kwartalen van 2021 1,82 miljoen HBE G ingeboekt zijn die gerealiseerd zijn in de zeescheepvaart. Dit betekent een fysieke inzet van bij 1 PJ.
Vraag 7

Bent u bereid de toezegging te doen dat de opt-in voor annex IX, A biobrandstoffen (en voor hernieuwbare brandstoffen van non-biogene oorsprong) in de zeevaart van kracht blijft totdat een ander gelijkwaardig stimuleringsinstrument van kracht is om zo een stabiel investeringsklimaat voor investeringen in hernieuwbare energie en circulaire productie te borgen?

Zoals in eerdere reacties eind 2020 aan uw Kamer4 is aangegeven, en is uitgewerkt in het wijzigingsbesluit van de Regeling energie vervoer voor 20215, is de systematiek energie vervoer met haar HBE en jaarverplichting en reductieverplichting bedoeld voor het verduurzamen en realiseren van nationale afspraken en Europese verplichtingen voor wegvervoer. Bij deze sector liggen ook de kosten voor de verduurzaming. Immers, momenteel hebben de brandstofleveranciers van wegvervoer een verplichting tot verduurzaming en deze moeten zij realiseren door jaarlijks een significante hoeveelheid HBE’s te bekostigen. Het aandeel HBE’s dat zij jaarlijks moeten overleggen toont hun bijdrage aan het verduurzamen van vervoer door de inzet van hernieuwbare energiedragers ten koste van fossiele brandstoffen. Deze kosten worden doorberekend aan de pomp. Zeevaart zit, net als luchtvaart, in de nationale systematiek, maar brandstofleveranciers aan deze internationale sectoren hebben evenwel geen verplichting. Kortweg kunnen brandstofleveranciers aan zeevaart dus HBE’s inboeken en daarmee de meerkosten van hernieuwbare energie ten opzichte van fossiel verhalen op de brandstofleveranciers van wegvervoer.
Ik ben voornemens dit tot 1 januari 2025 zo beheersbaar mogelijk voort te zetten in het Besluit energie dat bij uw Kamer voorligt6. Dat doe ik om deze internationale sectoren een handelingsperspectief te geven: een kickstart. Dit perspectief beoogt niet de grote en ook benodigde opschaling te faciliteren in de luchtvaart en zeevaart. Dit moet uiteindelijk plaatsvinden in sectorspecifiek beleid, waar de sector zelf de kosten voor draagt. Een einddatum is daarnaast juist noodzakelijk om investeringszekerheid voor duurzame energiedragers in wegvervoer, waar de systematiek primair voor bedoeld is, te borgen zodat deze sector de afspraken uit het Klimaatakkoord kan realiseren. Voor sectorbeleid voor zeevaart zet het ministerie zich actief in op internationaal niveau, zowel in EU als IMO verband. In dat kader kan ik u melden dat in het kader van het «Fit for 55» pakket hiervoor voorstellen zijn gedaan, waaronder het FuelEU Maritime initiatief. Dit initiatief heeft als doelstelling de vraag naar duurzame brandstoffen te bevorderen. Geavanceerde biobrandstoffen (RED II bijlage IX lijst A) zullen in die verduurzaming zeker een rol spelen.
Vraag 8

Indien u hier niet toe bereid bent, op welke manier wilt u dan de productie van duurzame biobrandstoffen wel stimuleren?

Zie antwoord vraag 7.
Vraag 9

Bent u bekend met het feit dat bedrijven die in Nederland in hernieuwbare energie willen investeren als direct gevolg van het onstabiele beleid in Nederland (zoals gebrek aan steun om een instrument als de opt-in voor annex IX, A na 2025 te continueren) een slechte credit rating op de investering krijgen waardoor het moeilijker wordt investeringen te financieren en in Nederland te bouwen? Wat is hierover uw mening?

Ik heb dit inderdaad vernomen en betreur dit ook. Uiteindelijk willen we zulke investeringen in Nederland juist realiseren. Daarvoor is juist de stap nodig om de zogenaamde opt-in te eindigen en richting sectorspecifiek beleid te bewegen. Zoals aangegeven liggen de kosten momenteel alleen bij wegvervoer. Het is niet houdbaar als deze sector, en dus ook de individuele automobilist, de opschaling van zeevaart betaald. Daarom werken we richting 2025 naar systemen waarin de verduurzaming voor vervoer in een sector ook door de sector bekostigd wordt. Daarnaast gaat in deze systematiek bij het voortzetten van de opt-in na 2025 de investeringszekerheid voor zeevaart weer ten koste van de investeringszekerheid voor wegvervoer. Daarbij heeft de NEa ook meermaals aangegeven dat via deze werkwijze de systematiek dreigt vast te lopen en dat sectorspecifiek beleid aan te raden valt. Met de werkwijze van een kickstart via de opt-in tot 2025 en vanaf 2025 opschaling via sectorspecifiek beleid beoog ik dus de investeringszekerheid over de sectoren heen te vergroten. Overigens is Nederland ook de eerste lidstaat (en voorlopig de enige) die op deze wijze al een perspectief biedt voor investeringen en verduurzaming van zeevaart. Zoals aangegeven bespreek ik deze aanpak nog met u in de context van het Besluit energie vervoer (kalenderjaren 2022 tot en met 2030) in het kader van de RED II implementatie met inachtneming van de afspraken uit het Klimaatakkoord van wegvervoer en binnenvaart.
Vraag 10

Kunt u aangeven hoe u ervoor zorgt dat de negatieve credit rating wordt omgezet in een positieve credit rating voor investeringen in duurzame annex IX, A biobrandstoffen, zodat Nederland haar positie niet verliest en afhankelijk wordt van importen uit het buitenland?

Zie antwoord vraag 9.

13 augustus 2021 - 13 oktober 2021

61 dagen

De bijdrage van de Rijksoverheid aan de realisatie van de EU Horizon missie 100 Klimaatneutrale- en slimme steden tegen 2030
	Inge van Dijk (CDA), René Peters (CDA), Henri Bontenbal (CDA)
	Dilan Yeşilgöz-Zegerius (staatssecretaris economische zaken) (VVD), Kajsa Ollongren (viceminister-president , minister binnenlandse zaken en koninkrijksrelaties) (D66), Ingrid van Engelshoven (minister onderwijs, cultuur en wetenschap) (D66)

Bronnen

1. Europese Commissie, 30 juni 2021, «Mission area: Climate-neutral and …

Vraag 1

Bent u bekend met het feit dat de Europese Commissie op 30 juni jongstleden de «Europese Missie voor 100 klimaat neutrale steden tegen 2030 – door en voor burgers» (hierna «Klimaat Missie») heeft goedgekeurd als één van de vijf Horizon Europe missies?1 Bent u tevens bekend met de doelen, planning en lopende voorbereidingen door de Europese Commissie, als onderdeel van het nieuwe Horizon Europa werkprogramma 2021 – 2022?

Ja, ik ben bekend met die missie en ik ondersteun de doelen hiervan. EZK en OCW hebben uw Kamer eerder geïnformeerd over de doelen, planning en lopende voorbereidingen door de Europese Commissie, als onderdeel van het nieuwe Horizon Europe werkprogramma 2021–20222. Om verwarring te voorkomen, de door u genoemde Klimaatmissie wordt in de Europese context (en hierna) aangeduid als de «Cities Mission» – Stedenmissie. Dit omdat er ook een missie is over klimaatadaptatie.3Belangrijkste doelstelling van de Stedenmissie is om 100 Europese steden voor 2030 te transformeren naar klimaatneutraliteit en zo de levenskwaliteit en duurzaamheid in Europa te verhogen.
Vraag 2

Kunt aangeven hoe de gewenste Nederlandse actieve betrokkenheid, zoals benadrukt in de brief aan de Kamer van 25 april 2019 (Kamerstuk 22 112 Nr. 2791), bij het vervolgtraject van de Europese Klimaat Missie is ingevuld door de rijksoverheid en de betrokken ministeries? Welk ministerie heeft hier de regie en in welke inzet en acties heeft zich dit vertaald? Op welke manier levert deze Europese Klimaat Missie een bijdrage aan de doelen uit het Klimaatakkoord en de Klimaatwet?

Een belangrijk deel van de benodigde acties om de missies te bereiken, ligt op het gebied van onderzoek en innovatie. OCW en EZK verzorgen als verantwoordelijke ministeries voor Horizon Europe de coördinatie van de verschillende missies, ten behoeve van de opname in het Horizon Europe Werkprogramma. BZK en EZK voeren samen de regie over deze Stedenmissie en zijn vertegenwoordigd in de door de Europese Commissie georganiseerde gremia over de missie en de Horizon Europe programmering. De uitdagingen van de missies gaan verder dan alleen onderzoek en innovatie alleen. De Commissie heeft op 29 september 2021 een formele mededeling gedaan over de missies en daarmee de missies ook in de bredere beleidscontext geplaatst. Hierover wordt Uw Kamer in november middels een BNC-fiche geïnformeerd.
Vooruitlopend op de aanname van de missie is op 14 en 21 juni jl. het online evenement «100 Climate Neutral Cities in Europe by 2030» georganiseerd door RVO en het Enterprise Europe Netwerk. Dit in opdracht van de Ministeries van BZK, BZ en in samenwerking met VNG en FME (ondernemersorganisatie voor de technologische industrie). Doelgroepen voor dit event waren steden en bedrijfsleven.
Vanuit de missieraad voor de Stedenmissie en door verantwoordelijken voor de missie bij de Europese Commissie is zowel bij de opening van het evenement als in specifieke deelsessies toelichting gegeven over de missie, de onderwerpen en de stand van zaken rond de ontwikkeling. Tijdens het evenement stond de vraag centraal hoe steden geholpen kunnen worden om zo snel mogelijk klimaatneutraal te worden. Daarbij lag de focus op missiegedreven innovatie, investeringen en burgerparticipatie. Daarnaast heeft de rijksoverheid in de afgelopen periode met de VNG, met diverse individuele gemeenten en met het Klimaatverbond (de vereniging van decentrale overheden die samenwerken op het gebied van adaptatie en mitigatie) gesproken over hun interesse in deze missie.
Bij de uitwerking van de Stedenmissie is door de EU gekeken naar de Green Deal en in het verlengde daarvan het Fit-for-55-pakket dat deze zomer is gepresenteerd: de missie moet een meerwaarde hebben om het doel van 55% emissiereductie in 2030 en klimaatneutraliteit in 2050 dichterbij te brengen. De geselecteerde steden zijn koplopers voor de transitie die alle steden in Europa gaan doormaken: deze steden zetten in op klimaatneutraliteit in 2030, waar andere steden dat punt uiterlijk in 2050 bereikt moeten hebben. Daarmee zal de missie ook een bijdrage leveren aan de doelen uit het Klimaatakkoord en de Klimaatwet.
Vraag 3

Deelt u de mening dat het voor deelnemende Nederlandse steden, organisaties en bedrijven essentieel is dat de Nederlandse overheid een actieve rol neemt bij invulling en vaststelling van het Stedelijk Klimaat Contract als één van de belangrijkste instrumenten om de Klimaat Missie te realiseren?

De doelen en ambities uit de missie onderschrijf ik. Of de rijksoverheid hierin een grote rol moet spelen en hoe dat vorm zou kunnen krijgen, is op dit moment nog niet duidelijk. BZK en EZK gaan hierover nader in gesprek met steden die voornemens zijn mee te doen. In de Stedenmissiewordt als één van de instrumenten het «Climate City Contract» – Stedelijk Klimaat Contract voorgesteld. Dit is geen juridisch bindend document, maar een Memorandum of Understanding dat wordt omschreven als: «een nieuw mechanisme om EU steun aan steden in de vorm van meer innovatie, betere regelgeving en geïntegreerde financiering. De ondertekening vindt plaats door de burgemeester namens de lokale overheid en lokale belanghebbenden, door de EC en door nationale of regionale autoriteiten.»4 Het Mission platform dat door de Commissie wordt opgericht helpt steden met het vormgeven van de contracten in co-creatie met nationale overheden, regionale overheden en lokale stakeholders. In de uitwerking van de voorgestelde missie is het aanmeld- en selectieproces gericht op de relatie tussen steden en de Europese Commissie. De keuze is aan steden om te participeren. De Commissie zet zich in dat de 100 deelnemende steden bestaan uit een divers palet aan steden. Zowel steden die al goed op weg zijn naar klimaatneutraliteit, als steden die nog in de startblokken staan kunnen geselecteerd worden voor de missie.
Vraag 4

Bent u ermee bekend dat Nederland als EU-lidstaat geacht wordt een volwaardig ondertekenende partij te zijn van het op te stellen Stedelijk Klimaat Contract om de Klimaat Missie uit te voeren? Op welke manier bent u bereid dit (financieel) vorm te geven en wat gaan de Europese Commissie en de betrokken lokale overheden hiervan merken? Bij welk ministerie dienen belangstellende steden zich te melden?

Bij het Stedelijk Klimaat Contract staat de ondertekening door de burgemeester van de stad centraal. Daarnaast kunnen andere partijen, publiek en privaat, aanbevelingen ondertekenen. De nationale overheid kan een dergelijke partij zijn. Zoals bij vraag 3 aangegeven gaan BZK en EZK nader in gesprek met steden die voornemens zijn mee te doen aan deze missie. Op basis daarvan zal ik bepalen of de rijksoverheid ook medeondertekenaar zal zijn.
De opzet van de Integrale Kennis en Innovatieagenda van het Klimaatakkoord is eveneens missiegedreven. De middelen worden hierin dan ook missiegedreven ingezet. De kansen die de Stedenmissie biedt, worden afgewogen tegen andere (veelal nationale) mogelijkheden. We zetten in op de maatregelen met de meeste impact. Ik laat me daarbij op dit onderwerp adviseren door het missieteam voor missie B (Gebouwde Omgeving) van de Integrale Kennis en Innovatieagenda.
Team IRIS van RVO werkt als contactpunt voor organisaties die willen meedoen aan Horizon Europe. Daar kunnen organisaties terecht voor ondersteuning voor deelname aan de acties die voortvloeien uit het Horizon Europe Werkprogramma. Dit geldt ook voor steden die willen meedoen aan de Stedenmissie.
Vraag 5

Deelt u tevens de mening dat deelname van de juiste Nederlandse steden aan de Klimaat Missie gebaat is bij effectieve en duidelijke selectiecriteria waaraan voldaan moet worden, waaronder bewezen triple helix inzet met betrokkenheid van burgers, kennisintensiteit op duurzaamheid klimaat en energie en scheiding van publieke geldstromen? Welke criteria zijn er vanuit de rijksoverheid al gedeeld met de Europese Commissie en hoe gaat u ervoor zorgen dat bovenstaande elementen eveneens onderdeel worden van de selectiecriteria?

De Commissie geeft aan dat steden zelf moeten beslissen of ze wel of niet een voorstel indienen. Centrale overheden hebben hierbij geen veto of verplichting om de aanvraag van individuele steden mede te ondertekenen. De door u genoemde selectiecriteria maken deel uit van de voorgestelde missie (zie o.a. Annex V – Selection Process and Criteria vanaf p. 39 van het document in bijlage). Het elegante van deze aanpak is juist de focus op de missie om klimaatneutrale steden te realiseren. De rijksoverheid ziet geen aanleiding hier extra randvoorwaarden aan toe te voegen. Wat het Rijk wel van belang vindt is de mate van betrokkenheid van de gemeente. Het is in dat kader positief te constateren dat een aantal gemeenteraden het indienen van een voorstel voor de Stedenmissie heeft omarmd.
De Commissie geeft aan dat maatschappelijk draagvlak en actieve betrokkenheid van burgers, bedrijfsleven en kennisinstellingen essentieel zijn om deze transitie naar klimaatneutraliteit te laten slagen. Het Rijk onderschrijft dit uitgangspunt. Hoe dit in de praktijk wordt georganiseerd zal per stad verschillen. Voor de acties die onder Horizon Europe worden opengesteld, gelden de reguliere criteria op basis van excellentie en impact.
Vraag 6

Welke financiële bijdrage is er via de Europese Commissie vanuit Horizon Europe beschikbaar voor deelnemende Nederlandse steden? Op welke manier bent u voornemens de diverse beschikbare financiële Europese instrumenten, waaronder de Green Deal en Recovery and Resilience Facility, aan te spreken en in te zetten voor de realisatie van de Klimaat Missie in de deelnemende Nederlandse steden?

De missies als zodanig vormen onderdeel van de tweede pijler van Horizon Europe en beogen complementair te zijn aan de inspanningen vanuit de thematische clusters en partnerschappen onder deze pijler, maar ook aan andere onderdelen van Horizon Europe. Voor de eerste drie jaar van Horizon Europe is maximaal 10% van het jaarbudget van pijler twee beschikbaar voor missies5. De bedragen die per missie beschikbaar zijn onder het Horizon Europe Werkprogramma 2021–2022 worden momenteel besproken met lidstaten en vloeien voort uit de implementatieplannen. Voor de Stedenmissie is vooralsnog € 300 mln gereserveerd.
Voor de Stedenmissie zal het budget naar verwachting grotendeels ingezet worden voor onderzoek en innovatie, primair op vlak van transport en energie. Het gaat daarbij niet om vooraf geografisch geoormerkte bedragen aan landen of steden. Ook wordt hiermee de realisatie van een platform ter ondersteuning van steden in co-creatie van Stedelijke klimaatcontracten en met advies op vlak van investeringen en financiering mogelijk gemaakt.
De Europese Commissie verwacht voor de missies dat nationale en regionale overheden en de private sector zelf ook fors investeren en dat er vanuit andere relevante EU-programma’s bijgedragen zal worden. Hier kan de Commissie uiteraard geen garanties voor geven. Wel zal de Commissie aan geselecteerde steden een «mission label» toekennen. Dit kan dienen als een soort waarde keurmerk waarmee steden mogelijk een preferentiële behandeling krijgen bij andere fondsen. Tegelijk blijven de standaardregels van de diverse programma’s en regelingen van kracht.
Het is primair aan de steden om verschillende vormen van financiering aan elkaar te verbinden. RVO en de betrokken departementen kunnen hier in ondersteunen. Nationaal instrumentarium wordt breed ingezet op die onderwerpen waar de meeste impact te behalen is voor de verduurzaming van de gebouwde omgeving. We hebben daarin geen «fast lane» voor de voorlopers gecreëerd en hebben ook niet die intentie. De betrokken departementen staan open voor signalen van steden met interesse in de missie.

25 juni 2021 - 13 juli 2021

18 dagen

Mogelijke extra kosten bij snelladers voor automobilisten
	Jaco Geurts (CDA), Henri Bontenbal (CDA)
	Cora van Nieuwenhuizen (minister infrastructuur en waterstaat) (VVD), Stef Blok (minister economische zaken) (VVD)

Bronnen

1. De Telegraaf, 23-6-2021, Automobilist betaalt te veel bij laadpaal, (…

Vraag 1

Kent u het bericht «Automobilist betaalt te veel bij laadpaal»?1

Ja.
Alvorens over te gaan tot beantwoording van de overige vragen, wil ik er op wijzen dat het artikel ten onrechte vermeldt dat NMi de toezichthouder op de Metrologiewet is. NMi Certin B.V. is een aangewezen instantie op basis van artikel 12 van de Metrologiewet en verricht conformiteitsbeoordelingen in opdracht van fabrikanten. De toezichthouder op de Metrologiewet is Agentschap Telecom.
Vraag 2

Klopt het dat automobilisten die hun stekkerauto aan een snellader opladen bij een DC snellaadstation vaak veel minder energie krijgen geleverd dan waarvoor zij betalen? Zo ja, hoe kan dat en waar blijkt dit uit?

Ik heb kennisgenomen van de beschrijving die het artikel toedicht aan NMi. Ik zie echter vooralsnog geen redenen om aan te nemen dat minder energie wordt geleverd dan waarvoor wordt betaald. Snelladers zijn over het algemeen gelijkstroomladers, waarbij in het laadstation wisselstroom wordt omgezet naar gelijkstroom. Die omzetting kost energie. Dit energieverlies vindt echter plaats vóórdat de stroom aan de auto wordt geleverd en is al verdisconteerd in de laadprijs, zo geven snellaadexploitanten bij navraag aan. De consument betaalt vervolgens voor de energie die daadwerkelijk wordt afgenomen (de energie die door de laadkabel gaat). De exploitanten geven ook aan dat de verliezen tussen laadpunt en auto gemiddeld genomen minder dan 1% bedragen en dat de gelijkstroom die in rekening wordt gebracht aan de klant wordt bepaald met een deugdelijke meter. De exploitanten doen zelf doorlopend controles op voltage en stroomsterkte en laten ook accountantscontroles uitvoeren op de verschillen tussen afname en levering van stroom. Tot slot kan het, afhankelijk van de laadsnelheid en het type auto, voorkomen dat de accu tijdens het laden gekoeld wordt door het batterijmanagementsysteem van de auto. Dit kan ervoor zorgen dat de door de exploitant geleverde energie afwijkt van de energie in de batterij na het opladen. Dit is echter niet het gevolg van afwijkingen in de geleverde energie, maar van de effectiviteit van de laadsystemen in het voertuig.
Vraag 3

Klopt de constatering van het Nederlandse Meetinstituut (NMi) dat als fabrikanten geen rekening houden met het energieverlies en de meetmethode niet goed is gecertificeerd de consument extra onkosten zouden kunnen krijgen?

Fabrikanten en exploitanten van laadpalen, waaronder snelladers, zijn nu al gebonden aan bepalingen in algemene consumentenwetgeving. Op grond daarvan is een handelaar verplicht om aan de consument te leveren waarvoor deze betaalt en de consument moet voorafgaand, tijdens en na het laden worden geïnformeerd over het tarief en de hoeveelheid kWh die geleverd wordt. Deze informatie moet duidelijk, eenvoudig en niet misleidend zijn. Consumenten die zich zorgen maken kunnen zich met klachten wenden tot de leverancier, de rechter en/of de toezichthouder Autoriteit Consument en Markt (ACM). Uit controles van de ACM2 en de eerste editie van de «Benchmark prijstransparantie»3 van het NKL die is gehouden in het kader van de Nationale Agenda Laadinfrastructuur (NAL), blijkt dat het voor elektrische rijders in Nederland steeds duidelijker wordt wat de kosten zijn van (semi-)publiek laden. De prijsinformatie voor en na het laden is vrijwel altijd goed op orde.
Vraag 4

Hoe gaat u om met deze informatie gezien het feit dat door de toename in het gebruik van elektrische auto’s de verwachting is dat er heel snel meer snelladers bij zullen komen?

Mijn voorkeur gaat uit naar op Europees niveau geharmoniseerde regelgeving met betrekking tot de metrologische aspecten van laadpalen. Ook de laadpuntexploitanten zelf pleiten hiervoor in Europees verband. Nederland levert een actieve bijdrage aan de ontwikkelingen op mondiaal (OIML: Organisation Internationale de Métrologie Légale) en Europees niveau. Op dit moment is een aanbeveling van OIML in een vergevorderd stadium en komen nieuwe normen voor gelijkstroom-meters beschikbaar. Ik geef het volgende kabinet in overweging om, zodra er internationale overeenstemming is over de te stellen eisen, te bezien of het mogelijk en wenselijk is deze alvast in nationale regelgeving te verankeren.
Vraag 5

Waarom zijn er net als bij brandstofpompstations geen regels opgesteld over levering zodat duidelijk is hoeveel stroom de snellader daadwerkelijk levert?

Laadpalen vallen onder de Metrologiewet wat betreft de gebruikte meters. Voor de meters in wisselstroomlaadpalen (het merendeel van de huidige publieke laadpalen) zijn onder de Metrologiewet reeds eisen gedefinieerd. De Metrologiewet verwijst hiervoor naar de eisen in de Europese meetinstrumentenrichtlijn. Voor gelijkstroom zijn de eisen nog in ontwikkeling. Zoals aangegeven bij het antwoord op vraag 3 moeten handelaren op grond van de bestaande (consumenten)regelgeving consumenten leveren waarvoor deze betalen en duidelijke, eenvoudige en niet misleidende informatie verstrekken over de prijs en de hoeveelheid.
Vraag 6

Hoe kijkt u er tegen aan dat Duitsland nu het enige land is dat een wettelijk kader heeft over energieleveranties bij snelladers? Hoe beoordeelt u dit wettelijk kader?

Ik geef de voorkeur aan Europees geharmoniseerde regelgeving. Het zal naar verwachting nog de nodige tijd vergen voordat deze Europese regelgeving daadwerkelijk van kracht wordt. Wel ga ik ervan uit dat er dit jaar nog duidelijkheid ontstaat over de te stellen eisen. In de discussie over de te stellen eisen worden het wettelijk kader van Duitsland en de achterliggende overwegingen meegenomen.
Vraag 7

Bent u bereid om in Europa te pleiten voor een Europees wettelijk kader? Zo ja, op welke termijn? Zo niet, hoe kijkt u aan tegen een nationaal wettelijk kader?

Ja, daartoe ben ik bereid. Met betrekking tot de metrologische aspecten van laadpalen draagt Nederland momenteel al actief bij aan de ontwikkeling van een Europees wettelijk kader. Omdat Europese regelgeving niet op korte termijn te verwachten is, geef ik het volgende kabinet in overweging om, zodra er internationale overeenstemming is over de te stellen eisen, te bezien of het mogelijk en wenselijk is deze alvast in nationale regelgeving te verankeren.

22 juni 2021 - 8 juli 2021

16 dagen

Belemmeringen bij het verduurzamen van woningen
	Henri Bontenbal (CDA), Pieter Heerma (CDA)
	Kajsa Ollongren (viceminister-president , minister binnenlandse zaken en koninkrijksrelaties) (D66)

Vraag 1

Is het waar dat ondanks het feit dat de verplichte kennis- en ervaringstoets voor het verhogen van een hypotheek zonder advies voor het verduurzamen van woningen sinds 1 april is vervallen er in de praktijk nog weinig aanbieders gebruik maken van deze mogelijkheid? Wat is daar volgens u de oorzaak van?

Het klopt dat in de praktijk nog weinig kredietaanbieders de mogelijkheid bieden aan consumenten om zonder advies een aanvullende hypotheek af te sluiten voor de financiering van verduurzamingsmaatregelen zonder dat een kennis- en ervaringstoets hoeft te worden afgelegd. Echter de kennis- en ervaringstoets is pas per 1 april jl. geschrapt dus ik kan me voorstellen dat kredietaanbieders hierover nog een beslissing moeten nemen. Bovendien vergt het aanpassen van systemen ook de nodige tijd.
Vraag 2

Deelt u de mening dat bewoners die zelf in actie komen om hun woning te verduurzamen daarbij zoveel mogelijk ondersteund moeten worden en dat (financiële) belemmeringen moeten worden weggenomen?

Ja.
Vraag 3

Wat is de achterliggende gedachte van het opnemen van de eis dat een aanvullende hypotheek voor het verduurzamen van een woning binnen vijf jaar na het sluiten van de al aanwezige hypotheek moet worden afgesloten?

De achterliggende gedachten bij de vijf jaar is dat als de consument reeds een hypotheek heeft en die binnen vijf jaar verhoogt bij dezelfde aanbieder, mag worden aangenomen dat de consument nog de kennis heeft van het hypotheekproduct en inzicht heeft in de financiële risico’s die samenhangen met een hypotheek.
Vraag 4

In hoeverre is deze beperking van 5 jaar nodig gezien het feit dat in alle gevallen door de geldverstrekker wordt getoetst of de hypotheek verantwoord is?

De kennis- en ervaringstoets en de krediettoets dienen een verschillend doel. De kennis- en ervaringstoets is voorgeschreven zodat de hypotheekaanbieder kan beoordelen of een consument over voldoende kennis- en ervaring beschikt om het hypotheekproduct te begrijpen en inzicht heeft in de financiële risico’s die zijn verbonden aan het afsluiten van een aanvullend krediet. Daarnaast dient de kennis- en ervaringstoets om te beoordelen of de consument in staat is om zonder advies een financieel product (in dit geval een hypotheek) af te sluiten. De kredietwaardigheidstoets dient de hypotheekaanbieder uit te voeren om te beoordelen of het krediet verantwoord is voor de consument. Daarbij gaat het om de vraag of de consument de rente en aflossing van het krediet kan betalen. Het uitsluitend beoordelen of een krediet verantwoord is, is niet voldoende. De consument moet ook zelf kunnen beoordelen of het betreffende hypotheekproduct passend is gelet op zijn situatie, wensen en behoeften. Om die reden bestaan de kennis- en ervaringstoets en de krediettoets naast elkaar.
Vraag 5

Erkent u het feit door deze eis het aantal huiseigenaren dat wordt gestimuleerd om te investeren in het verduurzamen van hun woning aanzienlijk beperkt wordt? Deelt u de mening dat dit een onnodige beperking is en dat hierdoor een grote potentiele verduurzaming van het woningbestand wordt gemist, gezien de recente waardestijgingen van woningen waardoor veel huiseigenaren een forse overwaarde hebben opgebouwd? Zo nee, waarom niet?

Door het schrappen van de kennis- en ervaringstoets kunnen de kosten voor het afsluiten van een aanvullende hypotheek voor verduurzaming zonder advies voor huiseigenaren dalen. De huiseigenaar kan eenvoudiger zelf (zonder advies) zijn hypotheek verhogen ter financiering van verduurzamingsmaatregelen. Hierdoor kunnen huiseigenaren worden gestimuleerd om te investeren in het verduurzamen van hun woning. Het is wenselijk om hierbij de beperking van vijf jaar te hanteren, omdat er niet zonder meer vanuit kan worden gegaan dat na vijf jaar na afsluiten van de reeds aanwezige hypotheek de kennis over de hypotheek nog voldoende is om zonder advies een aanvullende hypotheek af te sluiten. De kennis- en ervaring van de consument zal dan opnieuw moeten worden getoetst.
Naast het verhogen van hun hypotheek (al dan niet zonder advies) kunnen huiseigenaren er ook voor kiezen om de verduurzamingsmaatregelen te financieren met een consumptief krediet (al dan niet via het Nationaal Warmtefonds). Daarnaast heb ik diverse subsidieregelingen opengesteld, zoals de ISDE, RRE, SAH en RVV-V. Meerjarig onderzoek laat overigens zien dat de meeste woningeigenaren de verduurzaming van hun woning betalen met spaargeld. Er zijn derhalve diverse financieringsmogelijkheden voor woningeigenaren.
Vraag 6

Bent u gezien het bovenstaande bereid om de eis dat een aanvullende hypotheek voor het verduurzamen van een woning binnen vijf jaar na het sluiten van de al aanwezige hypotheek moet worden afgesloten te laten vervallen? Zo nee, waarom niet?

Als voorwaarde voor het zonder kennis- en ervaringstoets afsluiten van een aanvullende hypotheek via execution only (zonder advies) voor het verduurzamen van de woning is opgenomen dat de aanvullende hypotheek binnen vijf jaar na het afsluiten van de al aanwezige hypotheek moet zijn afgesloten. Achterliggende gedachte hierbij is dat als de consument reeds een hypotheek heeft en die binnen vijf jaar verhoogt bij dezelfde aanbieder, mag worden aangenomen dat de consument nog de kennis heeft van het hypotheekproduct en inzicht heeft in de financiële risico’s die samenhangen met een hypotheek. Ik zie geen reden om de termijn van vijf jaar te laten vervallen omdat er niet zonder meer vanuit kan worden gegaan dat na deze periode van vijf jaar de kennis over het financieel product nog voldoende is om zonder advies een aanvullende hypotheek af te sluiten.
Vraag 7

Bent u tevens bereid om te onderzoeken welke mogelijkheden er zijn om de taxatiekosten voor de financiering van het verduurzamen van de woning zoveel mogelijk te beperken, bijvoorbeeld door gebruik te maken van taxaties die zoveel mogelijk zijn gebaseerd op modelmatige waarderingen?

Voor het verhogen van de hypotheek voor het verduurzamen van de woning is een taxatie van de woning verplicht. Voorheen kon er in bepaalde gevallen gebruik gemaakt worden van een volledig modelmatige waardering. In mei 2020 heeft de Europese Bankautoriteit (EBA) de richtsnoeren over initiëring en monitoring van leningen vastgesteld1. De Nederlandsche Bank (DNB) en de Europese Centrale Bank (ECB) passen deze richtlijnen sinds 30 juni toe.
Hierdoor is het voor bancaire hypotheekverstrekkers niet meer mogelijk om gebruik te maken van enkel een volledig modelmatige waardering bij het verstrekken van een hypothecair krediet. Dit geldt ook voor een verhoging van de hypotheek voor het verduurzamen van de woning.
De richtsnoeren van de EBA laten wel ruimte voor een zogenaamde hybride taxatie2. Dit is een taxatievorm waarbij een modelmatige waardering het uitgangspunt is, die vervolgens door een taxateur wordt beoordeeld, geëvalueerd en goedgekeurd. Met het hybride taxatieproduct kan onder meer een verhoging van de hypotheek voor verduurzaming laagdrempelig blijven en kan de situatie worden vermeden dat voor deze aanpassingen een duurdere fysieke taxatie moet worden uitgevoerd.
Om gebruik te kunnen maken van een hybride taxatievorm moet aan bepaalde criteria worden voldaan. Zo kan deze vorm van taxeren alleen worden gebruikt als het gebruikte model voldoende betrouwbaar de waarde van de individuele woning kan bepalen. Daarnaast geldt dat een hybride taxatie alleen gebruikt mag worden indien de maximale hoogte van het hypothecair krediet ten opzichte van de waarde van de woning (loan-to-value) niet meer dan 90 procent bedraagt.
Zoals toegelicht in mijn recente Kamerbrief3 over woningtaxaties zijn er verschillende hybride producten ontwikkeld. De prijs van deze producten kan verschillen. Ik vind het belangrijk dat het product laagdrempelig en goedkoop is voor de consument, maar dat ook de kwaliteit voldoende is geborgd. Daarom zal ik de vinger aan de pols houden wat betreft de uiteindelijke kosten van de hybride taxatieproducten.

21 juni 2021 - 14 juli 2021

23 dagen

Nieuwe generatie kernenergie
	Henri Bontenbal (CDA)
	Dilan Yeşilgöz-Zegerius (staatssecretaris economische zaken) (VVD)

Bronnen

1. Zie o.a. Change.inc, 17 juni 2021, «Canadese kernfusiereactor kan doo…

Vraag 1

Bent u bekend met de artikelen over nieuwe typen kerncentrales?1

Ja.
Vraag 2

Hoe beoordeelt u de kansrijkheid van nieuwe type kerncentrales, zoals het type «small modular reactors» (SMRs)en de in ontwikkeling zijnde fusiereactor, in de context van het Nederlandse energiebeleid? Bent u bereid deze opties op te nemen van portfolio van technologieën die mogelijk een rol kunnen spelen in de decarbonisatie van onze energievoorziening?

Voor Nederland is een CO2-vrije, betrouwbare en betaalbare energievoorziening belangrijk. Het energiebeleid staat dan ook open voor verschillende realistische opties die hieraan een bijdrage kunnen leveren. Voor een potentiële bijdrage van een energieoptie aan de ambities speelt timing, naast bijvoorbeeld maatschappelijk draagvlak en ruimtelijke inpassing, een grote rol. De energietransitie is urgent. In 2050 willen we 95% van alle CO2-uitstoot hebben teruggedrongen. Voor zover bekend, is er geen energiescenario van een grote gerenommeerde organisatie (zoals IPCC, IEA) waarin fusie-energie wordt meegenomen richting 2050. Ik vind het dan ook interessant dat General Fusion een eerste demonstratiereactor voor kernfusie gaat bouwen in het Verenigd Koninkrijk en ik volg deze ontwikkelingen met belangstelling.
Uit de marktconsultatie kernenergie komen SMRs als interessante optie naar voren. SMRs bieden verschillende voordelen ten opzichte van de grotere typen kerncentrales. Zo is de verwachting dat SMRs in serie gebouwd kunnen worden en met een kortere doorlooptijd dan de grotere kerncentrales. Daar staat tegenover dat nu nog onduidelijk is in hoeverre SMRs gevoelig zijn voor First-Of-A-Kind (FOAK) problematiek, omdat er nog geen ervaring is opgedaan met het bouwen van dit nieuwe type kerncentrale voor commerciële toepassing. Dit gebrek aan ervaring brengt risico’s van overschrijding van de bij de start van het project geschatte kosten en doorlooptijd met zich mee. Dit geldt ook voor de vergunningverlening. Uit de marktconsultatie volgt dan ook de aanbeveling om bij de eventuele bouw van een nieuwe kerncentrale te kiezen voor een grotere generatie III+ kerncentrale.
SMRs bieden kansen voor CO2-reductie op langere termijn. Ik acht het dan ook van belang om in (inter)nationaal verband samen te werken aan kennisontwikkeling en aansluiting te zoeken bij de Europese toekomstige ontwikkeling van SMRs. Hiermee zorg ik ervoor dat Nederland goede aansluiting behoudt bij kernenergie opties voor de nabije toekomst.
Vraag 3

Bent u bekend met de SMR van GE Hitachi? Hoe beoordeelt u de kosten van deze kerncentrale in relatie tot andere CO2-vrije elektriciteitsbronnen?

Het IAEA heeft laten weten dat het SMR-concept van GE-Hitachi, samen met het concept van NuScale Power, in de licentie-fase zit en daarmee het meest kansrijk lijkt om op termijn beschikbaar te komen voor commerciële toepassing.
Zoals ik in mijn antwoord op vraag 2 al aangaf is het nu nog onduidelijk in hoeverre SMRs gevoelig zijn voor FOAK-problematiek. In de marktconsultatie kernenergie is aangegeven dat de algemene verwachting van marktpartijen is dat in de periode 2027–2033 de eerste SMRs op basis van Generatie III+-technologie operationeel zouden kunnen zijn. Grootschalige commerciële implementatie van SMRs op basis van Generatie IV wordt pas rond 2045 verwacht. Nederland kan al wel eerder kiezen voor een bepaald SMR ontwerp maar dan is het risico op FOAK-problematiek groot.
SMRs worden ontworpen om per MW/h vergelijkbare kosten met zich mee te brengen als de grotere, meer conventionele kerncentrales. Zoals bekend vraagt de bouw van een kerncentrale hoge investeringen. De precieze kosten voor SMRs zijn lastig in te schatten omdat ze nog nergens zijn gebouwd, maar uit de reacties in de marktconsultatie kernenergie volgt dat deze voor een SMR van 300 MW tussen de 1,5 en 2,8 miljard euro zouden liggen. Eenmaal gebouwd liggen de variabele kosten voor het in werking hebben van een kerncentrale – in vergelijking tot conventionele elektriciteitsproductie met fossiele brandstoffen – relatief laag. De variabele kosten van elektriciteitsproductie met zon en wind liggen echter nog lager.
Kernenergie kan een bijdrage leveren aan de energietransitie omdat het CO2-arm is en ook regelbaar vermogen kan leveren in periodes met weinig wind en zon. Grote internationale organisaties (Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC), International Energy Agency (IEA), Nuclear Energy Agency van de Organisation for Economic Cooperation and Development (OECD-NEA), International Atomic Energy Ageny (IAEA), MIT) zien kernenergie dan ook als complementair aan zonne- en windenergie. Zoals aangekondigd bij het aanbieden van de marktconsultatie kernenergie zal ik een scenario-studie (voor de periode 2030-verder dan 2050) laten opstellen, waarbij zal worden ingegaan op de relatie tussen diverse typen CO2-vrij vermogen en op welke wijze kernenergie inpasbaar kan zijn in de Nederlandse energiemix.
Vraag 4

Onder welke voorwaarden zou het kabinet bereid zijn veilige en betaalbare kerncentrales van een nieuwe generatie een volwaardige plek te geven in het Nederlandse energiebeleid?

Kernenergie maakt al onderdeel uit onze energiemix en de optie van nieuwe kernenergie is ook niet uitgesloten in het Nederlandse energiebeleid. Bij de keuze voor een bepaalde technologie is het van belang te kiezen voor een bewezen technologie die voldoet aan geldende veiligheidseisen. Ook is financierbaarheid van belang waarbij er een goede balans dient te zijn tussen de risico’s die marktpartijen en de overheid dragen.
Vraag 5

Bent u bereid om samen met andere lidstaten een Europees programma op te zetten voor onderzoek, ontwikkeling en marktintroductie van kernenergie van een nieuwe generatie (SMRs, kernfusie) kerncentrales?

Ik zie zeker mogelijkheden om met andere lidstaten samen te werken aan nieuwe generatie kernreactoren. SMRs bieden mogelijkheden om CO2 te reduceren. Een belangrijke voorwaarde van marktintroductie van SMRs in Nederland is de beschikbaarheid van locaties waar een kerncentrale kan worden gerealiseerd en waar maatschappelijk draagvlak voor bestaat. Op basis van de marktconsultatie lijkt de realisatie van SMRs op meerdere locaties in Nederland lijkt nu niet haalbaar.
Overigens draagt Nederland via de Europese Unie bij aan het fusie project ITER. Zoals ik het zie liggen de rol en het belang van ITER voor Nederland vooralsnog in het hoogwaardige onderzoek en niet in een mogelijke bron van energie in de toekomst tot 2050.
Vraag 6

Bent u bereid te overwegen een tendersystematiek op te zetten waarmee een nieuwe generatie kerncentrales zoals SMRs in Nederland gerealiseerd kunnen worden als onderdeel van een volledig CO2-vrije energievoorziening? Bent u bereid deze tendersystematiek zodanig vorm te geven dat (net zoals bij offshore wind) kostprijsreductie in de tendersystematiek wordt ingebouwd? Bent u het met de CDA-fractie eens dat een dergelijke tendersystematiek kan helpen om de kosten van kernenergie controleerbaar te houden?

Bij Wind op Zee is de tendersystematiek heel succesvol gebleken. Een belangrijk deel van dit succes bestaat uit het wegnemen van risico’s die voor marktpartijen lastig te beheersen zijn. Voor het realiseren van kernenergie zie ik een parallel met voor marktpartijen lastig te beheersen risico’s. Zoals ook uit de marktconsultatie kernenergie naar voren komt, zijn marktpartijen bereid om risico’s te nemen die zij zelf kunnen beheersen. Uiteraard zal ik de geleerde lessen meenemen in toekomstige trajecten, ook als het kernenergie betreft.
Op dit moment is het echter nog te vroeg om een tender voor SMRs op te zetten omdat deze commercieel nog niet beschikbaar zijn. Daarnaast blijkt uit de marktconsultatie dat er naar verwachting onvoldoende draagvlak is om meerdere SMRs verspreid door het land te bouwen. Maatschappelijk draagvlak is van groot belang voor de introductie van nieuwe kernenergie. Voor een vergelijkbare elektriciteitsoutput moeten er 5–15 SMRs (afhankelijk van de grootte: variërend tussen 100–300 MW) neergezet worden als alternatief voor een kerncentrale van 1500 MW. Het is in principe mogelijk om meerdere SMRs op één locatie te bouwen maar uit de marktconsultatie blijkt dat dat waarschijnlijk geen voordelen biedt ten opzichte van de bouw van één grote reactor.
Vraag 7

Is het uitsluiten van kernenergie in het Klimaatakkoord een verstandige beslissing geweest?

Zoals het kabinet eerder heeft aangegeven is kernenergie een van de opties voor de toekomstige energiemix (Kamerstuk 32 645, nr. 89). In de begeleidende brief bij het Klimaatakkoord is aangegeven dat verschillende studies voor 2050 laten zien dat kernenergie op termijn een kosteneffectieve mogelijkheid kan zijn en dat een positieve businesscase op lange termijn tot de mogelijkheden kan behoren. Kernenergie is derhalve niet uitgesloten. Het Klimaatakkoord zelf ziet op de maatregelen die nodig zijn om de CO2-reductiedoelstelling voor 2030 te halen. Gelet op de verwachte doorlooptijden voor vergunningverlening en bouw van een nieuwe kerncentrale lijkt extra kernenergie in Nederland voor 2030 niet waarschijnlijk.

21 juni 2021 - 16 juli 2021

25 dagen

Koolstofvastlegging
	Henri Bontenbal (CDA), Derk Boswijk (CDA)
	Carola Schouten (viceminister-president , minister landbouw, natuur en voedselkwaliteit) (CU)

Bronnen

1. Nieuwe Oogst, 14 mei 2021, «Markt loopt warm voor koolstofboeren», ht…
2. Kamerstuk 32 813, nr. 664

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Markt loopt warm voor koolstofboeren» van 14 mei 2021?1

Voor minerale landbouwbodems is in het Klimaatakkoord afgesproken dat vanaf 2030 0,5 Mton CO2-eq. koolstof per jaar extra moet worden vastgelegd ten opzichte van het emissiepad bij ongewijzigd beleid in 2016. In het onderzoeksprogramma Slim Landgebruik wordt de effectiviteit van koolstofvastleggende maatregelen voor minerale landbouwbodems nader onderzocht, op basis waarvan de inschatting van de totale potentiële koolstofvastlegging in minerale landbouwbodems zal worden bepaald. De daadwerkelijke koolstofvastlegging in minerale landbouwbodems is in de praktijk afhankelijk van de implementatie van diverse maatregelen door boeren.
Voor veenbodems gaat het vooral om het behoud van koolstof in de bodem en daarmee het voorkomen van CO2-emissie. In het Klimaatakkoord is afgesproken dat er in 2030 1 Mton CO2-eq. broeikasgasemissiereductie gerealiseerd zal zijn binnen een areaal van ca. 90.000 ha veengronden. Het totaal areaal veengronden (exclusief moerige gronden) in beheer bij de landbouw is ca. 200.000 ha. Het is op dit moment onduidelijk welke maatregelen mogelijk zijn om de emissies van broeikasgassen substantieel verder terug te dringen.
Voor koolstofvastlegging in bomen in combinatie met landbouw, oftewel «agroforestry», is de potentie in de eerste 10 jaar 2,3 tot 3,1 ton CO2-eq./ha/jaar aan onder- en bovengrondse houtige biomassa, afhankelijk van het teeltsysteem. De totale potentiële koolstofvastlegging door «agroforestry» kan bepaald worden door dit te vermenigvuldigen met het aantal hectare dat gerealiseerd wordt. Hier zal ik uitgaan van de ambitie uit de Bossenstrategie om 7.000 ha «agroforestry» in 2030 te realiseren, wat uitkomt op een totale potentiële koolstofvastlegging van ca. 0,016–0,022 Mton CO2-eq./jaar. Omdat bomen naarmate ze ouder worden sneller koolstof vastleggen, kan dit na 10 jaar verdubbelen tot ca. 0,032–0,044 Mton CO2-eq./jaar. Hier zit echter wel een grens aan.
De 7.000 ha is de voorlopige ambitie voor 2030. Het is mijn streven om het areaal «agroforestry» zo snel mogelijk op te schalen en ik verken de haalbaarheid van een hogere ambitie van 25.000 ha. Indien haalbaar, wordt de totale potentiële koolstofvastlegging door «agroforestry» groter.
Vraag 2

Kunt u aangeven wat de potentie is van koolstofvastlegging in de agrarische sector ten behoeve van het Nederlandse klimaatbeleid?

Zie antwoord vraag 1.
Vraag 3

Op welke manier kan «carbon farming» het verdienmodel van de Nederlandse boer verbeteren?

«Carbon farming», zijnde het toepassen van koolstofvastleggende/-behoudende2 maatregelen, kan zorgen voor een extra inkomstenbron voor de boer. Dit kan o.a. door de verkoop van «carbon credits» op de vrijwillige markt. Eén «carbon credit» staat voor een bepaalde hoeveelheid vastgelegde of behouden koolstof. De «carbon credits» kunnen worden gekocht door een individu of bedrijf dat vrijwillig betaalt voor het vastleggen/behouden van koolstof door de boer. Daarnaast kunnen bedrijven binnen de agrifoodketen boeren betalen voor het vastleggen/behouden van koolstof, bijvoorbeeld door een hogere prijs te betalen voor de afgenomen producten. Een andere mogelijkheid is dat overheden boeren belonen voor het vastleggen/behouden van koolstof middels subsidies en/of het Gemeenschappelijk Landbouwbeleid (GLB).
Bovendien verbetert het verhogen van het organische stofgehalte (en daarmee koolstofvastlegging) in minerale bodems de bodemkwaliteit, wat op de lange termijn zorgt voor een stabielere of zelfs hogere opbrengst. Evenzo kan de opbrengst van fruit- en notenbomen in het geval van agroforestry, zorgen voor een extra inkomstenbron.
Vraag 4

Deelt u de mening van Eurocommissaris Timmermans dat Nederland niet geschikt is voor het op grote schaal vastleggen van koolstof in landbouwbodems?

Eurocommissaris Timmermans noemde tijdens een door LTO georganiseerd webinar de hoge grondprijzen en de opbrengsten in Nederland een belemmering voor het op grote schaal verwaarden van extra koolstofvastlegging in minerale landbouwbodems middels «carbon credits». De relatief lage prijs voor een «carbon credit» op de internationale markt dekt niet de alternatieve kosten die Nederlandse boeren maken om extra koolstof vast te leggen. De verwachting is echter dat regionale koolstofprojecten boeren mogelijk een hogere prijs kunnen bieden voor hun «carbon credits», vergeleken met de huidige internationale marktprijs. Ook noemde Eurocommissaris Timmermans tijdens hetzelfde webinar het relatief hoge organische stofgehalte van Nederlandse minerale landbouwbodems. Dit maakt het moeilijk om de additionaliteit van de vastgelegde koolstof aan te tonen, hetgeen noodzakelijk is voor het verwaarden ervan.
Vraag 5

Welke initiatieven ontplooit u om boeren in Nederland te ondersteunen bij «carbon farming»?

De lopende initiatieven van het Ministerie van Landbouw, Natuur en Voedselkwaliteit (LNV) om boeren in Nederland te ondersteunen bij «carbon farming» hebben vooral betrekking op onderzoek en pilots met betrekking tot de effectiviteit, toepasbaarheid en kosten van koolstof-vastleggende/-behoudende maatregelen op minerale- en veenbodems. De resultaten hiervan worden breed gedeeld met boeren via netwerken om hen handelingsperspectieven te bieden. Voor koolstofvastleggende/-behoudende maatregelen op minerale bodems loopt dit grotendeels mee in de opdracht van het Ministerie van LNV aan Deltaplan Agrarisch Waterbeheer (DAW) voor versterkte kennisverspreiding over duurzaam bodembeheer en klimaatadaptatie. Op EU-niveau co-financiert het Ministerie van LNV de Nederlandse deelname van ZLTO en Bionext aan het Interreg North Sea Region project «Carbon Farming». In dit project worden maatregelen onderzocht in de praktijk, verdienmodellen ontworpen en in show cases uitgetest.
Het ondersteunen van «agroforestry» doe ik op verschillende manieren. Ik ondersteun verschillende onderzoeksprojecten en pilots de komende jaren die «agroforestry» moeten versterken, zoals het «living lab agroforestry» op de Floriade. Ook ben ik samen met andere partijen bezig met de opzet van een landelijk kennisnetwerk «agroforestry». Verder verken ik hoe financiële prikkels en ondersteunende beleidskaders geboden kunnen worden via het NSP en het omschakelprogramma kringlooplandbouw. Er zijn eerder al een aantal stappen gezet, zo is er bijvoorbeeld nu een passende gewascode voor voedselbosbouw, waardoor dit type landgebruik in aanmerking komt voor hectarevergoedingen in het GLB. Ook zijn er sinds dit jaar fiscale voordelen vanuit de MIA\Vamil voor ondernemers die «agroforestry» willen toepassen.
Vraag 6

Verwacht u dat de beleidsaanpassing die in het rapport «Bestemming Parijs» wordt genoemd zal worden doorgevoerd, waarbij het gaat om het samenvoegen van non-energetische emissies van de landbouw en landgebruik tot een gemeenschappelijke pijler genaamd «Agriculture, Forestry en Land Use», gezien het feit dat samenvoeging van de sectoren landgebruik en landbouw inhoudelijk gezien niet onlogisch is en kan leiden tot meekoppelkansen (onder andere het zogenaamde «carbon farming», het belonen van boeren voor koolstofvastlegging in grond en gewassen)?2 Wat kan dat betekenen voor de Nederlandse agrarische sector?

Het samenvoegen van non-energetische emissies van de landbouw en
landgebruik tot een gemeenschappelijke pijler genaamd «Agriculture, Forestry en Other Land Use» (AFOLU) is één van de voorstellen die de Europese Commissie op 14 juli heeft gepresenteerd als onderdeel van het «Fit for 55» pakket. Dit pakket bevat een reeks aan voorstellen voor herzieningen en wijzigingen van het bestaande EU-klimaatbeleid, om in 2030 een hoger EU-emissiereductiedoel te realiseren van 55% ten opzichte van 1990. Op dit moment wordt beoordeeld wat het voorstel kan betekenen voor de Nederlandse agrarische sector. Uw Kamer zal via de BNC-route hier nader over worden geïnformeerd.

Titel

Status

Indiener (persoon)

Indiener (partij)

Onderwerpen

140 kamervragen gevonden

beantwoord onbeantwoord uitgesteld

Alle

27 december 2021 - 7 februari 2022

42 dagen

Henri Bontenbal (CDA), Silvio Erkens (VVD)

Dilan Yeşilgöz-Zegerius (minister justitie en veiligheid) (VVD)

Bronnen

Vraag 1

Vraag 2

Vraag 3

Vraag 4

Vraag 5

Vraag 6

Vraag 7

Vraag 8

Vraag 9

Vraag 10

Vraag 11

Vraag 12

Vraag 13

22 december 2021 - 24 december 2021

2 dagen

Henri Bontenbal (CDA)

Dilan Yeşilgöz-Zegerius (staatssecretaris economische zaken) (VVD), Stef Blok (minister economische zaken) (VVD)

Bronnen

Vraag 1

Vraag 2

Vraag 3

Vraag 4

Vraag 5

Vraag 6

Vraag 7

Vraag 8

Vraag 9

15 december 2021 - 8 februari 2022

55 dagen

Henri Bontenbal (CDA)

Dilan Yeşilgöz-Zegerius (minister justitie en veiligheid) (VVD)

Vraag 1

Vraag 2

Vraag 3

Vraag 4

Vraag 5

Vraag 6

Vraag 7

Vraag 8

Vraag 9

Vraag 10

10 december 2021 - 24 januari 2022

45 dagen

Kiki Hagen (D66), Henri Bontenbal (CDA)

Steven van Weyenberg (D66)

Bronnen

Vraag 1

Vraag 2

Vraag 3

Vraag 4

Vraag 5

Vraag 6

Vraag 7

Vraag 8

Vraag 9

Vraag 10

Vraag 11

7 december 2021 - 8 februari 2022

63 dagen

Derk Boswijk (CDA), Henri Bontenbal (CDA)

Dilan Yeşilgöz-Zegerius (minister justitie en veiligheid) (VVD), Carola Schouten (viceminister-president , minister zonder portefeuille sociale zaken en werkgelegenheid) (CU)

Bronnen

Vraag 1

Vraag 2

Vraag 3

Vraag 4