Vraag 1

Bent u bekend met het bericht «Martin botst met woonstichting om oneerlijke compensatie energiekosten: het is ons geld»?1

Ja.

Vraag 2

Kunt u toelichten wat u vindt van het feit dat woonstichting Woonconcept deze compensatie pas in juni 2024 wilt verrekenen, terwijl de regeling eind april is opengesteld zodat de tegemoetkoming op de korts mogelijke termijn kan bijdragen aan lastenverlichting voor de huishoudens achter een blokaansluiting?

Het is niet de bedoeling dat lastenverlichting pas plaatsvindt in juni 2024. Als de contracthouder voor een blokaansluiting subsidie heeft ontvangen, dan moet hij voor het moment en de wijze van het verrekenen van de verkregen tegemoetkoming aansluiten bij de periodiciteit en de geldende wijze van verdeling van de energiekosten over de bewoners (de zogeheten «verdeelsleutel»). Wanneer bewoners bijvoorbeeld een maandelijks voorschotbedrag voor energie betalen, moet de tegemoetkoming met deze maandelijkse betalingsverplichting worden verrekend in dezelfde verhouding als de voorschotbedragen over de bewoners zijn verdeeld. Na het ontvangen van de subsidie moet de contracthouder vanaf de eerstvolgende maand dat hij weer energiekosten in rekening brengt, het deel van de tegemoetkoming voor die maand met de energiekosten voor die maand verrekenen. Zo doet hij dat vervolgens maandelijks voor de nog resterende maanden in 2023. Het deel van de tegemoetkoming voor al verstreken maanden in 2023 op het moment van ontvangen van de subsidie door de contracthouder kan hij in één keer met de eerstvolgende maand verrekenen of achteraf bij de eindafrekening van de energiekosten. De contracthouder kan er dus niet voor kiezen de gehele tegemoetkoming in één keer pas in juni 2024 te verrekenen. Dat is in strijd met de verplichtingen voor het verrekenen van de tegemoetkoming.
Zoals ik aan uw Kamer heb gecommuniceerd in de brief van 17 januari jl. is, in overleg met de branches van verhuurders, geconstateerd dat ook voorafgaand aan de openstelling van de regeling al rekening gehouden kon worden met de subsidiebedragen uit deze regeling. Hierdoor konden de voorschotten op een niveau worden vastgesteld dat past bij de beoogde tegemoetkoming van de bewoners achter de blokaansluiting. Deze brief was een handreiking aan verhuurders en VvE’s om de tegemoetkoming voor blokaansluitingen alvast mee te nemen bij het opstellen van de voorschotten voor 2023 of, waar deze al zijn vastgesteld, om verlaging van de vastgestelde bedragen te overwegen.

Vraag 3

Hoeveel aanvragen voor compensatie van blokaansluitingen zijn gedaan? Hoeveel procent van de blokaansluitingen is dit in Nederland?

Per 20 juni zijn er 4.570 aanvragen ingediend. Dit betreft 9,14% van de naar schatting 50.000 blokaansluitingen voor zowel warmte als elektriciteit. Voor partijen met meerdere gebouwen, en dus vaak ook meerdere blokaansluitingen in beheer, zoals woningbouwcorporaties, is er per 1 juli de mogelijkheid om bulkaanvragen in te dienen.

Vraag 4

Wat gaat u doen om verhuurders met een blokaansluiting, die feitelijk geen incentive hebben voor het aanvragen van energiecompensatie voor de huurders, sneller over te laten gaan tot het aanvragen en uitkeren van compensatie op de energierekening van de huurders?

Bij de totstandkoming van de regeling is er intensief contact geweest met vertegenwoordigers van woningbouwcorporaties, verhuurders en VvE’s. Deze vertegenwoordiging heeft de nadrukkelijke wens uitgesproken om zo snel mogelijk lastenverlichting te realiseren voor huishoudens achter een blokaansluiting. Omdat het per 1 juli voor grotere partijen mogelijk is om een bulkaanvraag in te dienen, is de verwachting dat het aantal aanvragen verder toeneemt. De woningbouwcorporaties zijn in dit opzicht alleen al goed voor ongeveer 240.000 huishoudens.
In het geval van kleinere en individuele partijen zal bij het achterblijven van het aantal aanvragen worden bezien wat er aan aanvullende communicatie vanuit het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat nodig is. De applicatie van het Kadaster die bewoners inzicht geeft in of er voor hun blokaansluiting een aanvraag is ingediend en of deze is toegekend, speelt daarbij een belangrijke rol. Door deze applicatie kunnen bewoners hun verhuurder namelijk vragen om een aanvraag voor de tegemoetkoming in te dienen, als uit de applicatie blijkt dat dat nog niet is gedaan. Tegelijkertijd betekent de omwille van de uitvoerbaarheid gekozen oplossing voor een subsidie dat het aanvragen ervan niet verplicht is en ik daar contracthouders ook niet toe kan dwingen.

Vraag 5

Klopt het dat het de verhuurder vrij staat om te beslissen of de subsidieregeling maandelijks wordt uitgekeerd of volgend jaar pas te verrekenen? Waarom wel, waarom niet? Welke mogelijkheden heeft u om hier op in te grijpen?

Nee, dat klopt niet. Zoals ook in het antwoord op vraag 2 is vermeld, schrijft de regeling voor dat er bij het verrekenen van de subsidie moet worden aangesloten bij de periodiciteit en de geldende verdeelsleutel voor het in rekening brengen van de energiekosten. De contracthouder kan er dus niet voor kiezen de gehele tegemoetkoming in één keer pas in juni 2024 te verrekenen. Dat is in strijd met de verplichtingen voor het verrekenen van de tegemoetkoming.
Door aan te sluiten op deze bestaande systematiek is de regeling beter uitvoerbaar – met een snellere verrekening van de tegemoetkoming tot gevolg – en kunnen huurders via bestaande rechtswegen een verlaging van hun servicekosten afdwingen. Dit geldt voor zowel situaties waarin de tegemoetkoming niet juist wordt verrekend, als situaties waarin de verhuurder de tegemoetkoming niet heeft aangevraagd. Bij het antwoord op vraag 7 ga ik hier nader op in.
Na uitbetaling zal de Belastingdienst steekproefsgewijs controles uitvoeren om te controleren of de tegemoetkoming juist is verrekend.

Vraag 6

Deelt u de mening dat het terecht is dat huishoudens zich nu zorgen maken over de afrekening van vorig jaar en dat zij dus nu juist baat hebben bij de financiële compensatie?

Ik begrijp dat huishoudens zich zorgen maken over de hoogte van de energiekosten en zo snel mogelijk wat willen merken van de lastenverlichting.

Vraag 7

Welke stappen kan de huurder nemen als de verhuurder nog geen aanvraag heeft ingediend?

Als de verhuurder nog geen subsidieaanvraag heeft ingediend, kan de huurder de verhuurder daarop aanspreken. Het is belangrijk dat verhuurders en huurders met elkaar in gesprek blijven over zowel de aanvraag als de wijze van verrekening. Als de verhuurder aangeeft geen aanvraag in te willen dienen of de tegemoetkoming niet correct verdeelt, is het afhankelijk van de situatie welke opties huurders hebben voor geschilbeslechting:
Huurders kunnen ongeacht de sector terecht bij het Juridisch Loket voor advies.

Vraag 8

Wat zijn de gevolgen als de verhuurder niet op tijd de aanvraag indient? Kan de huurder met terugwerkende kracht alsnog aanspraak maken op de subsidieregeling?

Het gevolg is dat de verhuurder geen subsidie meer kan aanvragen en de huurders in principe geen tegemoetkoming kunnen krijgen. Huurders in de sociale huursector kunnen echter naar de Huurcommissie stappen voor een bindend oordeel over de redelijkheid van de energiekosten die door de verhuurder in rekening worden gebracht. Daarbij kan de Huurcommissie de tegemoetkoming meewegen in het geval deze niet is aangevraagd. De Huurcommissie zou kunnen oordelen dat de verhuurder alsnog lagere kosten in rekening moet brengen, omdat hij de subsidie aan had kunnen vragen en de huurder daarmee tegemoet had kunnen komen in de hoogte van de energiekosten. Via deze route kunnen huurders indirect alsnog tegemoetkoming ontvangen. Huurders in de vrije sector kunnen naar de (kanton)rechter voor een bindend oordeel of naar de Huurcommissie voor advies.

Vraag 9

Kunt u toelichten hoe de informatievoorziening van het Kadaster in de praktijk werkt, met betrekking tot het maken van een kaart waarop bewoners kunnen zien of er zich in een gebouw een aansluiting bevindt waarvoor een subsidieaanvraag is gedaan en of deze is toe- of afgewezen?

Via een digitale applicatie van het Kadaster worden bewoners binnenkort in staat gesteld om eenvoudig te controleren of er voor hun blokaansluiting een subsidieaanvraag is gedaan en zo ja, of deze is goedgekeurd. Deze informatie wordt per blokaansluiting weergegeven op een kaart. Zoeken gebeurt aan de hand van gegevens over de locatie van de woning, zoals de postcode en het huisnummer.
De applicatie versterkt de informatiepositie van bewoners. Met deze gegevens kunnen ze de contracthouder aansporen om alsnog een subsidieaanvraag te doen wanneer dit nog niet is gebeurd of om de uitgekeerde subsidie juist te verrekenen. De ontwikkeling van de applicatie bevindt zich momenteel in de eindfase en de verwachting is dat deze spoedig live zal gaan.

Vraag 10

Kunt u deze vragen één voor één beantwoorden?

Ja.

Vraag 1

Kunt u bevestigen dat Vattenfall in 2022 middels de regeling SDE++ een subsidieaanvraag heeft gedaan voor €395,280,000?1

Ja.

Vraag 2

Kunt u de subsidieaanvraag en het besluit openbaar maken en naar de Kamer sturen?

De belangrijkste informatie wat betreft afgegeven SDE-beschikkingen wordt weergegeven op de website van RVO. Dit geldt ook voor deze beschikking.
Volledige aanvragen en beschikkingen worden niet actief openbaar gemaakt.
Voor het volledig openbaar maken van SDE++-dossierinformatie op verzoek van een belanghebbende is toetsing aan de Wet open openheid (Woo) vereist. Voor dit dossier is een Woo verzoek ingediend. Er loopt een zienswijze procedure en daarna wordt door RVO besloten of de gevraagde stukken openbaar gemaakt moeten worden, met inachtneming van de uitzonderingen van hoofdstuk 5 uit de Woo. Als besloten is dat de stukken openbaar gemaakt moeten worden, worden deze gepubliceerd op de website rijksoverheid.nl/documenten en is dit voor iedereen openbaar.

Vraag 3

Gezien de maximale subsidiebeschikking voor aanvragen van de SDE++ 2022 regeling verstreken is (maximaal 26 weken vanaf 6 oktober 2022), kunt u bevestigen of Vattenfall wel of niet een positieve beschikking heeft ontvangen voor haar subsidieaanvraag?

Ja, Vattenfall heeft een positieve beschikking gekregen, dit is ook opgenomen in het overzicht van projecten in beheer beschikbaar via de website van RVO2.

Vraag 4

Op grond waarvan is Vattenfall uitgezonderd van de stop op nieuwe biomassasubsidies?

Er is geen sprake van een uitzondering voor Vattenfall. Conform het afbouwpad gold in de SDE++ 2022 de eis dat warmte hoogwaardig (wat wil zeggen hoger dan 100 graden) moet zijn bij het gebruik van houtige biomassa. De categorie waarvan Vattenfall gebruik heeft gemaakt is «Ketel op houtpellets voor stadsverwarming ≥ 10 MWth». Deze is aangekondigd in de kamerbrief over de openstelling van de SDE++ 2022 (Kamerstuk 31 239, nr. 342). Het gaat in dit geval om een project voor een bestaand stadsverwarmingsnet dat werkt op deze hoge temperaturen. Om die reden voldeed het aan de subsidievoorwaarden van 2022. Een definitief besluit voor de bouw van een centrale is niet nodig en meestal ook niet mogelijk voor de aanvraag van een SDE-subsidie. Dit geldt overigens voor alle categorieën in de SDE++ regeling. In de SDE++ 2023 bouwen we de rol van houtige biomassa nog verder af. Ook toepassingen op hoge temperatuur voor de gebouwde omgeving en tuinbouw komen sinds deze ronde niet meer in aanmerking voor subsidie.

Vraag 5

Hoe kan het dat een bedrijf als Vattenfall, die op haar website verklaart nog geen definitief besluit te hebben genomen over de bouw van een biomassacentrale (in Diemen), wel in aanmerking komt voor subsidies die niet meer verstrekt zouden worden?

Zie antwoord vraag 4.

Vraag 6

Klopt het dat als Vattenfall de biomassasubsidie op onrechtmatige gronden heeft verkregen het subsidiebesluit dient te worden teruggedraaid?

Ik heb geen redenen om te veronderstellen dat de subsidie op onrechtmatige gronden is verkregen.

Vraag 7

Op welke gronden zou Vattenvall het subsidie bedrag kunnen houden?

Het project voldoet aan de voorwaarden en komt in aanmerking voor subsidie. Voor het project wordt alleen subsidie uitgekeerd als het ook daadwerkelijk gerealiseerd wordt en produceert. Overigens is het niet waarschijnlijk dat ook in dat geval de installatie het volledige bedrag aan subsidie zal ontvangen. Een SDE-beschikking is een reservering. De uit te keren subsidie is waarschijnlijk aanzienlijk lager doordat het bedrag waarvoor is ingediend wordt gecorrigeerd voor de marktprijs van energie en de ETS-voordelen.

Vraag 8

Kunt u uitleggen wat de maatregel «Negatieve emissies door BECCS en andere technieken», die in de tabel met aanvullende klimaatmaatregelen staat, inhoudt en hoeveel geld het kabinet voornemens is hiervoor uit te trekken?

De maatregel betreft generieke stimulering van negatieve emissies. Bij deze maatregel zijn afvalverbrandingsinstallaties (AVI’s) uitgesloten, omdat er voor negatieve emissies bij AVI’s een separate maategel is opgenomen in het voorjaarspakket. De maatregel wordt op dit moment nader uitgewerkt. Echter geldt een aantal kaders voor deze maatregel.
Op dit moment is nog niet te stellen dat er sprake zal zijn van financiële ondersteuning, waarvoor vanuit de overheid middelen voor beschikbaar gaan worden gesteld. Daarom is in het klimaatpakket bij de Voorjaarsnota 2023 nog geen budget toegekend aan deze maatregel.

Vraag 9

Klopt het dat BECCS, afkorting van «bioenergy carbon capture and storage», bedoeld is voor de afvang en opslag van de emissies die vrijkomen bij elektriciteitsproductie op basis van houtige biomassa? Zo ja, welke elektriciteitsproducenten zullen waarschijnlijk in aanmerking komen voor deze subsidie en vallen kolencentrales hier onder?

Bio-Energy en Carbon Capture and Storage (bio-energie en CO2 afvang en opslag, BECCS) kan inderdaad worden vormgegeven als afvang en opslag van koolstofdioxide bij elektriciteitscentrales die draaien op biogrondstoffen. Dit is niet noodzakelijkerwijs de enige techniek om negatieve emissies te bewerkstelligen, dit kan bijvoorbeeld ook via andere technieken die gebruik maken van biomassa zoals vergassing of processen in de chemie waar biogene grondstoffen worden gebruikt en CO2 als reststroom vrijkomt. De maatregel zal generiek en techniekneutraal worden vormgegeven zodat deze in principe open zal staan voor alle relevante toepassingen.

Vraag 10

Hoe verhoudt BECCS, dat een biomassasubsidie is in een nieuw jasje, zich tot de in 2021 aangenomen motie Koffeman c.s. over geen subsidies meer op het stoken van houtige biomassa (Kamerstukken I, 35 668, F)?

Hoe het kabinet invulling geeft aan de motie-Koffeman heb ik uiteengezet in mijn brief van 22 april 20223. In het coalitieakkoord is afgesproken dat het gebruik van houtige biomassa voor energiedoeleinde zo snel mogelijk wordt afgebouwd en dat biogrondstoffen zo hoogwaardig mogelijk ingezet worden aan de hand van de cascaderingsladder. Er is een substantieel verschil tussen de inzet van biogrondstoffen voor energiedoeleinden, en de inzet van biogrondstoffen voor het bewerkstelligen van negatieve emissies. Door afvang en opslag van CO2 kunnen met de inzet van biogrondstoffen negatieve emissies bewerkstelligd worden, waardoor de ingezette biogrondstoffen bijdragen aan de transitie naar een klimaatneutrale samenleving in 2050.

Vraag 11

Hoe verhoudt de inzet van BECCS zich tot de volgende afspraak uit het coalitieakkoord: «We bouwen het gebruik van houtige biomassa voor energiedoeleinden zo snel mogelijk af, waarbij we rekening houden met de kosteneffectiviteit. Biomassa wordt zo hoogwaardig mogelijk ingezet aan de hand van de cascaderingsladder.»?

Zie antwoord vraag 10.

Vraag 12

Op welke manier draagt het subsidiëren van CO2-afvang en opslag bij de inzet van houtige biomassa bij aan het zo snel mogelijk afbouwen van houtige biomassa voor energiedoeleinden en hoe draagt het bij aan het stimuleren van de biodiversiteit?

De maatregel generieke stimulering van negatieve emissies wordt op dit moment nader uitgewerkt. CO2 afvang en opslag komt mogelijk in aanmerking voor deze maatregel, indien dit bijdraagt aan het bereiken van negatieve emissies. Voor de generieke maatregel geldt dat aan de geldende kaders voldaan moet worden, zoals het duurzaamheidskader biogrondstoffen en de Richtlijn Hernieuwbare Energie. Op deze wijze wordt de biodiversiteit afdoende geborgd.

Vraag 13

Waarom zet Nederland nu al in op BECCS, terwijl de doelstelling voor de Europese Unie als geheel in 2023 5 miljoen ton CO2 per jaar is, wat de helft is van de totale CO2-emissie van de RWE Eemshavencentrales bij 100% overschakeling naar biomassa?

De negatieve emissies die het gevolg zijn van deze maatregel kunnen niet alleen bijdragen aan het Nederlandse klimaatdoel voor 2030, maar zijn met name ook nodig om in 2050 tot een klimaatneutrale samenleving te komen.

Vraag 14

Bent u op de hoogte van het standpunt van Comité Schone Lucht, Leefmilieu en MOB in samenwerking met de internationale NGO coalitie tegen biomassa, dat energieopwekking door biomassaverbranding niet klimaatneutraal is en dat certificereing van houtpellets op basis van zogenaamd duurzaam bosbeheer dit systeem dus nooit duurzaam kan maken? Zo nee, waarom niet?

Ik ben op de hoogte van dit standpunt. Ik spreek op reguliere basis met verscheidende ngo’s over de beleidsinzet rond de duurzaamheid van biogrondstoffen.

Vraag 15

Bent u ook van mening dat, om de redenen uit vraag 13, langlopende biomassasubsidies zo snel mogelijk gestopt moeten worden, net zoals de nieuwe biomassasubsidies begin vorig jaar? Zo nee, waarom niet en hoe verhoudt uw standpunt zich tot de aangenomen motie Koffeman c.s. over geen subsidies meer op het stoken van houtige biomassa?

Het kabinet volgt ten aanzien van de inzet van biogrondstoffen het afbouwpad voor houtige biogrondstoffen voor lagetemperatuurwarmte zoals met uw Kamer gecommuniceerd op 22 april 2022. In deze brief wordt ook ingegaan op de invulling van de motie-Koffeman c.s.

Vraag 16

Bent u het ermee eens dat bestaande en nieuw aangescherpte duurzaamheidseisen binnen de nieuwe REDIII ten aanzien van biomassaverbranding voor energieopwekking om de redenen genoemd in vraag 13, niet voldoen om biomassa als duurzaam te classificeren? Zo nee, waarom niet?

Het kabinet is van mening dat er een belangrijke rol is weggelegd voor de inzet van duurzame biogrondstoffen voor het bereiken van een klimaatneutrale en circulaire samenleving in 2050. Biogrondstoffen kunnen in Nederland alleen als duurzaam worden gerekend wanneer deze voldoen aan strenge duurzaamheidseisen. Dit wordt onderschreven door rapporten van de IPCC, PBL en de SER. De inzet van duurzame biogrondstoffen voor energietoepassingen wordt als klimaatneutraal geclassificeerd omdat de emissies van de ingezette biogrondstoffen in Nederland worden verrekend in het land van herkomst. Dit gebeurt onder andere middels de eisen in de huidige REDII aangaande duurzaam bosbeheer. Ook in de nieuwe RED III zijn strenge eisen over het duurzaam beheren van bossen, met oog voor natuurbescherming, biodiversiteit en de langetermijn productiecapaciteit van bossen. Daarnaast stelt de REDIII strenge eisen aan de monitoring van LULUCF-sectoren, waaronder dat koolstofvoorraden behouden en verbeterd worden, en oogst niet groter is dan aanwas.

Vraag 17

Bent u van plan om de ruimte voor lidstaten die in het kader van de RED-II en de RED-III is afgesproken, te benutten om het eigen landelijke duurzaamheidskader biomassa aan te scherpen, en eennieuw ambitieus afbouwplan voor biomassa voor energie en warmte over de periode nu tot en met 2028 vast te stellen? Zo ja, om welke concrete maatregelen gaat het en op welke termijn worden die genomen? Zo nee, hoe verhoudt zich dat tot de afspraken uit het coalitieakkoord over de inzet van houtige biomassa zo snel mogelijk afbouwen?

Het kabinet werkt aan de uitvoering van het duurzaamheidskader biogrondstoffen, waar uw Kamer op 12 mei jl. over is geïnformeerd4. Daarnaast blijft de beleidsinzet die ik met uw Kamer heb gedeeld op 22 april 20225 leidend: de inzet van duurzame biogrondstoffen moet passen in het eindbeeld of in de transitie daarnaartoe. Daar waar duurzame alternatieven beschikbaar komen, zal dit op termijn leiden tot een afbouw van de subsidie voor die toepassingen. Ik blijf uw Kamer op regelmatige basis informeren over de voortgang van de implementatie van het duurzaamheidskader en de beleidsinzet biogrondstoffen.

Vraag 18

Bent u bekend met de uitspraak van Frank Elderson, directielid van de ECB: «destroy nature and you destroy the economy» in de Financial Times van 8 juni 2023?2 Zo ja, volgt u de redenering van Frank Elderson dat biodiversiteitsverlies de economie bedreigt? Zo ja, hoe valt dat te rijmen met de verhoogde inzet van houtige biomassa door onder meer BECCS?

Ja, ik ben bekend met deze uitspraak. Ik onderstreep de noodzaak van het belang van biodiversiteit: voor mens, dier, natuur en ook de economie. Daarom wordt ook steeds getoetst of de beoogde inzet van biogrondstoffen in lijn is met de duurzaamheidseisen uit het duurzaamheidskader, die ook toezien op mogelijke aantasting va den biodiversiteit.

Vraag 19

Kunt u deze vragen beantwoorden voor het plenaire debat over het aanvullend klimaatpakket?

Dit is tot mijn spijt niet gelukt.

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht «Bedrijven willen niet aan flexibel stroomgebruik»?1

Ja, daar ben ik mee bekend.

Vraag 2

Hoeveel gigawatt aan industrieel vermogen is er op het hoogspanningsnet? En hoeveel op het laag- en middenspanningsnet?

Het is ingewikkeld om een precieze inschatting te maken van het totale vermogen op hoog-, midden-, en laagspanningsnetten van industriële partijen. Netbeheerders beschikken weliswaar over data die betrekking hebben op energieverbruik per gebied in het net, maar niet uitgesplitst naar specifieke sectoren, waaronder het specifieke vermogen dat door de industrie wordt afgenomen.
Het Centraal Bureau voor de Statistiek (CBS) en Energie Nederland geven wel informatie over het algemene energieverbruik per sector, maar niet uitgesplitst naar verschillende gebieden in het net. Zo is de industrie (inclusief raffinaderijen) verantwoordelijk voor 44% van het totale Nederlandse energieverbruik2 en voor 30% van het elektriciteitsverbruik3. Het gaat hierbij dus over verbruik in een geheel jaar. Niet over het vermogen dat wordt afgenomen.

Vraag 3

Wat is de inschatting van de netbeheerders van het potentieel flexibel kan worden ingezet? Kunt u dat uiteenzetten per spanningsniveau?

Op plekken waar transportschaarste is en congestie ontstaat kan flexibel gebruik van het elektriciteitsnet ervoor zorgen dat meer elektriciteit kan worden vervoerd over hetzelfde net en er meer partijen kunnen worden aangesloten. Het is dan ook belangrijk om zoveel mogelijk flexibiliteit te ontsluiten bij gebruikers van het net, zodat er netcapaciteit vrijkomt die beschikbaar kan worden gesteld aan partijen in de wachtrij.
Inzicht in het potentieel aan flexibel vermogen is echter nog onvoldoende aanwezig bij zowel netbeheerders als bij de industriële partijen zelf. Zoals aangegeven in de Kamerbrief van 22 juni jl. over Netcapaciteit, de versnelling van de energietransitie en de noodzaak van flexibiliteit (Kamerstuk 29 023, nr. 443) is vanuit de Cluster Energie Strategieën (CES) van 2022 gevraagd naar het opgestelde flexibele vermogen. Ook is in de Integrale Infrastructuurverkenning 3035 (II3050) een gedetailleerde data-uitvraag bij de basisindustrie uitgevoerd. Hieruit bleek dat het voor de industrie complex is om data aan te leveren over vormen van flexibiliteit, zoals vraagsturing of opslag, die een groot potentieel hebben en onder welke omstandigheden investeringen in flexibiliteit rendabel zijn. De Minister van EZK heeft daarom een methodiek laten ontwikkelen die de industrie handvatten moet bieden om dat inzicht te vergroten (Kalavasta, 2023). Deze methodiek zal gebruikt worden voor de uitvraag van de CES 3.0 van najaar 2023.
Met de betrokkenen uit het Landelijk Actieprogramma Netcongestie (LAN) werk ik samen om het aanbod aan flexibiliteit te verhogen, onder andere door beter te communiceren over hoe bedrijven kunnen flexibiliseren en wat het belang daarvan is, maar ook door dit zo aantrekkelijk mogelijk te maken. Het doel hierbij is de problemen van netbeheerders en marktpartijen bij de uitvraag naar flexibiliteit weg te nemen. Nu weten marktpartijen vaak nog niet wat mogelijkheden zijn om flexibiliteit aan te bieden en wat dat hen ook oplevert. Ook netbeheerders zullen moeten leren hoe zij zo veel mogelijk kunnen inspelen op de behoefte bij de marktpartijen bij het uitvragen van meer flexibele vraag en aanbod. Hier kan ook de flexambassadeur, die ik heb aangekondigd in de Kamerbrief van 22 juni jl. een rol spelen. De taak van deze ambassadeur is onder andere de werelden van de netbeheerders en marktpartijen dichter bij elkaar brengen en knelpunten inventariseren en oplossen bij het ontsluiten van flexibel vermogen.
Tot slot is het niet alleen belangrijk hoe groot het vermogen aan flexibel aanbod is, maar gaat het ook om de locatie en tijd wanneer partijen dit kunnen aanbieden aan de netbeheerder. Netcongestie wordt immers alleen opgelost met flexibel vermogen op het juiste moment en in de juiste regio.

Vraag 4

Wat is de inschatting van de industriële bedrijven dat potentieel flexibel kan worden ingezet? Kunt u dat uiteenzetten per spanningsniveau?

Zie antwoord vraag 3.

Vraag 5

Hoe verklaart u het verschil in de antwoorden tussen vraag 3 en 4, als daar verschil in zit? Als dit niet inzichtelijk is, zou u dit niet inzichtelijk moeten maken?

Zie antwoord vraag 3.

Vraag 6

Hoe ondervangen de netbeheerders de overweging in het artikel dat het voor bedrijven moeilijk te berekenen is tegen welke prijs het aantrekkelijk is om tijdelijk op- of af te schakelen?

Partijen kunnen zelf bepalen tegen welke waarde zij flexibiliteit aanbieden bij de netbeheerders. Omdat dit nieuw is, is het begrijpelijk dat het voor bedrijven moeilijk is om expliciet te maken tegen welke prijs zij bereid zijn flexibiliteit aan te bieden. De rol voor de netbeheerders is hierin ook beperkt. Zij kunnen dit namelijk ook niet bepalen voor individuele bedrijven. Netbeheerders kunnen het partijen wel zo duidelijk mogelijk maken op welke moment en in welke mate flexibiliteit wordt gevraagd in een bepaald gebied, want zoals ook beschreven in de genoemde Kamerbrief van 22 juni jl. is het vaak zo dat het net maar enkele uren per dag vol is. Daarnaast ondersteunen netbeheerders bedrijven door zoveel mogelijk gestandaardiseerde contractvoorwaarden te hanteren die ook beschikbaar zijn op de website van Partners in Energie. Vanuit het LAN werken netbeheerders en marktpartijen momenteel actief aan oplossingen voor knelpunten die bedrijven ervaren bij het aanbieden van flexibiliteit. Hierbij wordt voor elektriciteitsproductie ook gekeken naar het vaststellen van een prijsformule om de prijs te bepalen.
Ook wordt er ingezet op betere communicatie over congestiemanagement. Zo is onlangs het platform Slimmetstroom.com gelanceerd door de netbeheerders, waar bedrijven zich kunnen laten informeren en inspiratie op kunnen doen uit voorbeeldcases.

Vraag 7

Welke inschatting maakt u van de kosten op jaarbasis voor netbeheerders als het potentiele flexvermogen wordt gerealiseerd? Kunt u dat uitsplitsen per spanningsniveau? Hoe wordt dit vervolgens terugverdiend?

Een inschatting van de kosten voor de netbeheerders voor de vergoeding van congestiemanagement als het gehele potentiële flexvermogen wordt gerealiseerd, is niet te maken. Dit heeft er onder andere mee te maken dat, zoals eerder aangegeven, er geen eenduidig beeld is van het potentieel aan flexvermogen.
Er worden al wel kosten gemaakt door netbeheerders omdat zij partijen tegen vergoeding vragen minder vermogen te gebruiken ten behoeve van congestiemanagement. Deze kosten worden verwerkt in de transporttarieven. Aan de andere kan congestiemanagement ook zorgen voor inkomsten bij de netbeheerders. Als er door congestiemanagement meer partijen kunnen worden aangesloten op het bestaande net, zonder dat daar verzwaring voor nodig is, dan zorgt dit voor extra inkomsten uit nettarieven.
In beginsel kunnen netbeheerders flexibiliteit inkopen tot aan de zogeheten financiële grens zoals is vastgelegd in Netcode elektriciteit. Deze grens bepaalt hoeveel netbeheerders maximaal aan vergoeding mogen betalen aan bedrijven ten behoeve van congestiemanagement. Dit bedrag is afhankelijk van de grootte van het congestiegebied waarvoor een congestieonderzoek wordt uitgevoerd. De gepubliceerde onderzoeken van TenneT geven een totale grens aan van ca. 115 miljoen euro. Gecombineerd met de kosten van de regionale netbeheerders komt dit neer op enkele honderden miljoenen. Wat de totale uiteindelijke kosten zijn is niet precies te zeggen, omdat het een maximale grens is die in de praktijk niet gehaald hoeft te worden. Op dit moment is de grens bijvoorbeeld nog niet in zicht omdat er in congestiegebieden significant minder flexibiliteit wordt aangeboden aan de netbeheerders. Daarnaast zijn voor veel congestiegebieden de onderzoeken nog gaande waardoor de financiële benutting nog niet bekend is.

Vraag 8

Deelt u de mening dat bedrijven dwingen om flexibel te zijn niet wenselijk is en problemen kan geven voor de rentabiliteit van bedrijven?

Van oudsher zijn bedrijven gewend aan continue beschikbaarheid van netcapaciteit en contracten zijn op die manier aangegaan. Dit wil echter niet zeggen dat bedrijven ook daadwerkelijk continue toegang tot capaciteit nodig hebben. Zoals ook in de Kamerbrief van 22 juni 2023 benoemt, kan een deel van de industriële bedrijven zijn processen niet flexibiliseren. Dat neemt niet weg dat het flexibiliseren van processen zo aantrekkelijk mogelijk moet worden, bijvoorbeeld door nieuwe contractvormen bij de netbeheerders of door herziening van de transporttarieven waar netbeheerders en de ACM nu aan werken. Hierdoor wordt het voor bedrijven die wel kunnen flexibiliseren interessant om in overweging te nemen. Bedrijven die wel in staat zijn flexibel vermogen te leveren, zullen dit dus doen op momenten en op een manier die hun bedrijfsprocessen toelaten en de rentabiliteit niet onder druk zet. De verplichting om flexibiliteit te leveren is nog niet aan de orde. In de Netcode Elektriciteit is wel een mogelijkheid voor een verplichting opgenomen voor bedrijven, maar dit zal eerst verder moeten worden uitgewerkt door netbeheerders en vervolgens moeten worden goedgekeurd door de ACM.

Vraag 9

Deelt u de mening dat ook uit dit artikel blijkt dat baseloadproductie van elektriciteit van grote waarde is in ons energiesysteem en dat dus alles op alles gezet moet worden om de twee nieuwe kerncentrales zo spoedig mogelijk te realiseren?

De productie van voldoende basislast elektriciteit is inderdaad belangrijk voor het Nederlandse energiesysteem. Kernenergie kan, in combinatie met andere energiebronnen, hier een bijdrage aanleveren. Daarom zet ik in op het langer in bedrijf houden van de huidige kerncentrale in de gemeente Borsele en worden de voorbereidingen getroffen voor de bouw van twee nieuwe kerncentrales. In mijn brief van 29 juni jl. (Kamerstuk 32 645, nr. 117) heb ik beschreven hoe we zo spoedig mogelijk tot realisatie kunnen komen, zonder daarbij de veiligheid uit het oog te verliezen.

Vraag 10

Welke additionele positieve prikkels zouden aangeboden moeten worden aan bedrijven om flexibiliteit te stimuleren? Deelt u de mening dat een positieve business case voor een bedrijf cruciaal is om daadwerkelijk flexibel gebruik te stimuleren? En niet een platte verplichting?

Vanuit het LAN wordt gekeken naar nieuwe contractvormen, zoals de Non-firm Aansluit- en Transportovereenkomsten (NFA’s) en Groeps-Transportovereenkomsten (Groeps-TO’s). Deze contractvormen hebben voor aangeslotenen meerdere positieve gevolgen. NFA’s bieden partijen op de wachtlijst de mogelijkheid toch een aansluiting te krijgen als de partij alleen transport nodig heeft op momenten buiten de piek. Bij een Groeps-TO sluit de netbeheerder een overeenkomst met een groep aangeslotenen. Binnen deze groep worden afspraken gemaakt over wie, wanneer, hoeveel verbruikt. Hierdoor kan transportcapaciteit binnen de groep efficiënt worden gebruikt en kunnen meer partijen worden aangesloten op hetzelfde net. Dit biedt ook een lager tarief voor de aangesloten partijen.
Zoals ik ook bij vraag 8 aangeef, is een verplichting voor het leveren van flexibiliteit nog niet aan de orde. Niet alle bedrijven zullen in staat zijn hun bedrijfsprocessen aan te passen. Een aanzienlijk deel van de bedrijven is echter wel in staat flexibiliteit te leveren, maar is hier nog onvoldoende mee bekend. Dit vraagt om een gedragsverandering, bedrijven zullen hun bedrijfsprocessen moeten evalueren en mogelijk bepaalde momenten in het proces moeten aanpassen.

Vraag 11

Hoe staat het met de plannen van de netbeheerders om tot smart grids te komen? Welke tijdsspanne is daarvoor in gedachten en lopen de netbeheerders hierbij op schema?

Het Smart Grid is niet één specifieke technologie, maar een technologisch concept dat verschillende doelen dient en dat verschillende functionaliteiten combineert. De essentie van het Smart Grid concept is het uitrusten van elektriciteitsdistributienetten met ICT; dit met als doel om de betrouwbaarheid en de benutting van deze netten te optimaliseren. Een wezenlijk onderdeel van het Smart Grid concept is de slimme meter. De uitrol van de slimme meter is inmiddels afgerond en in meer dan 90% van de Nederlandse huishoudens is een slimme meter geïnstalleerd. Daarnaast investeren de Nederlandse (distributie)netbeheerders in Distributie Automatisering, technologie om de observeerbaarheid en de stuurbaarheid van laag- en middenspanningsnetten te vergroten, waardoor de betrouwbaarheid verder kan worden verhoogd en de beschikbare netcapaciteit zo goed mogelijk kan worden benut en zoveel mogelijk aan afnemers beschikbaar kan worden gesteld – met andere woorden, «dat er scherp aan de wind gezeild kan worden».
Ook de Real Time Interface (RTI) waaraan netbeheerders en marktpartijen gezamenlijk werken, vormt een ontwikkeling die past in de ontwikkeling naar «slimmere netten». De Real Time Interface maakt het mogelijk dat de netbeheerder – als dat om technische redenen noodzakelijk is en op basis van gezamenlijke afspraken – de elektriciteitsproductie van zonne- en windinstallaties op een bepaald moment aanstuurt.
Het Smart Grid concept legt ook verbindingen tussen het netwerk en de netbeheerder en de klant en zijn installatie. Zo zijn steeds meer huishoudelijke apparaten voorzien van een Wifi-verbinding en stuurbaar via apps; dit laatste geldt ook voor het laadgedrag van elektrische auto’s. Door deze In Home Automation/domotica via de slimme meter te verbinden met de ICT die in de distributienetten wordt geïnstalleerd en dit te combineren met een Home Energy Management Systeem (HEMS) en eventueel een thuisbatterij, neemt de flexibiliteit van het energiesysteem toe. Dit komt doordat huishoudens beter in staat zijn om hun energiegebruik (zowel afname als levering) af te stemmen op de actuele vraag of aanbod in het energiesysteem op dat moment. Deze ontwikkeling draagt bij aan de energietransitie. Een exacte planning voor de uitrol van «het» Smart Grid is echter niet te geven en de impact van het concept op het mitigeren van het actuele tekort aan netcapaciteit is beperkt.

Vraag 12

Bent u bereid om op zeer korte termijn het delen van aansluitcapaciteit voor bedrijven mogelijk te maken of zo bedrijven in staat te stellen congestieproblematiek lokaal in collectief verband op te lossen?

In het LAN zijn meerdere acties gericht op nieuwe contractvormen die gericht zijn op het delen van capaciteit. Dit biedt netgebruikers de mogelijkheid samen te werken op het gebied van transportvraag. Per saldo zullen de samenwerkende gebruikers minder capaciteit van het net vragen. Naast de ruimte die hierdoor op het net wordt gecreëerd, heeft dit een financieel voordeel voor de netgebruikers in de vorm van een lager tarief. Een andere vorm waarop capaciteit kan worden gedeeld betreft het zogeheten «Cable Pooling» ofwel het delen van een aansluitkabel door verschillende entiteiten. Momenteel is dit al mogelijk voor zon- en windassets. In de nieuwe Energiewet wordt verkend hoe dit breder kan worden ingezet door Cable Pooling ook voor energieopslag en -conversie mogelijk te maken.

Vraag 13

Welke verbeteringen komen er op het vlak van het lonend maken van flexibel stroomgebruik in de nieuwe Energiewet?

De Energiewet biedt een stevige juridische basis voor nieuwe instrumenten om flexibel stroomgebruik te bevorderen, zoals de genoemde nieuwe contractvormen. De Energiewet laat zo duidelijker ruimte voor netbeheerders en ACM om dergelijke verbeteringen en veranderingen door te voeren. Ten eerste krijgen netbeheerders in de Energiewet een expliciete taak om flexibiliteitsdiensten in te kopen om congestieproblematiek op te lossen of te voorkomen. Daarvoor wordt hen ook opgedragen om in methoden en voorwaarden specificaties voor deze inkoop en gestandaardiseerde marktproducten op te nemen. Voor een belangrijk deel is dit al uitgewerkt in bestaande methoden en voorwaarden. Met het oog op de congestieproblematiek en in het kader van het LAN, onderzoeken netbeheerders constant of nieuwe producten ontwikkeld of toegangsdrempels verlaagd kunnen worden. Voorbeelden hiervan zijn de eerder genoemde nieuwe contractvormen.
Ten tweede bevat de Energiewet, op enkele uitzonderingen na, geen invulling van de nettarievenstructuur en maakt deze duidelijk dat de bevoegdheid hiervoor ligt bij de netbeheerders en de ACM. Binnen deze ruimte wordt door netbeheerders, de ACM en andere stakeholders momenteel gewerkt aan een herziening van de transporttarievenstructuur, zodat deze meer rekening houdt met de mate van congestie die bestaat in de netten. Een dergelijke, dynamische transporttarievenstructuur beloont partijen die hun elektriciteitsverbruik verplaatsen naar momenten waarop het net minder druk bezet is. Nog dit jaar verwacht Netbeheer Nederland een voorstel voor te leggen bij de ACM om nettarieven dynamischer te maken voor partijen die zijn aangesloten op het hoogspanningsnet van TenneT. Dit zou dan vanaf 2025 kunnen gaan gelden.

Vraag 1

Kunt u toelichten hoe de situatie is ontstaan dat de Staat moet opdraaien voor kosten voor de ontmanteling van de kerncentrale Dodewaard?1

De Gemeenschappelijke Kernenergiecentrale Nederland B.V. (GKN) is de vergunninghouder van de voormalige kerncentrale Dodewaard en verantwoordelijk voor het verkrijgen van een goedkeuring voor de financiële zekerheidsstelling voor de kosten van buitengebruikstelling en ontmanteling. Tot op heden is een aanvraag daarvoor door GKN tot 2 maal toe afgekeurd en werd de Staat naar aanleiding van beroep door GKN beide keren door de Raad van State in het gelijk gesteld. GKN zal echter naar verwachting blijvend niet in staat zijn te voldoen aan de eisen voor de goedkeuring van de financiële zekerheidstelling. De kerncentrale Dodewaard is immers niet meer operationeel; GKN ontvangt daardoor geen inkomsten meer uit de (in 1997 gestaakte) bedrijfsvoering en kan dus de door haar gereserveerde middelen voor de ontmanteling niet meer aanvullen.
Een juridische procedure waarbij de (indirecte) aandeelhouder(s) van GKN worden aangesproken ter voldoening van de resterende kosten van de ontmanteling zal, met een waarschijnlijk faillissement van GKN, geen uitkomst bieden. Bij een faillissement van GKN voor of tijdens de ontmantelingsfase zouden alle kosten hoe dan ook voor rekening van de Staat komen. De Staat heeft daarom in gesprekken met GKN en haar aandeelhouder NEA (Nederlands Elektriciteit Administratiekantoor, rechtsopvolger van SEP, Samenwerkende Elektriciteits-Productiebedrijven) gezocht naar een uitweg uit deze situatie. Dit proces heeft geleid tot een ondertekende Term Sheet tussen GKN, NEA, haar aandeelhouders en de Staat.
Voordeel voor de Staat van de beoogde transactie is dat het bedrag dat de Staat naar verwachting zal moeten bijdragen aan de ontmanteling van GKN sterk wordt verkleind. De Staat ontvangt in dit geval immers het totale eigen vermogen van NEA (circa € 75 mln.), naast de aanwezige middelen bij GKN (ca. € 87 mln.). Met de beoogde transactie wordt zo veel als mogelijk recht gedaan aan het principe «de vervuiler betaalt». Keerzijde is dat de Staat hiermee (indirect) verantwoordelijk wordt GKN te ontmantelen. Bovenstaande heb ik ook eerder aan uw Kamer gemeld2.

Vraag 2

Kunt u daarbij ingaan op de (historie van) afspraken die zijn gemaakt tussen overheden en de beheerders hieromtrent?

Er zijn in het verleden voorafgaand aan de ondertekening van de Term Sheet geen afspraken gemaakt tussen de verantwoordelijke overheden enerzijds en de vergunninghouder en haar aandeelhouders anderzijds over de ontmanteling van de kerncentrale Dodewaard, behoudens de afspraak, vastgelegd in de vergunning voor de Kernenergiewet, dat de kerncentrale Dodewaard in veilige insluiting blijft tot 2045 en daarna ontmanteld wordt.

Vraag 3

Kunt u bevestigen dat verschillende energieproducenten een significant rendement of winst hebben gemaakt door exploitatie van de kerncentrale Dodewaard? Zo ja, hoeveel?

De kerncentrale Dodewaard fungeerde tot de stillegging in 1997 onder de overeenkomst van samenwerking van de SEP. GKN ontving daarvoor een kostendekkende vergoeding. Aangezien de kerncentrale Dodewaard reeds in 1997 stilgelegd is, is niet bekend of en in hoeverre betrokken energieproducenten of haar aandeelhouders in de periode daarvoor door de exploitatie van de kerncentrale Dodewaard een rendement of winst hebben gemaakt.

Vraag 4

Wist de eigenaar van de kerncentrale Dodewaard van de totale kosten voor ontmanteling? Wat is in dat licht uw appreciatie van de ontstane situatie waarin wel ruim is uitgekeerd aan de aandeelhouders, maar er onvoldoende in kas zit voor de ontmanteling?

De verplichting tot het stellen van financiële zekerheidsstelling voor de kosten van buitengebruikstelling en ontmanteling van de inrichting op basis van art. 15f van de Kernenergiewet geldt ook voor GKN, ondanks dat de kerncentrale Dodewaard reeds in 1997 buiten bedrijf werd gesteld.
Het ramen van die kosten is daar onderdeel van. Zoals aangegeven in antwoord op vraag 1 is de aanvraag van GKN voor goedkeuring van de financiële zekerheidsstelling voor de kosten van ontmanteling tot tweemaal toe afgekeurd en werd de Staat beide keren door de Raad van State in het gelijk gesteld. Het was daarmee voor GKN duidelijk dat de Staat onder meer niet akkoord ging met de door GKN ingeschatte hoogte van de ontmantelingskosten.
Door GKN is in het verleden geen dividend uitgekeerd. NEA keerde met name in 2003 en 2004 dividend uit vanwege de opbrengst van de verkoop van TenneT. In latere jaren werden bedragen uit vrijvallende reserves uitgekeerd. Vanaf het jaar 2010 is door NEA geen dividend meer uitgekeerd.

Vraag 5

Vindt u het billijk dat de Nederlandse belastingbetaler via de Staat moet bijdragen aan de ontmanteling van de kerncentrale, in het licht van deze winsten?

Dat ik hecht aan het uitgangspunt «de vervuiler betaalt» mag bijvoorbeeld blijken uit het regime van financiële zekerheidstelling dat met de inwerkingtreding van de Omgevingswet voor majeure risicobedrijven wordt ingevoerd. Voor GKN is de situatie gecompliceerd, omdat de kerncentrale Dodewaard sinds 1997 niet meer operationeel is en de verplichting tot financiële zekerheidsstelling ruim daarna werd ingevoerd in 2011. De kerncentrale Dodewaard bevond zich op dat moment reeds meerdere jaren in veilige insluiting.

Vraag 6

Hoe is dit geregeld bij de overige kerncentrales in Nederland?

Sinds 2011 is in artikel 15f van de Kernenergiewet opgenomen dat een vergunninghouder van een kernreactor op een door de Staatssecretaris van Infrastructuur en Waterstaat en de Minister van Financiën goedgekeurde wijze financiële zekerheid stelt ter dekking van de kosten die voortvloeien uit het buiten gebruik stellen en de ontmanteling van de inrichting. Naast GKN geldt deze verplichting ook voor de vergunninghouders van de kerncentrale Borssele en de onderzoeksreactoren in Petten en Delft. Deze vergunninghouders beschikken allen over een goedgekeurde en geactualiseerde financiële zekerheidsstelling voor de ontmantelingskosten van hun installatie.
Daarmee worden extra bijdragen van de Staat aan de ontmantelingskosten van deze nucleaire installaties voorkomen.

Vraag 7

Vindt u het – mede in het licht van het kabinetsvoornemen om nieuwe kerncentrales te faciliteren en de kerncentrale in Borssele langer open te houden – noodzakelijk om de Kernenergiewet aan te passen om dergelijke situaties in de toekomst te voorkomen?

Zoals in antwoord op vraag 4 aangegeven, is reeds een voorziening opgenomen in artikel 15f van de Kernenergiewet, waarmee vergunninghouders van een kernreactor dienen te beschikken over een goedgekeurde financiële zekerheidsstelling voor de ontmantelingskosten.
Deze bepaling geldt ook voor toekomstige vergunninghouders. In mijn brief van 9 december3 jl. aan uw Kamer heb ik aangegeven de bepalingen voor de wijze van financiële zekerheidstelling samen met de Minister van Financiën tegen het licht te houden om te bezien of deze geactualiseerd moeten worden of aanvulling behoeven.

Vraag 8

Vindt u (de financiering van) de ontmanteling van kerncentrales, kolencentrales, gaswinning op land en zee, oliewinning op land en zee, geothermie en andere vormen van energieproductie een taak van de overheid?

Mijnbouwvergunninghouders zijn wettelijk verplicht om hun installaties te ontmantelen na beëindiging van de activiteiten en zelf de kosten hiervoor te dragen. Hierbij dient wel opgemerkt te worden dat de Staat middels EBN als beleidsdeelneming van het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat, in de meeste projecten voor olie- en gaswinning voor 40% deelneemt namens de staat. Ook mag EBN reeds risicodragend deelnemen in aardwarmteprojecten in Nederland.
Voor de ontmanteling van kolencentrales zijn de exploitanten zelf verantwoordelijk, evenals voor de financiering hiervan.

Vraag 9

Kunt u ingaan op de vraag hoe de financiering van de ontmanteling van kolencentrales, gaswinning op land en zee, oliewinning op land en zee, geothermie en andere vormen van energieproductie is geregeld? Kunt u daarbij specifiek ingaan op relevante wet- en regelgeving?

De bepalingen en procedures in de Mijnbouwwet en het Mijnbouwbesluit die zien op het buiten gebruik stellen en verwijderen van mijnbouwwerken, kabels en pijpleidingen zijn onder de huidige wet bepaald in artikel 44 voor de houder van een opsporings- of winningsvergunning. Artikel 44, tweede lid van de Mijnbouwwet verplicht Mijnbouwvergunninghouders een mijnbouwwerk dat definitief buiten werking gesteld is te verwijderen, inclusief eventuele verontreinigingen en afval.
Voor zover dat van toepassing is, geldt met de inwerkingtreding van de Omgevingswet en onderliggende besluiten voor majeure risicobedrijven straks ook het in antwoord op vraag 5 genoemde financiële zekerheidsregime voor milieuschade4.
Ten aanzien van olie- en gas activiteiten geldt dat de vergunning doorgaans door meerdere natuurlijke personen of rechtspersonen gezamenlijk wordt gehouden. Deze personen zijn op grond van hun overeenkomst tot operationele samenwerking (Joint Operating Agreement) verplicht om naar rato van ieders belang in die vergunning bij te dragen aan de kosten van uitvoering van de feitelijke werkzaamheden uit hoofde van de vergunning. Ook moeten zij, eveneens pro rata, betalingsverplichtingen overnemen indien een van hen in gebreke blijft. Indien er één partij is die de vergunning houdt, dan rusten de verplichtingen uiteraard op die ene persoon.
Het samenwerkingsverband heeft een aangewezen persoon (artikel 22, vijfde lid, van de wet). Deze persoon (in de praktijk ook wel «operator» genoemd) die de feitelijke werkzaamheden verricht of daartoe opdracht geeft, stelt namens de als vergunninghouder samenwerkende bedrijven financiële zekerheid voor de verwijdering van het mijnbouwwerk. De aangewezen persoon is uiteindelijk de laatst verantwoordelijke (artikel 42, vierde lid).
Als de Staatssecretaris van Economische Zaken en Klimaat op grond van artikel 47 van de wet zekerheden verlangt tot nakoming van de verwijderingsverplichting wordt de aangewezen persoon aangesproken. Hetzelfde geldt ten aanzien van kabels en pijpleidingen, indien de Staatssecretaris bepaalt dat deze na beëindiging van het gebruik dienen te worden verwijderd (artikelen 45 en 48).
Niet alleen de Staat, maar ook de aangewezen persoon en de medehouders van een vergunning onderling hebben er groot belang bij dat financiële risico’s adequaat zijn afgedekt. De persoon die de verwijdering moet uitvoeren, wil zekerheid hebben dat hij de kosten daarvan naar rato kan doorberekenen aan zijn medehouders van de vergunning. Zij hebben belang bij ieders financiële draagkracht, omdat, indien een van hen niet aan zijn betalingsverplichting kan voldoen, het door die partij verschuldigde bedrag pro rata wordt omgeslagen over de overige partijen in die vergunning, die daardoor voor een grotere financiële last komen te staan.
Tegen de in de vorige paragraf geschetste achtergrond hebben houders van vergunningen voor de opsporing en winning van koolwaterstoffen op het Nederlands deel van het continentaal plat, verenigd in Element-NL, en EBN, in samenwerking met het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat een stelsel van overeenkomsten ontwikkeld waartoe zij middels de meest recente wijziging van de Mijnbouwwet (2022) worden verplicht, zowel voor land als op zee. Dat biedt de medehouders van een vergunning onderling en uiteindelijk de Staat als begunstigde in uiterste instantie de zekerheid dat er voldoende financiële middelen zijn om de verwijderingsverplichtingen uit hoofde van de Mijnbouwwet te kunnen uitvoeren.
Om de financiële middelen voor nakoming van de verwijderingsverplichtingen, bedoeld in de artikelen 44 en 45, zeker te stellen, sluiten de personen die gezamenlijk houder zijn van een vergunning voor het opsporen of winnen van koolwaterstoffen en de opslag van stoffen met elkaar een «Decommissioning Security Agreement» (DSA). De Staatssecretaris van Economische Zaken en Klimaat kan regels voor de inhoud van deze overeenkomsten vaststellen. De DSA legt onder meer de procedure vast voor het moment en de wijze waarop welke partij in een gezamenlijk gehouden vergunning in welke vorm financiële zekerheden moet stellen. De hoogte van, het tijdstip, de wijze waarop en de termijn waarvoor de zekerheid moet worden verstrekt, zijn onder meer afhankelijk van de verhouding tussen enerzijds de verwachte economische waarde van de bedrijfsmiddelen en de resterende olie- en gasreserves in de ondergrond en anderzijds de verwachte kosten van verwijdering en worden jaarlijks opnieuw bezien en zo nodig bijgesteld.
Een tussen vergunninghouders en EBN te sluiten «Decommissioning Security Monitoring Agreement («DSMA») geeft EBN de taak en de bevoegdheid om de uitvoering van de DSA te monitoren en de Staatssecretaris van Economische Zaken en Klimaat te adviseren of de in dat kader te stellen en gestelde financiële zekerheden afdoende zijn. In het geval dat er één partij is die de vergunning houdt, worden in de DSMA met die partij afspraken vastgelegd, die in overeenstemming zijn met de DSA. Ook voor de DSMA kunnen door de Minister regels worden vastgesteld. In gevallen waarin er gerede twijfel is of de DSA adequaat wordt uitgevoerd of de gestelde zekerheden onvoldoende waarborgen bieden, kan de Staatssecretaris zijn uit hoofde van de artikelen 47 en 48 toekomende zelfstandige bevoegdheden toepassen om financiële zekerheid van de vergunninghouder te verlangen. Daartoe zal hij besluiten als uit het advies van EBN blijkt dat er volgens de systematiek en het afwegingskader van de DSA geen goede balans is tussen de economische waarde van de bedrijfsmiddelen en de reserves in de onderneming en de financiële middelen waarover deze onderneming kan beschikken om zijn verwijderingsverplichtingen te kunnen nakomen. Evenals bij de uitvoering van de DSA zal per geval beoordeeld moeten worden in welke mate en in welke vorm financiële zekerheid geboden is. Bij een goede uitvoering van de DSA en DSMA zal toepassing van de artikelen 47 en 48 naar verwachting alleen hoeven te gebeuren in situaties waarin dat op basis van de relevante feiten en omstandigheden en de af te wegen belangen geboden is.
Voor de ontmanteling van kolencentrales zijn de exploitanten zelf verantwoordelijk, evenals voor de financiering hiervan.
Wat betreft andere vormen van energieproductie, zie het antwoord op vraag 16 voor de wet- en regelgeving omtrent wind op zee.

Vraag 10

Bent u voornemens hier wijzigingen in aan te brengen via de aangekondigde wijziging van de Mijnbouwwet? Zo ja, welke?

In 2022 is reeds een wetswijziging van de Mijnbouwwet in werking getreden waarin de mogelijkheden tot het stellen van financiële zekerheid gedurende de looptijd van een vergunning is uitgebreid. Er kan nu om financiële zekerheid gevraagd worden voor het verwijderen van het mijnbouwwerk. Het is hierbij belangrijk om periodiek te onderzoeken of er nog voldoende financiële middelen aanwezig zijn om zo tijdig in te kunnen grijpen. In een nieuw stelsel wil het kabinet hier verder uitvoering aan geven.
Zoals ook is aangegeven in de Kamerbrief Contourennota aanpassing Mijnbouwwet (Kamerstuk 32 849, nr. 214) dienen in het nieuwe (vergunning)stelsel duidelijke regels rondom nazorg opgenomen te worden. Nazorg heeft betrekking op de periode nadat een mijnbouwwerk is opgeruimd. In de komende jaren zullen een groot aantal mijnbouwwerken opgeruimd moeten worden. Wet- en regelgeving moet invulling geven aan de randvoorwaarden: hoe gebeurt dit veilig, welke eisen worden gesteld aan monitoring, hoe lang is deze monitoring nodig en wat kan wel en niet boven afgesloten putten? Een belangrijk punt daarbij is dat mijnbouwbedrijven voldoende middelen moeten aanhouden om na de beëindiging hun infrastructuur zorgvuldig op te ruimen en nog voor een bepaalde periode te monitoren.
Zoals is aangegeven in de Kamerbrief Herziening mijnbouwbeleid: nazorg en zorgplicht (Kamerstuk 32 849, nr. 215) is het voornemen om te komen tot een regeling ten laste waarvan maatregelen op het gebied van de nazorg van mijnbouw worden gefinancierd. Gedurende de mijnbouwactiviteit draagt het mijnbouwbedrijf hieraan bij. Dit zal in de toekomst voor alle bedrijven van alle mijnbouwsectoren gaan gelden. De middelen kunnen gebruikt worden om de effecten van mijnbouw (voorzien en onvoorzien) te mitigeren en de gevolgen daarvan te verhelpen. De middelen kunnen ook worden aangesproken om maatregelen te nemen na een plotselinge beëindiging van een mijnbouwactiviteit zoals een faillissement. Een partij moet de taak krijgen om de middelen te beheren, de bijdrage van een bedrijf te bepalen en zorg te dragen dat mijnbouwbedrijven hieraan voldoen. Dit kan geregeld worden met de aanpassing van de Mijnbouwwet. In het geval dat een burger schade heeft en het mijnbouwbedrijf is niet meer aanspreekbaar, door bijvoorbeeld een faillissement, kan een beroep worden gedaan op het bestaande Waarborgfonds Mijnbouwschade.
Om te komen tot een nieuwe invulling van het nazorgbeleid en de zorgplicht zal de huidige Mijnbouwwet tegen het licht worden gehouden. De rode draad hierbij zijn de rollen en verantwoordelijkheden van de betrokken partijen in de verschillende fases van de mijnbouwprojecten en de langdurige fase daarna. De verwachting is dat dit zal gaan leiden tot op maat gesneden voorschriften voor de verschillende mijnbouwactiviteiten.
In de komende maanden zullen de uitgangspunten en voornemens verder worden uitgewerkt. Hierbij zullen verschillende casussen worden onderzocht. Voorbeelden hiervan zijn: een verlaten gas- of olieput, een zoutcaverne, een offshore pijpleiding, en de voormalige steenkoolwinning in Limburg. Er zal gekeken worden naar de mogelijk effecten, de voorspelbaarheid, mitigatie en wie op welk moment voor de nazorg en zorgplicht aan de lat staat of zou moeten staan. Uitgaande van de analyse van casussen zullen concrete voorstellen worden gedaan voor aanpassingen van het beleid, het stelsel van vergunningen en de wet- en regelgeving. De Staatssecretaris van Economische Zaken en Klimaat verwacht uw Kamer hierover na de zomer van dit jaar nader te informeren.

Vraag 11

Hoeveel gas- en oliewinninglocaties zijn niet meer in bedrijf en bij hoeveel van deze locaties werkt men aan of toe naar ontmanteling?

EBN heeft aangegeven dat er momenteel op zee 170 locaties (151 platforms, 19 subsea installaties) in bedrijf zijn. Op land betreft het 325 puttenlocaties. Hierbij dient opgemerkt te worden dat er echter ook locaties zijn die in werking zijn, maar niet produceren. Een compleet overzicht van mijnbouwwerken is ook te vinden op de website www.nlog.nl.

Vraag 12

Hoeveel mijnbouwactiviteiten worden komende jaren beëindigd in Nederland?

Op dit moment zijn er 204 mijnbouwwerken als zijnde buiten werking gemeld. Voor deze mijnbouwwerken dient de komende jaren een verwijderingsplan ingediend te worden of een ontheffing daarvan indien er hergebruik wordt voorzien.

Vraag 13

Hoeveel van deze locaties krijgen een nieuwe functie, bijvoorbeeld in het kader van wind op zee of elektrolyse?

Het moment van beëindigen van de productie van olie- en gas activiteiten is onder andere afhankelijk van de olie- of gasprijs. Deze maakt of het economisch rendabel is om de resterende aanwezige reserves in het veld te winnen. Het precieze tijdstip van de beëindiging kent dus een bandbreedte van enkele jaren.
Om verwachtingen, gevolgen en mogelijkheden ten aanzien van verwijderen of hergebruik van de Nederlandse olie- en gasinfrastructuur in kaart te brengen en een gezamenlijke aanpak te ontwikkelen, is in oktober 2017, op gezamenlijk initiatief van EBN en Nogepa (voorganger van Element-NL), het Nationaal Platform voor Hergebruik & Ontmanteling, Nexstep opgericht. Het doel van Nexstep is om een veilige, duurzame, effectieve en kostenefficiënte wijze van hergebruik en verwijdering van de olie- en gasinfrastructuur te stimuleren, te coördineren en te faciliteren. Door het verzamelen, analyseren en delen van data ontstaat een geïntegreerd beeld, duidelijkheid en transparantie omtrent omvang en timing van de verwachte verwijderingsactiviteiten en mogelijkheden voor hergebruik. Een coöperatieve en gestructureerde aanpak levert een belangrijke bijdrage aan de energietransitie en reduceert de kosten voor de samenleving zonder afbreuk te doen aan een veilige en verantwoorde ontmanteling. Met nieuwe technologieën, standaardisatie, internationale «best practices» en duidelijkheid ten aanzien van regulering worden de mogelijkheden voor hergebruik en verwijdering in de komende jaren verder uitgewerkt.
In de periode 2023–2032 worden volgens de laatste opgave van Nexstep 79 platforms en 15 subsea installaties verwijderd en worden 403 putten offshore en 664 putten op land ontmanteld.
De prognose die Nexstep in samenwerking met de olie- en gasoperators daar zelf over jaarlijks over maakt (Re-use & Decommissioning Report) kunt u vinden op de website van Nexstep: www.nexstep.nl.

Vraag 14

Kunt u ingaan op de (financiële) verantwoordelijkheden van het bedrijfsleven enerzijds en de Staat anderzijds bij de ontmanteling van de locaties die geen nieuwe bestemming krijgen?

De verwachting is dat het merendeel van alle olie- en gaslocaties zal worden verwijderd. Op dit moment zijn voor een beperkt aantal assets plannen voor hergebruik of ze zijn reeds in gebruik voor een andere functie.
Op zee staat het P18-A platform geoormerkt voor hergebruik voor CO2-opslag (Porthos-project) en wordt er middels de ontwikkeling van het Aramis project beoogd om verschillende lege gasvelden aan te sluiten op een centrale nog aan te leggen CO2-transport infrastructuur. De ontwikkeling van CO2-opslag biedt op meerdere locaties mogelijkheden voor hergebruik van de putten en reservoirs. De onlangs door de Europese Commissie aangekondigde Net Zero Industry Act zal dit aantal mogelijk nog verder verhogen. Op het Q13a-A Amstel platform is een electrolyser voorzien voor een pilot voor kleinschalige waterstofproductie op zee. Ook voor de hoofdleidingen (NOGAT en NGT) wordt actief onderzocht wat de mogelijkheden zijn voor hergebruik. Beide leidingen hebben vorig jaar een Certificaat van Geschiktheid ontvangen voor transport van groene waterstof op zee door Bureau Veritas.
Op land is men actief met mogelijkheden voor hergebruik van olie- en gasinfrastructuur middels hergebruik van putten voor geothermie of de ontwikkeling van duurzame energiehubs zoals het GZI Next project in Emmen op de locatie van de voormalige gaszuiveringsinstallatie.

Vraag 15

Welke wet- en regelgeving geldt voor (de financiering van) de ontmanteling van nieuwe locaties van wind op zee en ten behoeve van elektrolyse?

Aangezien EBN (als beleidsdeelneming van het Ministerie van EZK) in de meeste assets voor 40% deelneemt namens de staat, is zij naast het delen in de winsten die ten gunste komen aan de Staat, ook verantwoordelijk voor 40% van de ontmantelingskosten. De resterende 60% is de verantwoordelijkheid van de andere vergunningshouders (operating en non-operating). De verantwoordelijkheden van de vergunninghouders en de Staat daaromtrent staat nader omschreven in de beantwoording van vraag 9.

Vraag 1

Bent u voornemens in het Nationaal Programma Energiesysteem (NPE) aandacht te besteden aan nut en noodzaak van koolstofarme waterstof in het energiesysteem van de toekomst, aangezien u in de beantwoording op schriftelijke vragen stelt dat zowel hernieuwbare als koolstofarme waterstof een belangrijke rol moeten spelen in het behalen van onze CO2-reductiedoelen, snelle opschaling van waterstofproductie essentieel is en het kabinet inzet op waterstofproductie met Carbon Capture en Storage (CCS) waar de inzet van hernieuwbare waterstof niet of niet tijdig voldoende mogelijk is (Aanhangsel Handelingen 2022/23, nr, 1852)?1

Ja.

Vraag 2

Hoeveel hernieuwbare waterstof is er in 2030, 2040 en 2050 nodig, gelet op de doelstelling van de Europese Unie dat in 2030 42% van de waterstof in de industrie afkomstig moet zijn van hernieuwbare brandstoffen van niet-biologische oorsprong en gelet op de klimaatdoelen van Nederland in het algemeen? Hoeveel daarvan zal uit hernieuwbare bronnen komen en hoeveel zal koolstofarme waterstof betreffen?

Zoals geschetst in het concept NPE ziet het kabinet een belangrijke rol voor waterstof in de ontwikkeling van het energiesysteem en het voldoen aan onze klimaatdoelen richting 2050.2 Hoeveel hernieuwbare en koolstofarme waterstof er in de toekomst precies nodig is, is nog niet bekend. Met het concretiseren van de verduurzamingsplannen in de industrie in het Nationaal Programma Verduurzaming Industrie, en het concretiseren van de verduurzamingsplannen in overige sectoren, zullen de benodigde volumes de komende jaren steeds duidelijker worden. In het definitieve NPE dat gepland is te verschijnen aan het einde van dit jaar, zal het kabinet nader beschrijven met welke ontwikkeling van de waterstofvraag het richting 2050 rekening houdt.
Ter indicatie van de toekomstige waterstofvraag biedt de recente scenariostudie ii3050 van de netbeheerders inzicht.3 Deze studie schetst bandbreedtes voor het totale binnenlandse waterstofgebruik van circa 310–510 PJ in 2040 en circa 365–610 PJ in 2050. In het begin zal het aandeel van koolstofarme waterstof hierin groter zijn dan dat van hernieuwbare waterstof. Richting 2050 verwacht het kabinet dat eerst grijze, maar daarna ook blauwe waterstof steeds meer vervangen wordt door hernieuwbare waterstof(dragers).
Op basis van het huidige gebruik van waterstof in de industrie en het energiegebruik in de mobiliteit is de schatting dat in 2030 voor de verwachte bindende EU-waterstofdoelen ten minste 45 PJ aan waterstofdragers moet voldoen aan de eisen voor «hernieuwbare brandstof van niet-biogene oorsprong» (35 PJ vanuit de industrie en 10 PJ vanuit mobiliteit). Het restant van de waterstofvraag vereist voldoende aanbod van niet-hernieuwbare waterstof. Voor de industrie is de vraag naar niet-hernieuwbare waterstof naar verwachting al meer dan 100 PJ in 2030. Het kabinet streeft ernaar het aandeel grijze waterstof daarin zo klein mogelijk te maken, onder meer door steun voor CCS.

Vraag 3

Bent u het met de indiener eens dat de industrie in een vroeg stadium vertrouwen nodig heeft in de ontwikkeling van de waterstofmarkt en dat het dus verstandig is om ook de producenten van blauwe waterstof duidelijkheid te bieden? Is het verstandig om af te spreken dat eventuele tekorten aan hernieuwbare waterstof mogen worden aangevuld met koolstofarme waterstof, zodat waterstof in ieder geval beschikbaar is voor de industrie?

Op basis van verschillende rapporten (zie ook de eerder genoemde ii3050) en gesprekken met bedrijven (voor bijvoorbeeld de Cluster Energie Strategieën) verwacht ik dat de totale waterstofvraag in Nederland en buurlanden nog lang groter zal zijn dan het potentiële aanbod van hernieuwbare waterstof (inclusief import). Om die reden voorzie ik een robuuste vraag naar koolstofarme waterstof, gesteund door de verwachte stijging van de CO2-prijs als gevolg van het Europese emissiehandelssysteem (EU ETS). Ik zet in op snelle realisatie van grensoverschrijdende infrastructuur voor waterstoftransport en -opslag om producenten van koolstofarme waterstof te helpen die grote waterstofvraag efficiënt te bedienen.
Natuurlijk is het wel van groot belang dat de markt duidelijkheid krijgt over het instrumentarium voor waterstof. Over het instrumentarium voor productie van blauwe waterstof bestaat al duidelijkheid; zie het antwoord op vraag 4. Dit najaar wil ik daarnaast duidelijkheid geven over het instrumentarium voor hernieuwbare waterstof; over de hoofdlijnen van dit instrumentarium kunt u lezen in mijn recente brief.4 Dit najaar moet dus duidelijk zijn, ook voor (beoogd) producenten van koolstofarme waterstof, welke prikkels producenten en gebruikers van waterstof kunnen verwachten.
Tijdelijke fysieke tekorten opvangen met niet-hernieuwbare waterstof is technisch mogelijk. Tegelijkertijd wil ik voorkomen dat bedrijven ongelimiteerd koolstofarme waterstof kunnen inzetten waardoor er onvoldoende vraag naar hernieuwbare waterstof ontstaat en de opschaling van import en elektrolyse stagneert. De inzet van koolstofarme waterstof in plaats van hernieuwbare waterstof zal ook niet kunnen meetellen voor de verwachte bindende waterstofdoelen uit de EU-richtlijn voor hernieuwbare energie (Renewable Energy Directive – RED III; zie voor een toelichting op deze doelen mijn recente brief).

Vraag 4

Hoe kunt u aan toekomstige producenten van koolstofarme waterstof uit aardgas in Nederland voldoende zekerheid bieden dat hun investeringen ook terugverdiend kunnen worden?

Toekomstige producenten van koolstofarme waterstof uit aardgas kunnen de benodigde investering in CCS mede financieren met behulp van SDE++-subsidie. Er is geen financiële ondersteuning vanuit de overheid voor investeringen in nieuwe waterstofinstallaties op basis van aardgas. Dergelijke investeringen zullen rendabel worden door vermeden kosten van het EU ETS en/of de CO2-heffing (bij eigen gebruik van de waterstof), of inkomsten uit de verkoop van koolstofarme waterstof aan derden. Door de oplopende CO2-prijs zal de vraag naar koolstofarme waterstof naar verwachting sterk stijgen. Die extra vraag ontstaat niet alleen in de Nederlandse industrie, maar ook in andere sectoren, bijvoorbeeld de elektriciteitssector, en onze buurlanden, met name Duitsland.

Vraag 5

Welke rol ziet u voor blauwe waterstof gemaakt uit aardgas op de Noordzee? Hoe zorgt u ervoor dat de investeringsbereidheid hiervoor op peil blijft?

Aardgas uit de Noordzee is beter voor het klimaat dan geïmporteerd aardgas. Aan gaswinning uit kleine gasvelden heeft het kabinet voorwaarden gesteld waaronder op het gebied van veiligheid. Koolstofarme waterstof uit aardgas op de Noordzee kan een belangrijke bijdrage leveren aan het halen van de klimaatdoelen en opschaling van de waterstofmarkt. De investeringsbereidheid zal toenemen naarmate de inkomsten als gevolg van het EU ETS, CO2-heffing en/of verkoop van koolstofarme waterstof stijgen.

Vraag 6

Kunt u aangeven op welke wijze de ons omringende landen binnen de Europese Unie omgaan met de voorgenomen RFNBO-doestelling in de RED-III? Kunt u aangeven op welke wijze u voornemens bent om producenten en gebruikers van waterstof binnen Nederland een level playing field te bieden indien blijkt dat de concurrentiepositie van bedrijven in Nederland negatief wordt beïnvloed door een andere wijze en/of tempo van implementatie van REDIII-doelstellingen ten aanzien van industrieel gebruik van waterstof?

Bij de vormgeving van het instrumentarium voor hernieuwbare waterstof houd ik zeker rekening met het beleid van buurlanden en de interne markt waarop Nederlandse bedrijven zullen moeten concurreren. Om die reden onderhoud ik nauw informeel contact met andere EU-landen over hun beleidsvoornemens, onder meer in Pentalateraal verband. Zo wil ik voorkomen dat er een grote discrepantie ontstaat tussen het beleid in Nederland enerzijds en het beleid in buurlanden anderzijds. Op dit moment zie ik echter nog geen buurlanden met vastgesteld beleid gericht op de RFNBO-doelstelling in de industrie. Natuurlijk hebben de meeste landen om ons heen wel bredere waterstofstrategieën en beleidsvoornemens gepubliceerd; het meest concrete voorbeeld is bijvoorbeeld het Duitse initiatief H2Global ter ondersteuning van RFNBO-import. Op basis van deze strategieën en beleidsvoornemens verwacht ik dat het voorgenomen Nederlandse beleid zoals ik dat op hoofdlijnen beschrijf in mijn recente brief5, met een mix van normering en subsidiëring en ondersteuning van zowel productie als import, goed aansluit bij het beleid in de landen binnen de Europese Unie om ons heen.
Voor het beleid gericht op de RFNBO-doelstelling in de RED-III voor de transportsector verwijs ik naar de brief van de Staatssecretaris van Infrastructuur en Waterstaat hierover aan het begin van dit jaar.6 Dit najaar starten daarvoor de internetconsultaties.

Vraag 7

Kunt u aangeven waarom in de studie «Technological scope and potential cost reductions early phase scale-up» die u heeft laten uitvoeren in het kader van de voorjaarsbesluitvorming ten aanzien van het klimaatpakket de optie van paarse waterstof ontbreekt? Waarom wordt waterstof uit kernenergie niet meegenomen als serieuze optie?

Ook projecten voor productie van paarse waterstof profiteren van de technologische ontwikkeling als gevolg van de ondersteuning uit het Klimaatfonds. Voor de ontwikkeling van de verschillende vormen van elektrolysetechnologie is het immers irrelevant uit welke bron de elektriciteit komt; dit kan ook elektriciteit uit kernenergie zijn.

Vraag 1

Hoe definieert u strategische autonomie op het gebied van de energietransitie? Welke technieken en welke grondstoffen vallen daar volgens u in ieder geval onder?

Vraag 2

Deelt u de mening dat het van belang is om onze strategische autonomie op het gebied van de energietransitie te versterken? Wanneer zou volgens u de strategische autonomie van Nederland op het gebied van de energietransitie in gevaar zijn? Welke kwantitatieve en kwalitatieve parameters gebruikt u daarbij?

Ja. Het kabinet wil dat Nederland en de EU eigen keuzes kunnen maken bij het borgen van onze publieke belangen. De energietransitie is één van de centrale opgaven waar Nederland en de EU voor staan. De publieke belangen op het terrein van leveringszekerheid en betaalbaarheid van het energiesysteem dienen te worden geborgd. Keuzes over de wijze waarop deze transitie wordt vormgegeven moeten zonder beïnvloeding van buitenaf kunnen worden gemaakt.
Het mitigeren van risicovolle strategische afhankelijkheden is één van de prioriteiten van het kabinet en de EU. Afhankelijkheden zijn niet per definitie problematisch: wederzijdse afhankelijkheden vormen de hoeksteen van het mondiale handelssysteem, waardoor specialisatie kan optreden, innovatie wordt gestimuleerd, producten toegankelijk blijven, wetenschappelijke kennis circuleert en onze welvaart en koopkracht toeneemt. Zodra er echter sprake is van risicovolle strategische afhankelijkheden, kan mitigatie daarvan wenselijk zijn. Bedrijven dragen zelf verantwoordelijkheid voor hun waardeketens en hebben zelf baat bij het verminderen van risicovolle strategische afhankelijkheden. De overheid heeft een verantwoordelijkheid om ervoor te zorgen dat publieke belangen gewaarborgd zijn. Waar een publiek belang onder disproportionele druk komt te staan, en de markt en het bedrijfsleven dit risico onvoldoende adresseren of hiertoe niet in staat zijn, ligt een rol voor de overheid voor de hand. De afgelopen periode zijn er verschillende kwantitatieve onderzoeken uitgevoerd naar afhankelijkheden van Nederland en de EU, zoals onder andere de geo-economische monitor1, 2 en het onderzoeksproject «EU strategic dependencies and capacities»3 van de Europese Commissie. Daarnaast lopen er nog verschillende andere onderzoeksprojecten. Zo doet TNO onderzoek naar een effectieve methodiek om productgroepen aan elkaar te koppelen en daarmee waardeketens en hun kwetsbaarheden op meer detailniveau inzichtelijk te maken. Dit onderzoek wordt naar verwachting eind oktober 2023 met uw Kamer gedeeld. Door middel van een vrijwillige Nederlandse bijdrage onderzoekt de OESO de wederzijdse economische impact van handelsbeperkingen tussen landen(groepen). Dit onderzoek is naar verwachting einde 2023 afgerond. The Hague Centre for Strategic Studies (HCSS) onderzoekt de rol van Nederlandse bedrijven in wereldwijde grondstoffenketens.
Kwantitatieve onderzoeken naar strategische afhankelijkheden vinden veelal plaats op basis van door de douane verzamelde handelsdata en geven daarmee op geaggregeerd niveau een overzicht van afhankelijkheden die mogelijk een probleem kunnen vormen voor Nederland en de EU. Door onder andere de complexiteit van waardeketens, de veranderlijke aard van afhankelijkheden en gebrekkige data is het lastig en onwenselijk om op basis van kwantitatieve data alleen te bepalen waar de risico’s van strategische afhankelijkheden zich bevinden. Daarom is aanvullende kwalitatieve analyse nodig. In de Kamerbrief Strategische Afhankelijkheden van 12 mei jl. is toegelicht welke kwalitatieve vragen gesteld kunnen worden bij het uitvoeren van deze analyse. In deze brief is verder aangegeven dat een dialoog met de private sector van belang is bij deze analyse en het vervolgtraject.

Vraag 3

Bent u ervan op de hoogte dat volgens het Internationaal Energieagentschap (IEA) China op dit moment de grootste producent is van alle grote schone technologieën en ook de gehele productieketens hiervan domineert? Hoe apprecieert u dit? Welke risico’s brengt dit met zich mee voor de strategische autonomie van Nederland?

Ja. Het IEA analyseert dat in het rapport uit 20224. Het rapport gaat in op de complexe relatie tussen grondstoffen en de vooruitzichten voor een veilige en snelle energietransitie. Naast vooruitzichten van de vraag naar grondstoffen onder verschillende technologische en beleidsscenario's, onderzoekt het rapport of de huidige investeringen in grondstoffen voldoen aan de behoeften van een snel veranderende energiesector. Het rapport benadrukt de hoge geografische concentratie van productie, inclusief de hoge concentratie van verwerkingsactiviteiten, in China als een belangrijke kwetsbaarheid voor de energietransitie. Deze kwetsbaarheid knelt zodra mochten investeringen in productiecapaciteit niet aan de vraag voldoen, of in geval van potentiële geopolitieke risico's binnen of tussen producerende landen. Het rapport geeft aanbevelingen voor een nieuwe, allesomvattende benadering voor het veiligstellen van kritieke grondstoffen. Deze aanbevelingen zijn: zorgen voor adequate investeringen in gediversifieerde bronnen van toeleveringsketens; bevorderen van technologische innovatie in alle segmenten van de waardeketen; opschalen van recycling; versterken veerkracht van toeleveringsketen en markttransparantie; integreren van hogere normen op het gebied van milieu, sociaal beleid en bestuur en versterken van internationale samenwerking tussen producenten en consumenten.
China vormt een onmisbare schakel voor een spoedige energietransitie. Zonder de significante Chinese productie- en technologische capaciteiten zijn Nederland en onze Europese partners niet in staat om de energietransitie in het voorziene tempo te realiseren, mede vanwege het gebrek aan substitutiemogelijkheden. Zoals reeds aangegeven in de Kamerbrief over ontwikkelingen in het Chinabeleid5 acht het kabinet een dergelijke stapeling van afhankelijkheden problematisch, mede omdat China eerder aangetoond heeft bereid te zijn om grondstofafhankelijkheden geopolitiek in te zetten. In de Kamerbrief Strategische Afhankelijkheden is toegelicht welke mitigatieopties het kabinet identificeert in geval van risicovolle strategische afhankelijkheden.

Vraag 4

Kunt u aangeven wat de huidige en wat de voorspelde afhankelijkheid van China en andere niet-Europese landen is op het vlak van de eindproducten die noodzakelijk zijn voor de energietransitie? Kunt u daarbij in ieder geval ingaan op zon-pv, wind, elektrolyse, batterijtechniek, warmtepompen, en kabels voor netinfrastructuur?

De huidige en de voorspelde afhankelijkheid van China en andere niet-Europese landen voor de energietransitie is groot. In de Kamerbrief over Strategische Afhankelijkheden staat beschreven wat de aanpak van het kabinet is om inzicht te krijgen in deze afhankelijkheden6. Onderdeel van deze aanpak is ook een inventarisatie van alternatieven voor de substitutiemogelijkheden.
De Taskforce Strategische Afhankelijkheden (TFSA) is van start gegaan. Deze TFSA heeft als taak om het inzicht te vergroten in risicovolle strategische afhankelijkheden en de identificatie en prioritering van risicovolle strategische afhankelijkheden door departementen aan te jagen. In bovengenoemde Kamerbrief is o.a. het energieterrein als prioritair gebied aangemerkt. Het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat heeft hierbinnen zon-pv, windenergie, de waterstofketen, batterijtechniek, warmtepompen en kabels voor netinfrastructuur aangemerkt als ketens die nu eerst worden beoordeeld. Over de voortgang zal uw Kamer eind 2023 worden geïnformeerd.

Vraag 5

Kunt u per kritieke grondstof aangeven wat onze afhankelijkheid is? Welk aandeel komt daarvan uit China en welk aandeel is direct of indirect in handen van China in andere landen?

Er is voor Nederland geen specifieke analyse. Voor inzicht in onze afhankelijkheden van kritieke grondstoffen maakt het kabinet gebruik van de analyse van de Europese Commissie voor «kritikaliteit van grondstoffen»7. Kritieke grondstoffen zijn onmisbaar voor de productie van hernieuwbare energietechnologie voor de energietransitie en zijn ook nodig voor digitale technologieën, voor technologieën in de zorg en in defensiematerieel. Als gevolg van de groeiende wereldbevolking neemt de druk op kritieke grondstoffen toe. De Europese Commissie definieert kritieke grondstoffen als metalen en mineralen van significante economische waarde en waarvoor potentieel een leveringsrisico bestaat. Op deze lijst staan 34 kritieke grondstoffen. In de kritikaliteitsanalyse van de Europese Commissie zijn verschillende factoren meegenomen. Er wordt onder meer gebruik gemaakt van een substitutie-index voor de landen waar de EU de grondstof voornamelijk uit importeert. In de studie van de Europese Commissie wordt onder meer ingegaan op de kritikaliteitsanalyse voor windturbines op zee en zonnepanelen. Zo is China de belangrijkste producent op wereldniveau (winning en raffinage) voor de grondstoffen die gebruikt worden in windturbines op zee en zonnepanelen. Als onderdeel van de Nederlandse grondstoffenstrategie wordt geanalyseerd welke kritieke grondstoffen van deze lijst met name voor Nederland van belang zijn8 en welke grondstoffen die niet op de Europese lijst staan mogelijk ook nog aandacht behoeven, inclusief benodigd nationaal beleid.

Vraag 6

Wat is volgens u het gewenste Nederlandse aandeel in de raffinage en bewerking van deze kritieke grondstoffen die noodzakelijk zijn voor de energietransitie? Wat is hierin het Europese aandeel? Wat is het aandeel van China?

Het kabinet vindt het onwenselijk om kwantitatieve productiedoelen vast te stellen gegeven de complexiteit en veranderlijkheid van waardeketens. Bedrijven zijn in de eerste plaats zelf verantwoordelijk voor de inrichting van hun waardeketens. Waar publieke belangen in het geding komen, en de markt en het bedrijfsleven dit onvoldoende adresseren of hiertoe niet in staat zijn, ligt overheidsingrijpen voor de hand. Dit kan verschillende vormen aannemen.
Voor Nederland is het van belang dat we de voordelen van onze open economie blijven benutten. Het kabinet is een verkenning gestart naar kansen en mogelijkheden van het stimuleren van eigen raffinagecapaciteit voor grote (Europese) industrieën9. Over de uitkomsten van deze verkenning wordt u eind 2023 geïnformeerd. Over het algemeen streeft Nederland ernaar om een zekere mate van Europese zelfvoorzienendheid te hebben in de verwerking van kritieke grondstoffen, omdat dit de Europese afhankelijkheid vermindert en meer controle biedt over de toeleveringsketens.
China domineert de raffinage van kritieke grondstoffen. Zo heeft het land het grootste aandeel in raffinage van 26 zogenaamde Critical Raw Materials (CRMs)10. Europa domineert met de raffinage van hafnium in Frankrijk één CRM.11 Met de CRMA heeft de CIE voorstellen gedaan om de capaciteit voor winning, verwerking en recycling van kritieke grondstoffen in de EU te vergroten en diversificatie van waardeketens te bevorderen12.

Vraag 7

Kunt u uiteenzetten welke eindproducten en productieprocessen u cruciaal acht voor de Nederlandse strategische autonomie op het gebied van de energietransitie? Hoe zorgt u ervoor dat deze sectoren en processen in Nederland worden behouden dan wel worden aangetrokken? Welk beleid is er al?

Energie is een van de vier prioritaire aandachtsgebieden uit de Kamerbrief kabinetsaanpak Strategische Afhankelijkheden. Op het terrein van de energietransitie geeft het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat prioriteit aan de beoordeling van de productieketens voor zon-pv, windenergie en de waterstofketen op (potentiële) risicovolle strategische afhankelijkheden. Over de voortgang zal uw Kamer eind 2023 worden geïnformeerd.
Specifiek voor kritieke grondstoffen heeft het kabinet de Nationale Grondstoffenstrategie opgesteld die is gericht op het vergroten van de leveringszekerheid van kritieke grondstoffen. Grotere leveringszekerheid van kritieke grondstoffen en afbouwen van risicovolle strategische afhankelijkheden gaan hand in hand.

Vraag 8

Welke rol speelt volgens u de Europese Unie in de strategische autonomie van Nederland? Is het bijvoorbeeld volgens u acceptabel als Nederland compleet afhankelijk is van technieken of grondstoffen van andere EU-landen?

Dankzij de EU als geheel zijn we beter in staat de Europese en Nederlandse belangen te borgen dan als we dat als Nederland alleen zouden doen. Ook borgt een dergelijke aanpak het gelijk speelveld tussen lidstaten. Het kabinet kiest bewust voor nadruk op een Europees handelingsperspectief. Daarom steunt het kabinet de CRMA en de Net-Zero Industry Act (NZIA). Het grensoverschrijdende karakter van de uitdagingen, de verwevenheid van de interne markt en de slagkracht van de EU als geheel maken een Europees perspectief noodzakelijk. Het kabinet accepteert een grote mate van afhankelijkheid van andere landen in de EU.

Vraag 9

Hoe gaat Nederlandhaar aandeel leveren aan de Europese ambities om die afhankelijkheid van China omtrent de energietransitie te verminderen? Deelt u de mening dat Nederland hier ook haar verantwoordelijkheid moet nemen, bijvoorbeeld als het gaat om lokale productie van duurzame producten zoals elektrolyser, batterijen, windmolens die nodig zijn voor de energietransitie?

Zie het antwoord op vraag 4. Ja, het kabinet deelt de mening dat Nederland zijn aandeel moet leveren. In Europees verband neemt Nederland bijvoorbeeld deel aan deImportant Projects of Common European Interest (IPCEI’s) voor halfgeleiders, waterstof en cloud-infrastructuur. Daarnaast heeft Nederland een actieve rol bij de beïnvloeding van Commissievoorstellen die onder de EU Green Deal Industrial Plan vallen, met name de NZIA en de CRMA. Ook speelt Nederland een actieve rol bij het concretiseren van de gezamenlijke mededeling voor een Europese Economische Veiligheidsstrategie. Deze initiatieven dragen bij aan een weerbare EU, waardoor ook de afhankelijkheid van China in risicovolle waardeketens afneemt.

Vraag 10

Hoe ziet u de mogelijke opbouw van mogelijke strategische reserves van kritieke grondstoffen die nodig zijn voor de energietransitie in nationaal en in Europees verband?

Voor de mogelijke opbouw van strategische reserves kan worden gekeken naar zowel private als publieke initiatieven. Opbouw van strategische reserves kan een waardevol instrument zijn om risicovolle strategische afhankelijkheden te mitigeren. Mede op basis van recente Commissievoorstellen bekijkt het kabinet of de opbouw van strategische reserves opportuun is en zo ja, op welke wijze deze opgebouwd dienen te worden. Strategische voorraden kunnen hoge kosten met zich meebrengen.
Een opslagsysteem vanuit de private sector kan een optie zijn. Dat biedt de mogelijkheden voor de private sector om hun eigen waardeketens weerbaarder te maken13. De betrokkenheid van de private sector bij opbouw van de strategische reserves heeft zowel voor- als nadelen. Voordelen zijn bescherming tegen tekorten en prijsstijgingen, het afdekken van langetermijnplanning en het vermogen om te reageren op korte termijn vraagpieken. Nadeel is extra lasten voor het bedrijfsleven.
Opslagbeleidsmaatregelen kunnen noodzakelijk zijn om aanbodfluctuaties te ondervangen die bijvoorbeeld kunnen ontstaan door geopolitieke spanningen en een risico vormen voor publieke belangen. Dergelijke maatregelen bieden steun aan Europese industrieën en investeringen. In dit verband is het van belang dat er duidelijkheid komt van de Commissie over het waarborgen van het vrij verkeer van goederen, om fragmentatie van de interne markt en nieuwe belemmeringen voor ondernemers te voorkomen. Het kabinet heeft hier vragen over gesteld binnen de Raadswerkgroep onderhandelingen van de CRMA14.

Vraag 11

Welke onderdelen zijn er volgens u binnen strategische autonomie, zolas mijnbouw, recycling, raffinage, maakindustrie? Op welke van deze onderdelen van strategische autonomie heeft u al beleid? Welk beleid is dat? Waar ziet u lacunes in het huidige beleidsinstrumentarium om de strategische autonomie te vergroten?

Zie het antwoord op vraag 1 en 7. Met betrekking tot de in de vraag benoemde onderdelen mijnbouw, raffinage en recycling (onder meer in de maakindustrie), geldt dat deze ten aanzien van kritieke grondstoffen specifiek zijn geadresseerd in de Nationale Grondstoffenstrategie15. Informatie over eventuele lacunes volgt in de volgende Kamerbrief over risicovolle strategische afhankelijkheden.

Vraag 12

Welk bestaand financieel instrumentarium wordt gebruikt om de strategische autonomie te versterken, zoals innovatiesubsidies of middelen om bedrijven aan te trekken? Zijn er hiervoor voldoende financiële middelen? Waar zitten nog lacunes in het bestaande financiële instrumentarium?

In het kader van versterking van de open strategische autonomie is een goed en aantrekkelijk vestigings- en ondernemingsklimaat van belang, omdat dit de kracht en daarmee ook de weerbaarheid van de Nederlandse economie en het bedrijfsleven bevordert. Voorbeelden van financiële instrumenten die onder meer worden ingezet ten behoeve van versterking van de open strategische autonomie van de EU zijn: fiscale regelingen ter bevordering van Research en Development in het bedrijfsleven, het Nationaal Groeifonds en deelname aan IPCEI. Ook instellingen zoals Invest-NL en de regionale ontwikkelingsmaatschappijen dragen bij aan het ontplooien, aantrekken en behouden van economische activiteiten. Binnen Nederland wordt de grondstoffenstrategie geïntegreerd in het missie- gedreven innovatiebeleid, met nadruk op circulariteit van grondstoffen.
In het kader van de nationale grondstoffenstrategie wordt geïnventariseerd welke ondersteuning er vanuit Nederland, de EU en Internationale Financiële Instellingen is voor Nederlandse partijen die internationaal actief zijn in ketens van kritieke grondstoffen gericht op diversificatie en/of in de verduurzaming van internationale ketens.

Vraag 13

Ziet u mogelijkheden om via publieke aanbestedingen meer te gaan sturen op Nederlandse en Europese productie in het kader van de energietransitie? Welke mogelijkheden biedt de Europese Unie hiervoor? Gaat de net-zero industry act meer ruimte bieden hiervoor? Hoe en wanneer gaat u dit verwerken in uw eigen aanbestedingsbeleid?

Het Europese aanbestedingsrecht biedt ruimte en instrumenten om risico’s voor veiligheid en oneerlijke concurrentie te beperken. Zo kunnen inschrijvers uit landen waar geen handelsakkoord mee is of die geen partij zijn bij de Agreement on Government Procurement (GPA) worden uitgesloten van aanbestedingen. Tegen oneerlijke concurrentie zijn in 2022 in Brussel grote stappen gezet. Er zijn akkoorden bereikt over twee verordeningen die bijdragen aan het tegengaan van oneerlijke concurrentie op de Europese aanbestedingsmarkt. Het International Procurement Instrument (IPI) is gericht op het creëren van wederkerigheid tussen markten en geeft de Commissie de bevoegdheid om restricties op te leggen voor bedrijven uit derde landen op de Europese markt als er drempels worden ervaren in de toegang tot de markt uit het betreffende land. De Foreign Subsidies Regulation (FSR) is gericht op tegengaan van ongewenste invloed op de Europese interne markt en geeft de Commissie de bevoegdheid om onderzoek te doen naar subsidies die bedrijven ontvangen van landen buiten de EU. De recent gepubliceerde Net-Zero Industry Act (NZIA) draagt indirect bij aan een gelijker speelveld, doordat de eisen waar Europese bedrijven al aan moeten voldoen, nu ook gaan gelden voor bedrijven buiten de EU.
Over aanbestedingen en derde landen ontvangt u in de zomerperiode een brief die nader ingaat op het aanbestedingsrecht en de acties die het kabinet uitvoert ten aanzien van derde landen. In deze Kamerbrief zal verder worden ingegaan op het aanbestedingsbeleid, zowel de nationale als Europese inzet. Deze brief is toegezegd via de Kamerbrief van de Staatssecretaris van Digitalisering en Koninkrijksrelaties over de motie Rajkowski.16

Vraag 14

Kunt u deze vragen afzonderlijk van elkaar beantwoorden?

Ja.

Vraag 1

Welke voorbereidingen worden er getroffen voor een betaalbare energierekening in 2024?

Het kabinet heeft uw Kamer op 28 april jl. met een brief (Kamerstuk 36 200, nr. 182) geïnformeerd over de maatregelen die worden overwogen ter ondersteuning van huishoudens die kwetsbaar zijn voor hoge energieprijzen na 2023. Naast het bredere vraagstuk rond bestaanszekerheid is in deze brief uitgebreid stilgestaan bij de aanhoudende hoge energieprijzen en hoe kwetsbare gezinnen hierin tegemoet gekomen kunnen worden. Momenteel beziet het kabinet wat er aan maatregelen voor kwetsbare huishoudens na 2023 nodig is. Besluitvorming over de koopkracht zal plaatsvinden in augustus, waarbij naast de laatste koopkrachtprognose van het Centraal Planbureau (CPB) ook het actuele aanbod aan vaste contracten en de energieprijsontwikkeling meegenomen zullen worden.

Vraag 2

Zijn er al gesprekken gaande met de energieleveranciers over mogelijke opties?

In de brief van 28 april jl. bent u geïnformeerd over de maatregelen die het kabinet nog overweegt om huishoudens die kwetsbaar zijn voor hoge energieprijzen ook in 2024 te ondersteunen. Om te voorkomen dat bepaalde maatregelen in augustus toch niet uitvoerbaar blijken, is het kabinet gestart met de technische voorbereiding van de maatregelen die meer tijd vergen. Waar relevant is hierover ook contact met de energieleveranciers en de betrokken uitvoeringsorganisaties.

Vraag 3

Worden aan de hand van verschillende scenario’s opties uitgewerkt, van normale energieprijzen tot extreem hoge energieprijzen, zodat de overheid en de energiebedrijven op alle mogelijke situaties voorbereid zijn en flexibel kunnen reageren?

De huidige stand van zaken op de energiemarkt is wezenlijk anders dan een jaar geleden. De energieprijzen zijn lager en er is opnieuw een aanbod aan vaste contracten, ook met tarieven onder die van het prijsplafond. Daarnaast neemt het aantal energieleveranciers dat vaste contracten met een langere looptijd aanbiedt toe. Toch valt een plotse en sterke stijging van de prijzen, zoals die zich vorig jaar voordeed, niet uit te sluiten. Huishoudens kunnen dit risico nu echter weer zelf afdekken door een vast contract af te sluiten. De tarieven van deze contracten liggen veelal onder het prijsplafondniveau en bieden daardoor meer zekerheid. Dit alles wordt door het kabinet meegenomen in de koopkrachtbesluitvorming in augustus.

Vraag 4

Op welke manier zal er gerichte inkomenssteun worden gegeven?

Zie beantwoording vraag 1.

Vraag 5

Welke lessen zijn er getrokken uit het chaotische proces waarmee het prijsplafond tot stand kwam? Hoe wordt ervoor zorg gedragen dat dit proces minder chaotisch wordt voor 2024?

De Russische inval in Oekraïne op 24 februari 2022 en de daarop volgende geopolitieke instabiliteit hebben tot uitzonderlijke situaties op de energiemarkt geleid. Hierdoor leek de betaalbaarheid van de energierekening voor veel Nederlandse huishoudens in het geding te komen. Om deze reden maakte het kabinet op 20 september 2022 bekend dat er vanaf 1 januari 2023 voor kleinverbruikers een tijdelijk prijsplafond voor energie zou worden ingesteld. Deze regeling is vervolgens onder bijzonder hoge tijdsdruk tot stand gekomen. Om een dergelijk scenario voor 2024 te voorkomen, is het kabinet tijdig gestart met het in kaart brengen van maatregelen om tot een evenwichtig koopkracht beeld te komen. In de genoemde Kamerbrief van 28 april 2023 is hier nader op ingegaan. In de aanloop naar de definitieve besluitvorming over de koopkracht in augustus wordt een aantal van deze maatregelen nader uitgewerkt, waaronder varianten op het generieke prijsplafond. Hierover sta ik in nauw contact met de energieleveranciers.

Vraag 6

Welke oplossingen worden geboden voor mensen die in huurwoningen met een laag energielabel wonen, aangezien de energiebelasting voor gas hoog blijft maar de huurwoningen met labels E, F en G pas in 2029 zijn uitgefaseerd?

Besluitvorming over de koopkracht zal plaatsvinden in augustus. De groepen met lage inkomens en hoge energieprijzen zitten voornamelijk in de huursector. Het kabinet heeft in aanvulling op het verbod op slechte energielabels in de huursector vanaf 2029 met woningcorporaties specifieke prestatieafspraken gemaakt voor de verduurzaming van de sociale huur, waaronder uitfasering van de energielabels E, F, en G in 2028. Ook komt er een aanscherping van het Woningwaarderingstelsel in 2024, waardoor slechte labels aftrekpunten krijgen.
Verder wordt er gewerkt aan opschaling van het aantal energiefixers en energiefixteams om zoveel mogelijk huizen van huishoudens in energiearmoede te laten bezoeken en verbeteren. In 2022 is 368 miljoen euro beschikbaar gesteld aan gemeenten om huishoudens in energiearmoede te helpen energiearmoede te bestrijden. In de Kamerbrief Versnelling aanpak energiearmoede gebouwde omgeving van de Minister voor Volkshuisvesting en Ruimtelijke Ordening van 17 maart 2023 is er een verhoging met 200 miljoen euro aangekondigd om dit nog verder op te schalen.
Daarnaast heeft het kabinet in de Kamerbrief over voorjaarsbesluitvorming Klimaat het technisch uitgangspunt voor de Energiebelasting van 2025 t/m 2030 gepresenteerd. Hierin is een verlaging (t.o.v. het basispas in het regeerakkoord) opgenomen voor de nieuwe eerste schijf tot 800 m3 gas. Concreet betekent dit dat er vanaf 2025 over de eerste 800 m3 gas die een huishouden verbruikt 48,98 cent per kuub aan belasting wordt betaald. Deze schijf is uitgezonderd van de jaarlijkse verhoging die in de andere schijven wel wordt toegepast.
Op dit moment loopt er impactstudie via CE Delft onder leiding van Financiën, waarin het effect van deze nieuwe tarieven op de taakstelling van 1,2 Mton CO2 besparing wordt berekend. De koopkracht effecten worden hier ook in meegenomen. Op Prinsjesdag volgt de definitieve vaststelling van de nieuwe schijflengtes en bijbehorende tarieven. Met deze nieuwe eerste schijf voor aardgas, ontstaat in ieder geval een extra knop naast de belastingvermindering om te sturen op de energie gerelateerde lasten.

Vraag 1

Vindt u het ook niet te gek voor woorden dat er wekelijks een trein met 900 ton huishoudelijk afval vanuit Rome naar de verbrandingsovens van de AEB in Amsterdam rijdt?

Zolang bepaalde afvalstromen nog niet hoogwaardiger kunnen worden verwerkt, is verbranding met energieterugwinning een geaccepteerde verwerkingswijze. De capaciteit voor afvalverbranding is ongelijk verdeeld in Europa, dus dat er sprake is van grensoverschrijdend transport is begrijpelijk. Het Europees beleid is erop gericht om storten en verbranden terug te dringen ten gunste van recycling. Ook in Nederland zet het kabinet zich ervoor in om afval hoogwaardiger te verwerken en juist minder te verbranden. Hierover zijn bijvoorbeeld nog recent bij de voorjaarsbesluitvorming over klimaat (Kamerstuk 32 813, nr.1230) afspraken gemaakt, waaronder over het opstellen van een routekaart voor afvalverbranding in Nederland richting 2050.

Vraag 2

Wat vindt u ervan dat de CO2-uitstoot door het Italiaans huisvuil in Nederland de bouw van onder andere huizen verder op slot zet en de Amsterdamse lucht vervuilt?

De CO2-uitstoot door specifiek het Italiaanse huisvuil in Nederland heeft geen effect op de Amsterdamse lucht en er is geen relatie met de bouw van huizen. Wel draagt afvalverbranding bij aan de emissie van stikstofverbindingen en andere luchtverontreinigende stoffen. De exploitanten van de afvalverbrandingsinstallaties in Nederland zorgen er door het afsluiten van verschillende contracten en het werken met voorraden voor dat hun installaties zo volledig mogelijk worden benut. Daarom valt niet te stellen dat de emissies door het Italiaans huisvuil omhoog zijn gegaan. Zeer waarschijnlijk zou anders afval uit andere landen aangetrokken zijn om bij AEB Amsterdam te verbranden.
De verdere aanscherping van de CO2-heffing industrie, waar afvalverbrandingsinstallaties onder vallen, zoals afgesproken bij de voorjaarsbesluitvorming over klimaat, moet leiden tot lagere emissie van CO2. Tezamen met de bredere inzet van het kabinet om in 2050 een circulaire economie te hebben, moet dit op termijn leiden tot beperking van de afvalverbrandingscapaciteit in Nederland, met als gevolg lagere uitstoot van luchtverontreinigende stoffen.

Vraag 3

Wat vindt u van het feit dat de CO2-uitstoot, die volgens de klimaatalarmisten teruggedrongen moet worden, nu hand over hand toeneemt omdat er Italiaans huisvuil in ons land wordt verbrand?

Het terugdringen van de CO2-uitstoot is een mondiale opgave. Verbranding met energieterugwinning in Amsterdam kan, ook met de emissies van het transport, gunstiger zijn voor het klimaat dan de wijze van verwerking die anders zou hebben plaatsgevonden. Mocht het Italiaanse afval dat nu in Amsterdam wordt verbrand, anders elders worden gestort, dan heeft dat een duidelijk nadeliger effect op het klimaat vanwege het ontstaan van methaan. Echter, de aanwezigheid van het surplus aan verbrandingscapaciteit in Nederland belemmert ook de ontwikkeling van hoogwaardige recycling en afvalpreventie in het buitenland. Het Italiaans afval kan naar Nederland worden gebracht voor verbranding en daarom gebeurt het ook. Dat maakt dat het kabinet op termijn de verbrandingscapaciteit in Nederland omlaag wil brengen.

Vraag 4

Maakt u zich geen zorgen om de gezondheid van de Amsterdammers?

Alle afvalverbrandingsinstallaties die in Nederland operationeel zijn, ook die van AEB Amsterdam, moeten voldoen aan de technische en milieueisen die voor deze installaties gesteld worden. In de installaties moeten Europees afgestemde Beste Beschikbare Technieken toegepast zijn en de uitstoot moet voldoen aan de hierbij passende normen. Het beleid rond luchtkwaliteit is erop gericht om schadelijke stoffen zo veel mogelijk uit de lucht te houden en de uitstoot die er nog is verder terug te dringen. In het Schone Lucht Akkoord hebben Rijk en meer dan honderd decentrale overheden, waaronder alle provincies, die voor de afvalverbrandingsinstallaties het bevoegde gezag zijn, afgesproken zo scherp mogelijk te vergunnen. Dat betekent onder andere dat in de vergunning uitstootnormen zouden moeten liggen aan de onderkant van de bandbreedtes die op grond van de Europees afgestemde Beste Beschikbare Technieken toegestaan zijn. Voor de uitstoot van Zeer Zorgwekkende Stoffen (ZZS) geldt een minimalisatieplicht: emissies van ZZS moeten zo veel mogelijk worden voorkomen of – indien dat niet mogelijk is – tot een minimum worden beperkt.

Vraag 5

Wilt u ervoor gaan zorgen dat Italië zelf zijn afval gaat verwerken of een oplossing zoekt dichtbij Italië?

Hoe Italië afval verwerkt, is in eerste instantie aan dat land zelf. Het kabinet zet nationaal en Europees in op het stimuleren van zo hoogwaardig mogelijke verwerking waardoor er uiteindelijk minder afval moet worden verbrand of gestort. Dit zal dan uiteindelijk ook effect hebben op de noodzaak van afvaltransporten binnen de EU en de verbranding van afval van elders.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Bud will Tennet-Übernahme nicht allein stemmen»?1

Ja.

Vraag 2

Wat vindt u van de uitspraken van de Duitse Staatssecretaris over het voornemen van Duitsland om na de verkoop in zee te gaan met private partijen? Bent u het eens dat het onwenselijk is TenneT (deels) te privatiseren?

Zoals aangegeven in de brief van 24 februari 20232 (de «Kamerbrief») is het voorkeursscenario van het kabinet de volledige verkoop van TenneT Duitsland aan de Duitse staat. In het geval dat TenneT Duitsland wordt verkocht, ontstaan er twee onafhankelijke bedrijven: het Nederlandse TenneT, waarvan de Nederlandse staat 100% eigenaar is, en de na verkoop te hernoemen Duitse netbeheerder (nu nog aangeduid als «TenneT Duitsland»).
Zoals beschreven in de Kamerbrief wil het kabinet geen concessies doen aan het uitgangspunt dat de overheid volledige zeggenschap behoudt over de Nederlandse vitale elektriciteits-infrastructuur. Daarom acht het kabinet het onwenselijk om TenneT Holding, als moederbedrijf van de Nederlandse netbeheerder («TenneT Nederland»), te privatiseren. Aangezien de beoogde transactie alleen zou zien op dochteronderneming TenneT Duitsland is een privatisering van de Nederlandse netbeheerder ook in zijn geheel niet aan de orde.
Mocht het scenario zich voordoen dat de Duitse staat overweegt om mogelijk op termijn een deel van TenneT Duitsland over te dragen aan private partijen, dan staat het kabinet daar niet principieel afwijzend tegenover. Dit blijkt ook uit het feit dat een oplossing met private investeerders ook nadrukkelijk overwogen is. Voor het kabinet blijven de voorwaarden rondom continuïteit van de operatie en het behouden van de synergievoordelen zoals geschetst in de Kamerbrief leidend. Voor het kabinetsstandpunt over de uitspraken in het door u aangehaalde artikel verwijs ik u naar mijn antwoord op vraag 3.

Vraag 3

Was u reeds bekend met dit voornemen? Zo nee, hoe beïnvloedt dit uw positie ten opzichte van de verkoop van het Duitse deel? Zo ja, waarom is dit niet eerder gemeld?

Ik was bekend met het feit dat Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) de mogelijkheid openhield dat het op een later moment externe investeerders «achter KfW» zou betrekken ter financiering van de aankoop. KfW zou in dat mogelijke geval 100% van de aandelen van TenneT Duitsland behouden en vervolgens aan de achterkant contractuele afspraken maken met private investeerders. Dit mogelijke voornemen heeft de positie van het kabinet ten aanzien van een verkoop van het Duitse deel niet beïnvloed, omdat de Duitse staat de door haar beoogde invloed in dit scenario immers volledig zou behouden. Wel wordt er in het kader van de onderhandelingen rekening gehouden met dit scenario.
Voor zover de uitspraken in dit artikel erop zouden duiden dat de Duitse staat eventueel ook overweegt om private investeerders na een eventuele verkoop daadwerkelijk te laten toetreden als aandeelhouder van TenneT Duitsland, zou dit wel nieuwe informatie zijn. De Duitse staat heeft immers meermaals te kennen gegeven TenneT Duitsland volledig te willen kopen. Ook dit hoeft de positie van het kabinet niet direct te beïnvloeden. Een van de belangrijke redenen voor het kabinet om een volledige verkoop aan de Duitse staat te onderzoeken, was het feit dat de Duitse staat verstrekkende invloed op TenneT Duitsland wenste te verkrijgen. De Duitse staat heeft mij bevestigd dat ze ongeacht de financieringsvorm de door haar verlangde invloed wil verkrijgen. Daarnaast blijven, zoals hierboven aangegeven, de voorwaarden rondom continuïteit van de operatie en het behouden van de synergievoordelen leidend voor het kabinet.
In het geval dat de onderhandelingen succesvol worden afgerond, zal de Duitse staat overigens KfW mandateren de aandelen in TenneT Duitsland over te nemen. De Duitse staat is meerderheidsaandeelhouder van KfW. De aandeelhoudersbevoegdheden zullen door KfW worden uitgevoerd op basis van instructie van de Duitse staat. Dit is een gebruikelijke structuur in Duitsland.

Vraag 4

Hoe verhoudt een (gedeeltelijke) privatisering van TenneT zich tot het deelnemingenbeleid? Een netwerkbedrijf is toch bij uitstek een bedrijf dat volledig in publieke handen moet blijven? Het kabinet koerst er toch juist op meer grip op vitale sectoren, waarom is een (gedeeltelijke) privatisering van TenneT dan überhaupt beschikbaar?

Zoals in het antwoord op vraag 2 geschetst, heeft dit eventuele voornemen van de Duitse regering niets te maken met TenneT Nederland. Een (gedeeltelijke) privatisering van TenneT Nederland is niet aan de orde.

Vraag 5

Beseft u dat het verkopen van TenneT maar één keer kan, terwijl u nu 100 procent publiek aandeelhouder bent? Bent u bereid te garanderen dat als sprake is van verkoop TenneT volledig in publieke handen blijft? Zo nee, waarom werkt u er dan aan mee?

Zoals in vraag 2 en 4 geschetst zal TenneT Nederland ook na deze transactie 100% in publieke handen blijven. Voor de toekomst van TenneT Duitsland kan ik na een eventuele verkoop geen garanties geven. Ieder land gaat over zijn eigen beleid ten aanzien van energie-infrastructuur. Wel is het voor de overwegingen van het kabinet van belang dat de Duitse staat heeft laten weten dat zij in het mogelijke scenario met betrokkenheid van private investeerders de door haar gewenste invloed op TenneT Duitsland zal behouden.

Vraag 6

Waarom lijken zowel Nederland, met de verwijdering van de reservering van de kapitaalstorting bij de Voorjaarsnota, en Duitsland, met deze uitspraken, voor te sorteren op een succesvolle verkoop? Klopt het dat de onderhandelingen nog niet in een stadium zitten waarbij hier iets over gezegd kan worden? Zo nee, wanneer komt u met nadere informatie over de lopende gesprekken?

Het klopt dat de onderhandelingen nog niet in een stadium zijn waarin kan worden geconcludeerd dat deze zullen slagen. Het bod van de Duitse staat (incl. hun visie op de samenwerkingsafspraken) zal beoordeeld worden aan de hand van de drie genoemde voorwaarden in de Kamerbrief en – als daar aanleiding toe is – nogmaals worden afgewogen tegen de alternatieve scenario’s. Wij zullen uw Kamer voor de zomer informeren over de status van de onderhandelingen.

Vraag 7

Hangt u nog steeds het standpunt aan dat als er tot verkoop over wordt gegaan dit voor de best mogelijke prijs moet gebeuren? Hoe kwalificeert u de uitspraken van de Duitse Staatssecretaris waarin zorgen over het komen tot een deal minimaal lijken? Is een goede prijs daarmee überhaupt nog wel gegarandeerd?

Zoals uiteengezet in de Kamerbrief is het ontvangen van een overtuigende en marktconforme prijs een randvoorwaarde voor een succesvolle transactie. Ik zie geen relatie tussen het verkrijgen van een marktconforme prijs en de uitspraken van Staatssecretaris Kukies.

Vraag 8

Hoe beziet u de samenwerking van het Nederlandse deel van TenneT met het Duitse deel wanneer na verkoop allerhande private partijen zullen gaan deelnemen aan het net? Komen de synergievoordelen zo niet op de helling te staan?

Er wordt gewerkt aan een samenwerkingsovereenkomst tussen de twee toekomstige netbeheerders om zoveel als mogelijk de synergievoordelen te behouden. Inmiddels zijn 14 2GW platforms besteld voor Nederland en Duitsland met contracten die langjarig doorlopen. In feite behelst dit nu al de zeer intensieve samenwerking tussen TenneT Nederland en TenneT Duitsland. Het (toekomstig) eigendom van TenneT Duitsland speelt daarin geen rol. Daarnaast wordt gewerkt aan een Memorandum of Understanding met de Duitse staat dat ziet op de toekomstige samenwerking tussen de beide landen.

Vraag 9

Is de deelname van private partijen in het Duitse deel van het net een reden om verkoop ter heroverwegen? Zo nee, waarom niet?

Zie het antwoord op vraag 3.

Vraag 10

Bent u eveneens van mening dat de grote onzekerheid rondom de eigendomsstructuur van een losstaand TenneT Duitsland risico’s met zich meedraagt voor de energietransitie? Zo ja, hoe zou u die risico’s omschrijven? Zo nee, waarom niet?

Wij werken aan een Memorandum of Understanding met de Duitse staat dat ziet op de toekomstige samenwerking tussen de beide landen en tevens aan het samenwerkingsovereenkomst tussen het Nederlandse en Duitse deel van TenneT om zo de synergievoordelen met betrekking tot de energietransitie langjarig te borgen. Dat bij elkaar maakt dat de risico’s voor de energietransitie beperkt zijn.

Vraag 11

Kunt u aangeven of de andere delen van het Duitse hoogspanningsnet ook actief worden benaderd door Duitsland voor overname? Zo ja, hoe staat het met die gesprekken? Zo nee, waarom denkt u dat eerste een publieke partij wordt benaderd voor overname in plaats van een private partij zoals in andere delen van Duitsland gebruikelijker is?

KfW is reeds 20% aandeelhouder van 50 Hertz, een andere netbeheerder in Duitsland. Voor de rest kan ik hier geen uitspraken over doen, aangezien dit aangelegenheden betreft waar de Duitse regering over gaat.

Vraag 12

Bent u bereid deze vragen voor het aankomende tweeminutendebat te beantwoorden?

Ja.

Vraag 1

Bent u op de hoogte van de aankondiging van TenneT dat zij de tarieven voor elektriciteitstransport in 2024 zal verhogen?

Ja, ik ben bekend met de tariefprognose van TenneT voor 2024.

Vraag 2

Welke gevolgen zal deze verhoging hebben voor huishoudens, mkb-ers en grootverbruikers? Hoe werkt de verdeling van deze kosten over deze drie doelgroepen? Kunt u hierbij ook de kosten die gemaakt worden door de regionale netbeheerders meenemen?

De inschatting van TenneT is dat huishoudens in 2024 circa 62 euro per jaar (excl. BTW) meer gaan meebetalen aan het hoogspanningsnet van TenneT. TenneT brengt tarieven in rekening bij de regionale netbeheerders. De regionale netbeheerders mogen deze tarieven betrekken bij hun eigen tarieven, die eveneens deels neerslaan bij huishoudens. TenneT geeft aan dat zij niet exact kan overzien hoe de stijging van haar tarieven gaat neerslaan in de tarieven van regionale netbeheerders. De tarieven voor MKB-bedrijven die zijn aangesloten op het laagspanningsnet zullen procentueel even sterk stijgen als de tarieven voor huishoudens.
De gevolgen van de tariefstijging van TenneT voor overige bedrijven zijn met name afhankelijk van het spanningsniveau waarop het bedrijf is aangesloten. Hierbij geldt dat bedrijven die zijn aangesloten op hogere spanningsniveaus financieel meer bijdragen aan het elektriciteitsnet van TenneT dan huishoudens en bedrijven die zijn aangesloten op het laagspanningsnet. De reden hiervoor is dat zij worden verondersteld meer gebruik te maken van het elektriciteitsnet van TenneT. Een hieraan gerelateerde keuze in de tariefstructuur is dat elektriciteitsafnemers die zijn aangesloten op hogere spanningsniveaus niet meebetalen aan de kosten van netten met lagere spanningsniveaus. De bovenstaande verdelingskeuzes worden samen ook wel het «cascade-beginsel» genoemd en zijn opgenomen in artikel 3.6 van de Tarievencode Elektriciteit1. De keuze om deze verdelingskeuze te hanteren valt binnen de exclusieve bevoegdheid van de Autoriteit Consument en markt (hierna: ACM) om de nettarieven vast te stellen.
De tarieven van de regionale netbeheerders voor 2024 zijn nog onbekend. Deze tarieven zijn niet alleen afhankelijk van de kosten van TenneT, maar ook van de kosten van de regionale netbeheerders. Hiervoor zullen de regionale netbeheerders deze zomer kostengegevens aanleveren bij de ACM. Begin oktober zal de ACM de tarievenvoorstellen van de regionale netbeheerders voor 2024 publiceren en rond eind november de definitieve tarievenbesluiten.

Vraag 3

Kunt u een overzicht geven van de ontwikkelingen van nettarieven van de afgelopen tien jaar? Wat is de oorzaak van deze stijging de laatste jaren?

Ik ga hieronder eerst in op de ontwikkeling van de nettarieven van TenneT tussen 2014 en 2023 en vervolgens op de ontwikkeling van de nettarieven van de regionale netbeheerders in dezelfde periode.
Grafiek 1 geeft de ontwikkeling weer van het totaal aan nettarieven dat TenneT in rekening mag brengen bij haar klanten voor haar gereguleerde taken («toegestane omzet»). In deze grafiek is niet gecorrigeerd voor inflatie. Stijgende prijzen hebben wel invloed op de kosten van netbeheerders en daarmee ook op de tarieven.
De belangrijkste oorzaak van de tariefstijging van TenneT van dit jaar en het komende jaar zit in de ontwikkeling van de kosten voor energie en vermogen. Dit zijn kosten voor onder andere «redispatch»2, netverliezen en balansvermogen. Hoeveel kosten TenneT hiervoor maakt is sterk afhankelijk van de ontwikkelingen op de energiemarkt. Bij hoge energieprijzen zijn de kosten van TenneT voor het inkopen van energie en vermogen doorgaans hoger. Mede omdat de omvang van deze kosten slecht voorspelbaar is en TenneT geen of slechts beperkte invloed heeft op de hoogte van deze kosten, heeft de ACM bepaald dat deze kosten grotendeels in de tarieven worden verwerkt. De afwijking van de kosten voor Energie en Vermogen in 2022, ten opzichte van de eerdere schatting van de ACM, wordt in 2024 in de tarieven verwerkt. Medio 2021 begonnen de energieprijzen te stijgen, wat zorgde voor hogere nettarieven in 2023. In het jaar 2022 zijn de energieprijzen het hele jaar hoog geweest, wat zorgt voor een nog hoger nettarief in 2024. Tennet verwacht dat de ACM voor 2024 de toegestane omzet gaat vaststellen op circa 2,6 miljard euro. Rond eind november wordt hierover een besluit van de ACM verwacht.
Grafiek 2 geeft de ontwikkeling weer van het totaal aan nettarieven dat de regionale netbeheerders in rekening mogen brengen bij hun klanten («toegestane inkomsten»)3. In de grafiek is niet gecorrigeerd voor de inflatie.
De toegestane inkomsten van de regionale netbeheerders elektriciteit zijn tussen 2014 en 2022 beperkt gestegen. In 2023 zijn de tarieven van de regionale netbeheerders wel significant gestegen. De belangrijkste oorzaak van deze stijging is de gestegen kosten voor het compenseren van netverliezen. Netbeheerders moeten elektriciteit kopen om te compenseren voor elektriciteit die tijdens transport fysiek of administratief verloren gaat. De kosten hiervoor waren door de hoge energieprijzen in 2022 fors hoger dan vooraf door de ACM is ingeschat en ook voor 2023 was de verwachting van de ACM dat deze kosten fors hoger zouden zijn. Om te voorkomen dat deze kostenstijging er voor zou zorgen dat netbeheerders minder kunnen investeren, heeft de ACM besloten in 2023 hogere inkomsten voor de regionale netbeheerders toe te staan4. Andere belangrijke oorzaken voor de hogere nettarieven in 2023 zijn de gestegen inflatie en de hogere tarieven die regionale netbeheerders aan TenneT moeten betalen. Het inflatiecijfer wordt door de ACM gebruikt om de kosten van netbeheerders in te schatten.
Zowel bij TenneT als bij de regionale netbeheerders hebben de hogere energieprijzen van de energiecrisis een sterke invloed op de tariefontwikkeling. Bij TenneT is de impact van de energiecrisis op de kosten het grootst en dit zal in de tarieven van 2024 het meest zichtbaar zijn. De energiecrisis is bij de regionale netbeheerders met name van invloed op de tarieven van 2023 en is naar verwachting van beperkte invloed op de tarieven van 2024. Dit komt omdat de regionale netbeheerders, anders dan TenneT, in 2023 al veel extra inkomsten mochten realiseren als gevolg van de hoge energieprijzen in 2022 en 2023. Omdat de tariefstijging van TenneT doorwerkt in de tarieven van de regionale netbeheerders, is het de verwachting dat de tarieven van de regionale netbeheerders in 2024 desalniettemin hoger uit zullen komen. Hoewel de ontwikkeling van de energieprijzen nog onzeker is, is het mijn verwachting dat de invloed van de hoge energieprijzen op de nettarieven na 2024 gaat afnemen.

Vraag 4

Kunt u een overzicht geven van de voorspelde nettarieven voor de komende 10–15 jaar? Welke stijging verwacht u? Zal het aandeel van de nettarieven als onderdeel van de energierekening stijgen?

PWC heeft in 2021 een rapport5 opgesteld over de financiële impact van de energietransitie voor netbeheerders. In dit rapport is op basis van investeringsplannen van netbeheerders en aannames over de tariefregulering een inschatting gemaakt van de tariefontwikkeling tot 2050. In dit rapport is aangenomen dat de jaarlijkse netwerkkosten van een elektriciteitsaansluiting van een regionale netbeheerder (in huidig prijspeil) met 54 procent gaan stijgen in de periode 2021–2050. PWC werkt momenteel in opdracht van de netbeheerders aan een update van dit onderzoek.
Mijn verwachting is dat door recente ontwikkelingen de tariefstijging op lange termijn hoger uit gaat komen dan in het hiervoor genoemde onderzoek is ingeschat. Dit is mede het gevolg van hogere ambities voor wind op zee en de extra investeringen die netbeheerders op land doen om elektrificatie te faciliteren. Ook door minder gunstige marktomstandigheden verwacht ik dat de tariefstijging op de lange termijn hoger uit komt dan eerder ingeschat, denk aan structureel hogere energieprijzen, hogere rentes op de kapitaalmarkt en hogere kosten voor materialen als gevolg van schaarste aan grondstoffen. Ik vind het van belang dat er goede schattingen zijn over de ontwikkeling van de nettarieven en het is daarom goed dat de netbeheerders hier onderzoek naar blijven doen.

Vraag 5

Wat doet u eraan om de stijging van de nettarieven zo beperkt mogelijk te houden?

Als gevolg van de energietransitie zal in veel situaties meer gebruik gemaakt gaan worden van elektriciteit. Om dit te faciliteren moet er veel geïnvesteerd worden in het elektriciteitsnet. Zowel vanuit het perspectief van netcongestie als voor een betaalbaar elektriciteitsnet is het gewenst dat het elektriciteitsnet zo goed mogelijk wordt benut. Veel maatregelen die reeds zijn genomen om de problematiek van netcongestie aan te pakken dragen ook bij efficiënt gebruik van het elektriciteitsnet. Voorbeelden hiervan zijn: het combineren van wind en zon op één aansluiting (cable pooling) en het vaker gebruiken de «vluchtstrook» van het elektriciteitsnet (n-1). Ten slotte zet het kabinet zich in om ook duurzame alternatieven voor elektrificatie mogelijk te maken, bijvoorbeeld door de ontwikkeling van waterstofinfrastructuur.
Op basis van de Europese wet- en regelgeving heeft de ACM als onafhankelijke regulerende instantie de exclusieve bevoegdheid om de tarieven van netbeheerders vast te stellen. De ACM moet dit doen op basis van de efficiënte kosten van netbeheerders en volgens het principe «dat de tarieven de veroorzaakte kosten weerspiegelen». De nationale wetgever mag vanwege de exclusieve bevoegdheid van de ACM nadrukkelijk niet bepalen hoe netkosten worden verdeeld over huishoudens en bedrijven. Bij het vaststellen van de nettarieven is het bevorderen van de doelmatigheid van netbeheerders een belangrijke doelstelling van de ACM.

Vraag 6

In hoeverre hebben de ontwikkelingen op het gebied van de realisatie van wind op zee effect op de stijging van de nettarieven? Hoe worden de toekomstige kosten gealloceerd? Kunt u dit uitsplitsen in grootverbruikers, mkb’ers en huishoudens?

In maart 2022 is de ambitie voor windenergie op zee verdubbeld naar ongeveer 21 GW rond 2030. Deze windenergie is hard nodig om zo snel mogelijk onafhankelijker te worden in de energievoorziening, de industrie te verduurzamen en tegelijkertijd klimaatverandering tegen te gaan. Deze verhoogde ambities op het gebied van wind op zee werken door in de geraamde kosten voor het elektriciteitsnet op zee. Na de zomer informeer ik uw Kamer over de actuele kostenramingen voor het net op zee t.b.v. de aanvullende routekaart 2030 (ca. 21 GW).
De kosten voor het elektriciteitsnet op zee worden op dit moment deels bekostigd via een rijkssubsidie en deels via de nettarieven. Voor de bekostiging van het net op zee ten behoeve van de Routekaart 2023 (ca. 3,5 GW), waarvan de laatste windparken dit jaar in gebruik genomen worden, is een subsidie uit de SDE van maximaal 4 miljard euro toegekend aan TenneT. Indien deze subsidie ontoereikend is, worden de kosten van het net op zee op basis van de Elektriciteitswet 1998 in rekening gebracht bij de netbeheerder van het landelijk elektriciteitsnet. Voor de recent geplande windparken is het uitgangspunt, zoals afgesproken in het klimaatakkoord, dat de kosten worden verwerkt in de nettarieven. De kosten voor deze windparken bedroegen in 2023 circa 100 miljoen euro en zullen in de komende jaren (sterk) oplopen door de realisatie van steeds meer windparken op zee.
Op basis van de huidige tariefstructuur van de ACM, zoals toegelicht bij het antwoord op vraag 2, worden de kosten van het landelijk elektriciteitsnet verdeeld naar rato dat gebruikers van dit net gebruik maken. Dat betekent dat bedrijven die zijn aangesloten op hogere spanningsniveaus meer meebetalen dan andere bedrijven en huishoudens. Op basis van de huidige tariefstructuur worden de kosten van TenneT voor circa 85% doorbelast aan de regionale netbeheerders.
In het wetsvoorstel Energiewet is opgenomen dat per AMvB wordt bepaald hoe de kosten voor het elektriciteitsnet op zee, die niet worden vergoed via een subsidie, in rekening worden gebracht bij andere netbeheerders. Hier kan bepaald worden dat de kosten van het net op zee niet alleen in rekening kunnen worden gebracht bij de beheerder van het landelijk elektriciteitsnet, maar ook direct bij de andere netbeheerders. Indien de Energiewet wordt aangenomen, ben ik op dit moment voornemens om, net als in de huidige situatie, alle kosten voor het elektriciteitsnet op zee in rekening te laten brengen bij de netbeheerder van het landelijke elektriciteitsnet. Ook in de huidige situatie brengt TenneT het grootste deel van haar tarieven in rekening bij de regionale netbeheerders. Overigens kan ik de niet de exacte kostenverdeling voor eindgebruikers bepalen. De ACM heeft exclusief de bevoegdheid om de tariefstructuur vast te stellen, mijn rol blijft beperkt tot aanwijzen bij welke netbeheerder de kosten van het elektriciteitsnet op zee in rekening worden gebracht.

Vraag 7

Hoe alloceren onze buurlanden deze nettarieven? Hoe financieren buurlanden de uitbreidingen van de netinfrastructuur?

Het verschilt per land hoe de windparken op zee zijn aangesloten op het elektriciteitsnet op land. In Nederland is gekozen om een aparte netbeheerder verantwoordelijk te maken voor de aanleg van een elektriciteitsnet op zee. Door deze keuze hoeven de ontwikkelaars van windparken geen elektriciteitsaansluiting naar een aansluitpunt op land te realiseren en zijn de kosten voor de ontwikkelaars van windparken lager. Deze ontwikkeling van een elektriciteitsnet op zee heeft belangrijke voordelen, zo leidt het tot een efficiënte benutting van schaarse ruimte op zowel de Noordzee als op land (voor kabeltracés en hoogspanningsstations). In bijvoorbeeld het Verenigd Koninkrijk is niet gekozen voor de realisatie van een elektriciteitsnet op zee en horen de kosten voor de elektriciteitsaansluiting bij het windpark. De windparken in het Verenigd Koninkrijk konden deze kosten betrekken bij subsidietenders.
In Duitsland is net als in Nederland gekozen voor een elektriciteitsnet op zee. Hier is gekozen voor bekostiging via een toeslag op basis van het elektriciteitsgebruik. Deze toeslag op de nettarieven wordt geïnd door de netbeheerders bij eindgebruikers op basis van hun elektriciteitsverbruik. Onder bepaalde voorwaarden kunnen bepaalde gebruikers met een hoog verbruik een korting krijgen op dit tarief. De situatie in Duitsland lijkt hiermee op de situatie in Nederland zoals deze van toepassing was voor de eerste windparken, waarbij de subsidie voor het net op zee is bekostigd uit de opslag duurzame energie (een toeslag op basis van het energieverbruik).

Vraag 8

Kunt u deze antwoorden los van elkaar beantwoorden?

Ja.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel ««Mind-boggling» methane emissions from Turkmenistan revealed»?1

Ja.

Vraag 2

Klopt het dat de methaanuitstoot van de grootste twee olie/gasvelden van Turkmenistan optelt tot een uitstoot van 366 Mton CO2-equivalenten en dat deze uitstoot dus ruim twee keer zoveel is als de totale uitstoot van broeikasgassen in heel Nederland in 2021, namelijk 172 megaton CO2-equivalenten?

De berekende 366 megaton CO2-equivalente emissies (Mton CO2-eq) van de methaanuitstoot van de grootste twee olie- en gasvelden van Turkmenistan uit het artikel is gebaseerd op een bepaalde omrekeningswaarde van het broeikaseffect van methaan naar dat van CO2. Er is hierbij gerekend met de Global Warming Potential (GWP) 20 waarde, en niet met de gebruikelijke GWP-100 waarde (waar het Nederlandse uitstootcijfer van 172 Mton CO2-eq op is gebaseerd). Rekenen met een GWP-20 waarde betekent dat het effect van broeikasgassen wordt omgerekend naar het effect van CO2 op basis van de bijdrage over een periode van 20 jaar in plaats van 100 jaar. Omdat methaan een sterk broeikasgas is met een relatief korte levensduur is het effect in de atmosfeer in vergelijking met CO2 over een periode van 20 jaar veel sterker (81 keer zo sterk) dan 100 jaar (29 keer zo sterk). Om de twee uitstootcijfers te kunnen vergelijken moeten we deze in dezelfde GWP-waarde bekijken. Op basis van de GWP-100 waarde is de Turkmeense methaanuitstoot circa 128 Mton CO2-eq en dus minder dan de nationale uitstoot van Nederland van 172 Mton CO2-eq. Dat neemt niet weg dat het nog steeds om een enorme uitstoot gaat.

Vraag 3

Deelt ui de mening dat een ambitieuze inzet op reductie van relatief eenvoudig te vermijden methaanuitstoot wereldwijd een belangrijke stap is in de internationale klimaataanpak, zoals ook overeengekomen in de Global Methane Pledge? Bent u bereid zich er voor in te zetten dit een belangrijk speerpunt te maken in de onderhandelingen bij de COP28 in de Verenigde Arabische Emiraten?

Reduceren van methaanuitstoot maakt inderdaad onderdeel uit van een effectieve internationale klimaataanpak, via de nationale klimaatplannen van landen (NDC’s) en via de Global Methane Pledge. Er zijn hierbij inmiddels al meer dan 150 landen aangesloten. Nederland zet zich er in EU-verband voor in, onder meer tijdens COP28, dat het doel van de Global Methane Pledge- het reduceren van de mondiale methaanuitstoot met 30% in 2030 ten opzichte van het niveau van 2020 – wordt gehaald. Ook zet Nederland er in zijn klimaatdiplomatie op in om meer landen zich te laten aansluiten bij de Global Methane Pledge.
Daarnaast geeft de EU financiële steun aan het Methane Alert and Response System (MARS), een initiatief van het VN-Milieuprogramma (UNEP) dat is gericht op het vroegtijdig detecteren van grote methaanemissies en het aanpakken hiervan in samenwerking met partners, zoals het International Methane Emissions Observatory (IMEO), de door UNEP gelanceerde Climate and Clear Air Coalition en bedrijven aangesloten bij het Oil and Gas Methane Partnership 2.0.

Vraag 4

Op welke wijze kan Nederland, alleen of in Europees verband, druk uitoefenen om deze methaanemissies te reduceren, wetende dat dit vrij eenvoudig en zeer kosteneffectief mogelijk is? Welke expertise kan Nederland en/of Europa inzetten om landen zoals Turkmenistan hierbij te helpen? Welke expertise is er vanuit de olie- en gassector aanwezig om dit probleem te helpen oplossen?

Het kabinet vindt het belangrijk om, met internationale partners, in kaart te brengen hoe de methaanemissies in Turkmenistan kunnen worden verminderd en of hierbij concrete assistentie kan worden aangeboden. Hiervoor is het allereerst zaak om de dialoog over methaanemissies (verder) aan te gaan met de Turkmeense autoriteiten, zoals ook reeds wordt gedaan door UNEP en de EU. Methaanemissiereductie is voor de EU een prioriteit in de energiesamenwerking met Turkmenistan, naast onder meer het bevorderen van hernieuwbare energie. Afgelopen november organiseerde de EU-delegatie in Asjchabat een conferentie over beide onderwerpen. Ter opvolging hiervan wordt gewerkt aan een gezamenlijk energieprogramma, dat volgend jaar van start moet gaan. Nederland zal deze methaan-problematiek ook opbrengen in de eigen bilaterale contacten met de Turkmeense autoriteiten en daarbij aangeven dat bij verschillende Nederlandse bedrijven expertise is voor het detecteren en tegengaan van methaanlekkages bij de productie en opslag van olie en gas, alsook in het gasleidingnetwerk.
OP 29 mei jl. heeft VS-klimaatgezant John Kerry gesproken met de Turkmeense president Serdar Berdimuhamedov over het belang van internationale samenwerking om klimaatverandering tegen te gaan, inclusief door het reduceren van methaanemissies2. VS-buitenlandminister Antony Blinken heeft dit onderwerp tevens besproken met zijn Turkmeense ambtgenoot Rashid Meredov op 24 april jl. bij diens bezoek aan Washington.3

Vraag 5

Welke rol zou de Verenigde Arabische Emiraten als gastheer en organisator van de COP28 kunnen spelen in het bewegen van Turkmenistan (en andere landen) op dit punt?

Als gastland en organisator van COP28 is de Verenigde Arabische Emiraten er veel aan gelegen om een succes te maken van COP28. Als één van de prioriteiten geeft de VAE aan dat ze de wereld op koers willen brengen naar het 1,5 graden doel en dat is niet mogelijk zonder ook methaanemissies aan te pakken. Zowel de VAE als Nederland behoren tot de ruim 150 ondertekenaars van de Global Methane Pledge en COP28 biedt een goede gelegenheid om gezamenlijk te bespreken wat er meer nodig is – zowel op politiek als technisch niveau – om op basis van dialoog en samenwerking grote bronnen van methaanemissies aan te pakken, zoals die in Turkmenistan.

Vraag 6

Bent u ook bereid de Verenigde Staten te wijzen op hun verantwoordelijkheid om methaanemissies te reduceren, aangezien de VS na Turkmenistan de grootste uitstoter van methaan is?

President Biden en EU-Commissievoorzitter Von der Leyen waren respectievelijk namens de VS en de EU gezamenlijk de initiatiefnemers van de Global Methane Pledge. Dit maakt het commitment van de VS bij methaanemissie-reductie duidelijk.

Vraag 1

Bent u bekend met het Clintel-rapport «The FrozenClimate Views of the IPCC», waarin wordt geconcludeerd dat het laatste IPCC-rapport ernstige fouten bevat?1

Ja.

Vraag 2

Wat vindt u ervan dat het Clintel-rapport aantoont dat het IPCC aan cherry picking doet, positieve klimaatfeiten buiten beschouwing laat en uitgaat van onrealistische doemscenario’s? Deelt u de conclusie dat dit niets met wetenschap te maken heeft?

Het Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) maakt evenwichtige assessments op basis van de wetenschappelijke literatuur. Daar vindt ook de wetenschappelijke discussie plaats. Zo is er discussie over de lagere waarschijnlijkheid van het hoogste emissiescenario (SSP5–8.5) op grond van het al gerealiseerde mondiale klimaatbeleid. Het IPCC-rapport beschrijft de effecten van een scala aan emissiescenario’s inclusief het laagste scenario dat aan de doelstelling van het klimaatakkoord van Parijs voldoet. Van cherry picking is dus geen sprake.

Vraag 3

Bent u op de hoogte van het reviewartikel van Pielke (2020) dat laat zien dat van de 53 papers er maar liefst 52 concluderen dat er géén toename is van schade als gevolg van broeikasgassen en dat er slechts één concludeert dat dat wél het geval is?2 Hoe beoordeelt u het dat het IPCC juist die ene studie eruit pikt en de overige – positieve – studies negeert? Deelt u de conclusie dat dit een wetenschappelijke doodzone is?

In het IPCC-rapport voor beleidsmakers wordt niet gemeld dat er sprake zou zijn van een toename van de economische schade als gevolg van broeikasgassen. Het Werkgroep II IPCC-rapport beoordeelt een groot aantal studies en geeft een breed en genuanceerd beeld over de schade en impacts als gevolg van klimaatverandering en de toename van weersextremen zoals hitte, droogte en neerslagextremen al dan niet in combinatie met zeespiegelstijging. Het gaat hierbij niet alleen om economische schade, maar ook om onderlinge afhankelijkheden en om interferenties met schade en verlies aan ecologische systemen, biodiversiteit en de stabiliteit van samenlevingen. Dit wordt door IPCC benaderd vanuit risico’s die afhangen van adaptatie, kwetsbaarheid, blootstelling, weerbaarheid, gelijkheid en rechtvaardigheid en transformatie. Adaptatiemaatregelen, waaronder early warning, spelen een grote rol om schade en slachtoffers te voorkomen.

Vraag 4

Bent u op de hoogte van het artikel van Lomborg (2020) dat aantoont dat het aantal slachtoffers in 100 jaar tijd met maar liefst 96% is afgenomen, ondanks dat de wereldbevolking is gestegen van twee naar acht miljard mensen?3 Hoe beoordeelt u het dat het IPCC dit positieve gegeven straal negeert?

Het IPCC beoordeelt een groot aantal rapporten en benadert het totaal aantal slachtoffers door alle klimaatgerelateerde extremen vanuit risico’s die niet alleen afhangen van de frequentie en intensiteit van weersextremen, maar ook van welvaartsverbetering, adaptatie, kwetsbaarheid, blootstelling, weerbaarheid, gelijkheid, rechtvaardigheid en transformatie. Scenario’s voor de toekomst worden door het IPCC met dergelijke brede risicobenaderingen bepaald en niet door één aspect op zichzelf. Dat betekent dat dit gegeven niet wordt genegeerd.

Vraag 5

Wat vindt u ervan dat het RCP8.5-scenario (het allerergste scenario waarbij bijna de hele wereld vergaat) een «lage waarschijnlijkheid» heeft, maar hier in het IPCC-rapport tóch het vaakst naar wordt verwezen? Deelt u de conclusie dat dit pure misleiding is?

Het IPCC-rapport beschrijft op een evenwichtige wijze de effecten van een scala aan emissiescenario’s variërend van het laagste scenario, dat aan de doelstelling van het klimaatakkoord van Parijs voldoet, tot het hoogste scenario RCP8.5. In de samenvattingen voor beleidsmakers van Werkgroep I en II wordt het SSP5–8.5 (RCP8.5) scenario niet vaker genoemd dan de andere SSP (RCP) scenario’s.

Vraag 6

Deelt u de mening dat het te bizar voor woorden is dat beleidsmakers wereldwijd – en u ook – hun klimaatmaatregelen baseren op IPCC-rapporten die vol met fouten en volksverlakkerij staan?

Nee.

Vraag 7

Wat vindt u van de uitspraak van de secretaris-generaal van de VN dat «we op de snelweg naar een klimaathel zitten met onze voet op het gaspedaal»? Deelt u de conclusie dat dergelijke teksten louter bedoeld zijn om de bevolking angst voor klimaatverandering aan te jagen?

De uitspraak van de secretaris-generaal van de VN is een uiting van bezorgdheid n.a.v. de conclusies van de IPCC-rapporten. De genoemde uitspraak wordt in de IPCC-rapporten niet gedaan. Het IPCC geeft aan dat de mondiale uitstoot van broeikasgassen nog steeds groeit, terwijl daar ernstige negatieve effecten van zijn te verwachten. In het licht van die constatering moet de uitspraak van de secretaris-generaal worden gezien.

Vraag 8

Deelt u de mening dat het IPCC beter opgeheven kan worden? Zo nee, bent u dan op z’n minst bereid de IPCC-rapporten in de prullenbak te gooien?

Nee.

Vraag 1

Bent u bekend met het voorstel «Wettbewerbsfähige Strompreise für die energieintensiven Unternehmen in Deutschland und Europa sicherstellen – Arbeitspapier des BMWK zum Industriestrompreis für das Treffen Bündnis Zukunft der Industrie» van het Duitse Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz?1

Ja, ik ben bekend met dit Arbeitspapier (hierna: het voorstel). Het betreft een voorstel van het Duitse Ministerie van Economische Zaken en Klimaat (BMWK). Het voorstel is niet de gedragen mening van de volledige Duitse regering. De Duitse Minister van financiën heeft al aangeven de Brückenstrompreis met een maximale elektriciteitsprijs van 6 cent per kW/h, een belangrijk onderdeel van het voorstel, niet te steunen.

Vraag 2

Bent u het eens met de constatering in dit document dat energie-intensieve bedrijven in Europa de komende moeilijk kunnen concurreren met hun concurrenten in de VS of Azië? Deelt u de zienswijze zoals verwoord in het volgende citaat: «Energie-intensieve bedrijven in Duitsland en Europa hebben een brug nodig om deze bank te bereiken, zodat ze ook de komende jaren internationaal kunnen blijven concurreren.»?

Uit het IEA Electricity Market Report 20232 blijkt dat sinds eind 2020 op mondiaal niveau een stijgende trend waarneembaar is van de elektriciteitsprijzen op de verschillende groothandelsmarkten. Uit dit rapport blijkt ook dat het niveau van de Europese Index, het gewogen gemiddelde op basis van de vraag van elektriciteitsprijzen in Europa, hoger ligt ten opzichte van die van de Verenigde Staten en Japan. De prijsstijging in Europa is met name veroorzaakt door een acute schaarste in het aanbod van fossiele brandstoffen uit Rusland en tegenvallende productie van kerncentrales en waterkrachtcentrales. De elektriciteitsprijzen die individuele bedrijven daadwerkelijk betalen kunnen echter verschillen afhankelijk van de termijn en voorwaarden van de inkoopcontracten die zij hiervoor hebben.
De concurrentiekracht van de industrie is gebaseerd op meer dan de prijs die zij betalen voor energie. Het vestigingsklimaat wordt bepaald door een breed scala aan factoren zoals geografische ligging, het kennisecosysteem, toegang tot (energie)infrastructuur, opleidingsniveau van de beroepsbevolking en nabijheid van leveranciers en afnemers. Wij zijn van mening dat ondanks de hogere energieprijs Nederland nog altijd een goed vestigingsklimaat heeft. Tegelijkertijd zien we dat het vestigingsklimaat in Nederland wel onder druk staat. De hoge elektriciteitsprijs is hier een onderdeel van, net als de beperkte stikstofruimte, netcongestie en de krapte op de arbeidsmarkt. Dit onderstreept de noodzaak voor integrale blik op de verduurzaming van de Nederlandse energie-intensieve industrie en niet enkele te focussen op de energie aspecten. Daarvoor zet dit kabinet zich maximaal in binnen het Nationaal Programma Verduurzaming Industrie (NPVI) waarover ik u op 24 maart en 14 juli heb geïnformeerd (Kamerstuk 29 826, nr. 176 en nr. 196). Uitgangspunt hierbij is om te zorgen dat de energie-intensieve industrie hier in Nederland gaat verduurzamen.

Vraag 3

Hoe beoordeelt u de concrete voorstellen die in dit document worden gedaan? Hoe beoordeelt u het voorstel voor de introductie van «elektriciteits-CfD’s» en de promotie van het afsluiten van PPA’s in de industrie?

Het voorstel heeft onder andere tot doel hernieuwbare elektriciteit tegen een lage prijs (zogenaamde transformationsstrompreis) beschikbaar te stellen voor de industrie. Het voorstel stelt dat zo’n transformationsstrompreis tot stand moet komen op basis van twee onderdelen: 1) Contracts for Difference(CfD) voor elektriciteit en 2) stimulering van Power Purchase Agreements (PPA’s) voor de industrie.
Via «elektriciteits-CfD’s» moeten industriële bedrijven toegang krijgen tot hernieuwbare elektriciteit waarvan de prijs dichtbij de kostprijs ligt. Om die toegang te kunnen bieden moeten hernieuwbare elektriciteitsproductie gefinancierd worden via tweerichtingscontracten oftewel Contracts for Difference (CfD).
In het algemeen is het Nederlandse kabinet van mening dat de inzet van elektriciteits-CfD’s – met als doel de energie-intensieve industrie toegang te geven tot hernieuwbare elektriciteit voor een prijs in de buurt van de kostprijs – het gelijke speelveld tussen lidstaten niet moet verstoren. Het is dan ook van belang dat een dergelijke maatregel, indien het daadwerkelijk een vorm van subsidieringen betreft, getoetst wordt aan de geldende Europese staatsteunkaders.
In het BNC-fiche over de hervorming van de Europese Elektriciteitsmarkt wordt in het algemeen ingegaan op de kabinetspositie ten opzichte van tweerichtingscontracten (Kamerstuk: 2023D17499) en de aandachtspunten die het daarbij ziet.
Het tweede onderdeel van een hernieuwbare industriële elektriciteitsprijs is het stimuleren van het gebruik van PPA’s voor de industrie. In het algemeen zijn PPA’s interessante instrumenten waarmee (industriële) afnemers en producenten van elektriciteit de elektriciteitsprijs voor langere tijd vast leggen. Een PPA leidt hiermee tot meer voorspelbare prijzen, maar een PPA hoeft niet per se tot lagere prijzen te leiden. In het BNC-fiche over de hervorming van de Europese Elektriciteitsmarkt wordt ingegaan op de kabinetspositie ten opzichte van het stimuleren van PPA’s (Kamernummer: 2023D17499) en de aandachtspunten die het daarbij ziet.

Vraag 4

Hoe beoordeelt u het voorstel voor een maximum «overbruggingselektriciteitsprijs» zoals voorgesteld in het document? Bent u het eens met de drie argumenten die daarvoor gegeven worden, namelijk a) structureel hogere elektriciteitsprijzen o.a. door het wegvallen van Russisch gas, b) zware internationale concurrentie en een ongelijk speelveld ten overstaande van de VS en China, en c) de toegevoegde waarde en werkgelegenheid die de industrie levert, gebaseerd op geïntegreerde waardeketens en netwerkeffecten? Zijn deze argumenten ook van toepassing op de industrie in Nederland?

Zoals bij vraag 1 aangegeven is er geen sprake van een gedragen voorstel vanuit de Duitse regering, maar is er sprake van interne meningsvorming binnen de Duitse regering.
De genoemde argumenten in het document zijn herkenbaar, maar geen reden voor het kabinet om nu van koers te veranderen; een koers die bovendien Europees is afgesproken om binnen de EU juist zoveel mogelijk een gelijk speelveld te houden.
Zoals ook in het antwoord 2 opgemerkt vindt het kabinet het van groot belang dat de energie-intensieve industrie in Nederland kan verduurzamen en hier een toekomst heeft. Met dit doel hebben wij ook het Nationaal Programma Verduurzaming Industrie opgericht. Uiteraard is het kabinet zich ervan bewust dat unilaterale maatregelen van landen als Duitsland een rol kunnen spelen bij de investeringsbeslissing van individuele bedrijven. Aangezien elektrificatie van productieprocessen voor veel energie-intensieve bedrijfstakken een kansrijke verduurzamingsroute lijkt te zijn, kunnen (grote) verschillen in de (netto) elektriciteitsprijs tussen Europese landen het speelveld verstoren. Hierom zet dit kabinet zich in voor duidelijke afspraken over het gelijke speelveld en het toezicht van de Europese Commissie hierop. Dit doen wij ook in het kader van de huidige hervorming van de elektriciteitsmarkt.

Vraag 5

Hoe kijkt u aan tegen het voorstel om deze overbruggingselektriciteitsprijs van € 0,06 per kWh tot 2030 te garanderen, met als voorwaarde een duidelijke afbakening van de bedrijven die in aanmerking komen, een besparingsprikkel (80% van het elektriciteitsverbruik komt in aanmerking), een vestigingsgarantie en een plan voor klimaatneutraliteit voor uiterlijk 2045?

De kosten voor een dergelijk voorstel zijn hoog. De verwachting is dat de kosten in Duitsland 25 tot 30 miljard cumulatief zouden zijn.3 Ook zou een dergelijke aanpassing het gelijke speelveld in Europa ernstig verstoren. Mede omdat, naar verwachting, maar een beperkt aantal lidstaten de financiële slagkracht hebben om ook een dergelijk middel in te zetten.
Daarnaast is het kabinet van mening dat het maximaliseren van de stroomprijs belangrijke ontwikkelingen in de industrie en het energiesysteem remt. Dit omdat de gemaximaliseerde stroomprijs de prikkel beperkt om energie te besparen en om in te zetten op flexibilisering. Juist investeringen in flexibilisering en energiebesparing zijn, naast investeringen in verduurzaming, belangrijk voor het verdienvermogen van de industrie (op midden- en langere termijn) en voor het elektriciteitssysteem. Deze investeringen geven de industrie namelijk het vermogen om kosten te vermijden en gebruik te maken van de steeds sterker fluctuerende elektriciteitsprijzen.
Het beperken van de maximumprijs van elektriciteit tot 80% van het gebruik kan dit risico dempen, maar het is onzeker of dit het risico wegneemt. Dit omdat energieprijzen vaak maar een beperkt deel van de totale kosten voor productie zijn. Daarmee is het risico reëel dat het effect van de niet gemaximeerde 20% van de elektriciteitskosten een te klein deel is van de totale productiekosten om nog te spreken van een effectieve prikkel op energiebesparing en flexibilisering.
De ondersteuning die het kabinet biedt aan de industrie is via maatwerk en generieke subsidies erop gericht om de industrie te ondersteunen bij het maken van de overstap van fossiele energie en grondstoffen naar duurzame alternatieven. Hiermee ondersteunen we ook het (lange termijn) verdienvermogen van de Nederlandse industrie zonder dat dit de prikkels op energiebesparing en flexibilisering vermindert en tegelijkertijd de stimulering van verduurzaming maximaliseert.

Vraag 6

Deelt u de mening dat Europese lidstaten niet met elkaar zouden moeten concurreren op energieprijzen voor de energie-intensieve industrie, maar dat zij nauw moeten samenwerken om het hoofd te bieden aan de concurrentie vanuit de VS en Azië? Is er overleg geweest tussen Duitsland en Nederland over dit voorstel van Duitsland? Hoe kijkt de Europese Commissie naar dit voorstel?

Europa staat voor een gezamenlijk uitdaging hoe om te gaan met de effecten van de inval in Oekraïne. Stijgende energieprijzen voor de energie-intensieve industrie zijn daar een onderdeel van en hebben de concurrentiepositie van de Europese en Nederlandse industrie ten opzichte van de VS en landen in Azië inderdaad verslechterd. Wij werken dan ook intensief samen met onze Europese partners om te komen tot gezamenlijk oplossingen voor gezamenlijk problemen. Een voorbeeld hiervan is de Energie Efficiency Directive (hierna: EED) om de energie efficiëntie in de Europese Unie te verbeteren en zo minder energie te gaan gebruiken. In de lopende onderhandelingen over de elektriciteitsmarkthervorming zet het kabinet zich ervoor in om afspraken te maken die flexibel energiegebruik door grootverbruikers en een gelijk speelveld tussen EU landen zoveel mogelijk waarborgen.
De Europese Commissie heeft nog geen positie ingenomen ten aanzien van het Duitse voorstel omdat ze hiervoor nog onvoldoende informatie heeft. Wel heeft Eurocommissaris Vestager in de media aangegeven dat landen zeer voorzichtig moeten zijn met het subsidiëren van grote bedrijven met een korting op de elektriciteitsprijs daar waar andere Europese landen dit niet kunnen.4
Samenwerking in Europa is meer dan ooit noodzakelijk. De geopolitieke ontwikkelingen van afgelopen twee jaar hebben dit duidelijk gemaakt. Er moet in Europa een balans worden gezocht tussen een gelijk speelveld op de interne markt enerzijds en de (lange termijn) positie van de EU in het mondiale speelveld anderzijds. De Europese Commissie ziet dit ook en heeft daarom een aantal voorstellen gedaan om deze samenwerking teweeg te brengen. Het Green Deal Industrial Plan, waarover u op 8 februari 2023 bent geïnformeerd, is hier de basis van. Inmiddels is dit plan uitgewerkt in de NZIA, CRMA, en het STEP platform5. Over de eerste twee zijn de onderhandelingen in de raad inmiddels van start gegaan. In dat verband zet Nederland zich in om tot een zo effectief mogelijk pakket aan regelgeving te komen waarmee Nederland en Europa aan de slag kan om het hoofd te bieden aan concurrentie vanuit de VS en Azië.

Vraag 7

Bent u bereid op korte termijn te werken aan het harmoniseren van het beleid van lidstaten van de Europese Unie ten aanzien van de energie-intensieve industrie? Bent u bereid binnen Europa een samenwerkingsverband te vormen van lidstaten die een groot aandeel hebben in de Europese energie-intensieve industrie zoals Duitsland, Frankrijk, Italië, Spanje, Nederland, België en Ierland (ca. 90% van alle chemische producten worden in deze landen geproduceerd), waarin deze landen hun energiebeleid op elkaar afstemmen en gezamenlijk werken aan oplossingen om de energie-intensieve industrie zowel te behouden in Europa als ook te verduurzamen?

Ja ik ben bereid tot het werken aan harmonisatie van verschillende onderdelen van het beleid ten aanzien van de energie-intensieve industrie. Momenteel werk ik bijvoorbeeld aan het agenderen van Europees beleid voor hernieuwbare koolstof. Op dit moment is er, in Europa, nog te weinig aandacht voor de oplossingen die we nodig hebben op dit onderwerp, namelijk: biobased feestock, Carbon Capture and Utilisation, en chemische recycling. Dit is wel noodzakelijk omdat het de enige manier is om de chemische industrie CO2 neutraal te maken. De landen die u opnoemt hebben allemaal een (grote) chemische industrie en zijn dan ook logische partners voor een dergelijke samenwerking. Op dit moment ben ik in een verkennende fase en vraag ik in Europa aandacht voor dit probleem. De volgende stap is om tot concrete beleidssuggesties te komen die in Europa kunnen worden uitgewerkt.
Met betrekking tot energiemarkten is Nederland, gezien de verbondenheid van deze verschillende markten, voorstander van nauwe internationale en Europese samenwerking op het gebied van energiebeleid. Daarvoor is het al actief in meerdere internationale en regionale samenwerkingsverbanden zoals het Pentalateraal Energieforum en de Noordzee Energiesamenwerking (NSEC) en onderhoudt het nauwe bilaterale contacten met verscheidende landen.
Echter, het energiebeleid is primair gericht op het borgen van een duurzaam, betaalbaar en betrouwbaar energiesysteem en het stimuleren van de energietransitie in brede zin. Hierbij dient niet enkel te worden gefocust op de uitdagingen van de energie-intensieve industrie, maar ook op de uitdagingen die bestaan voor andere partijen, zoals het mkb en het huishoudens.
De elektriciteits- en energiemix van de genoemde landen is bovendien verschillend. Hierdoor kunnen verschillende oplossingen wenselijk zijn en is een volledig geharmoniseerd energiebeleid misschien niet altijd haalbaar. Naast nauwe afstemming met andere Europese landen hecht Nederland er dan ook aan om een bepaalde mate van flexibiliteit te hebben om zo de maatregelen te kunnen nemen die specifiek toegespitst zijn op de uitdagingen van de energietransitie in de Nederlandse context.

Vraag 8

Kunt u inzichtelijk maken welke prijzen energie-intensieve bedrijven in de hierboven genoemde lidstaten moeten betalen voor gas en elektriciteit, inclusief belastingen/heffingen? Hoe beoordeelt u de verschillen tussen lidstaten?

Omdat energiecontracten tussen energieleveranciers en energie-intensieve bedrijven niet openbaar zijn kan deze vraag niet exact worden beantwoord. Wel is in juni 2022 door Ecorys, in opdracht van EZK, een onderzoek gepubliceerd naar de afhankelijkheid toekomstige concurrentiepositie van de industrie van energieprijzen6. Hieruit blijkt dat binnen de EU de verschillen in prijs van energiedragers klein zijn. Verschillen tussen de EU en China zijn ook niet groot, hoewel Chinese bedrijven nu voordeel hebben van langlopende gascontracten.
Gasprijsverschillen tussen de EU en de VS waren al sinds de opkomst van schaliegas relatief groot en sinds de inval van Rusland in Oekraïne nog verder toegenomen. De verwachting is dat deze verschillen nog enkele jaren zullen aanhouden, in afwachting van nieuwe LNG-transportcapaciteit en invoer van alternatieve hernieuwbare energiedragers. De verwachting is ook dat zodra wij een duurzaam energiesysteem hebben de prijsverschillen tussen de EU, China en de VS zeer beperkt zullen zijn.

Vraag 1

Hoe is het bedrag van € 6.714 miljoen voor CO2-afvang en -opslag (CCS), zoals vermeld in de tabel in uw brief betreffende ««Beantwoording Kamervragen, stand van zaken SDE++ en resultaten SDE++ en SCE 2022» van 26 april 2023», opgebouwd?1 Kunt u beschrijven hoe het verplichtingenbudget is berekend?

Het totale verplichtingenbudget van € 6.714 miljoen dat is toegewezen aan de acht CCS-projecten in de SDE++2022-subsidieronde vertegenwoordigt de financiële verplichting voor CO2-afvang en -opslag. Dit budget bestaat uit drie componenten: het aanvraagbedrag (indieningsbedrag), de bodemprijs (basisbroeikasgasbedrag) en de subsidiabele productie. Het is de maximale subsidie die uitgekeerd kan worden.
Om het verplichtingenbudget van een CCS-project te berekenen, wordt het aanvraagbedrag gecorrigeerd met het basisbroeikasgasbedrag en vermenigvuldigd met de subsidiabele productie gedurende de looptijd van het project. Het totale verplichtingenbudget van € 6.714 miljoen is de som van de verplichtingenbudgetten van alle acht projecten. De exacte som kan ik niet onthullen vanwege de vertrouwelijkheid van informatie van de aanvragers die daarmee openbaar en/of herleidbaar zou worden.

Vraag 2

Kunt u aangeven voor welk basisbedrag de acht beschikkingen voor CCS (gebruik makend van het Aramis-project) een beschikking hebben gekregen? Kunt u daarnaast ook aangeven met welke basisprijs gerekend is? Klopt het dat gerekend is met een basisprijs van circa 40 €/ton (conform het Eindadvies Basisbedragen SDE++ 2022)? Klopt het dat het beschikkingenbudget is berekend op basis van deze 40 €/ton?

Vanwege vertrouwelijkheid kan ik niet de precieze details van de acht beschikkingen openbaar maken. Het klopt dat de basisprijs voor CCS-projecten die onder het ETS vallen 40 €/ton bedraagt, terwijl deze nul is voor CCS-projecten die niet onder het ETS vallen. Deze informatie is in overeenstemming met het Eindadvies Basisbedragen SDE++ 2022 van PBL. Het verplichtingenbudget en de hoogte van de beschikkingen is ook berekend op basis van deze 40 €/ton.

Vraag 3

Klopt het dat de basisprijs in het Eindadvies Basisbedragen SDE++ 2023 is verhoogd naar circa 79 €/ton? Deelt u de mening dat een basisprijs van 40 €/ton wel erg onrealistisch is gelet op de huidige CO2-prijs en verwachte toekomstige prijsontwikkeling in het EU ETS? Hoe hoog zou het beschikkingenbudget geweest zijn als gerekend was met 79 €/ton?

Ik hanteer het eindadvies van het PBL als basis, dat advies bedroeg inderdaad 40 €/ton in 2022 en 79 €/ton in 2023. In de SDE++ van 2023 is dat bedrag op basis van het PBL-eindadvies verhoogd naar ongeveer 79 €/ton. Het jaarlijkse uitgangspunt voor de basisprijs is het PBL Eindadvies Basisbedragen SDE++ is. Deze uitgangspunten zijn bedoeld om een realistisch beeld te geven van de basisprijs zoals vermeld in de SDE++. Het PBL hanteert hiervoor de meest recente Klimaat- en Energieverkenning (KEV). Als de basisprijs – zoals gesteld – voor CO2-reductie 79 €/ton zou zijn in plaats van 40 €/ton, dan zou het verplichtingsbudget uitkomen op € 5.379 miljoen.

Vraag 4

Kunt u een inschatting geven van de daadwerkelijke kasuitgaven voor deze 8 projecten (gezamenlijk) op basis van prijsontwikkeling van emissierechten in EU ETS zoals geraamd in de KEV2022 van het Planbureau voor de leefomgeving (PBL)?

De uitgaven voor deze 8 CCS-projecten zijn afhankelijk van de hoeveelheid CO2 die ze daadwerkelijk afvangen en opslaan. We verwachten dat deze projecten in totaal bijna 2,9 megaton CO2 per jaar zullen afvangen en opslaan gedurende een periode van 15 jaar. Het is waarschijnlijk dat de totale verwachte uitgaven voor deze 8 CCS-projecten over een periode van 15 jaar aanzienlijk lager zullen zijn dan het huidige vastgestelde verplichtingenbudget. Ik kan de exacte bedragen niet onthullen vanwege de vertrouwelijkheid van informatie van de aanvragers, die anders openbaar en herleidbaar zou worden.
Wel zijn de totale verwachte kasuitgaven voor deze 8 CCS projecten over een periode van 15 jaar ongeveer € 2,8 miljard2, uitgaande van meerjarige correctiebedragen gebaseerd op de KEV2022. Dit is een grove schatting die geen rekening houdt met eventuele vertragingen, wijzigingen of onzekerheden in de realisatie van de projecten of een andere ontwikkeling van de CO2-prijs.

Vraag 5

Deelt u de mening dat het communiceren van de uitkomsten van de SDE++ in termen van verplichtingenbudgetten vaak tot een verkeerde interpretatie leidt en dat het belangrijk is om de uitkomsten van de SDE++ op een andere wijze te communiceren, bijvoorbeeld door een realistische inschatting te geven van de geraamde kasuitgaven, uiteraard met de disclaimer dat deze gebaseerd zijn op de meest recente prognoses van energie- en CO2-prijzen?

Binnen de SDE++ zijn zowel het verplichtingenbudget als de kasuitgaven van belang. Het verplichtingenbudget vertegenwoordigt het maximale bedrag waarvoor subsidieaanvragen kunnen worden goedgekeurd, terwijl de kasuitgaven het verwachte bedrag aan uit te keren subsidie betreffen. Het verplichtingenbudget is altijd hoger dan de kasuitgaven, omdat niet alle gesubsidieerde projecten volledig worden uitgevoerd. Het verplichtingenbudget geeft geen informatie over de kosteneffectiviteit van CCS en de daadwerkelijk gemaakte kosten, maar enkel over de maximale subsidie. Bovendien kan het verplichtingenbudget onbenut blijven als gevolg van bijvoorbeeld een hogere ETS-prijs gedurende de looptijd en/of vertraging van de projecten, vergeleken met het basisbedrag.
Wat betreft de kosteneffectiviteit en efficiëntie van CCS in de SDE++, is de subsidie-intensiteit een betere maatstaf dan het verplichtingenbudget, in combinatie met de daadwerkelijke kasuitgaven. De subsidie-intensiteit geeft de verwachte kosteneffectiviteit van deze techniek weer. De verwachte subsidiebehoefte per ton CO2-reductie wordt berekend op basis van het verschil tussen het basisbedrag en de langetermijnprijs. Een lagere subsidie-intensiteit duidt op een efficiëntere techniek voor CO2-reductie, waarbij minder subsidie nodig is om dezelfde hoeveelheid CO2 te besparen. Aanvragen met een lagere subsidie-intensiteit krijgen voorrang binnen de SDE++, om ontwikkelaars te stimuleren hun projecten tegen de laagst mogelijke kosten uit te voeren en zo meer CO2-reductie te realiseren binnen hetzelfde budget. Ik ben het overigens eens dat het verplichtingenbudget meer aandacht krijgt dan de subsidie intensiteit.
Bij het openbaar maken van resultaten en communiceren over de SDE++-regeling is het belangrijk om nuance aan te brengen en rekening te houden met ondermeer energieprijzen, onderproductie en mogelijke non-realisatie. Ik zal daarom kijken hoe in de toekomst zo duidelijk en accuraat mogelijk gecommuniceerd kan worden over zowel de verplichtingenbudgetten, daadwerkelijke kasuitgaven als subsidie-intensiteit binnen de SDE++.

Vraag 6

Met welke CO2-prijs in het EU ETS zullen de CCS-projecten die de afgelopen jaren een beschikking hebben gekregen en naar verwachting gerealiseerd zullen worden, geen subsidie ontvangen? Hoe realistisch acht u het dat een of meerdere projecten een of meerdere jaren geen subsidie uitgekeerd krijgen?

Bij een hoge ETS-prijs acht ik het realistisch dat er CCS-projecten zullen zijn waar geen of weinig subsidie zal worden uitgekeerd. Dit geldt dan specifiek voor de installaties die onder het ETS-systeem vallen. Voor projecten die niet onder het ETS vallen zal er geen ETS-correctie plaatsvinden en daarom zullen zij naar verwachting jaarlijks subsidie blijven ontvangen, op voorwaarde dat zij CO2 afvangen. Op korte termijn zullen de projecten die onder het ETS-vallen in de categorie met de laagste basisbedragen ergens in de komende jaren geen subsidie meer ontvangen, en naar verwachting zullen de projecten in de categorie met de hoogste basisbedragen vanaf 2035 waarschijnlijk geen subsidie meer ontvangen.

Vraag 7

Ziet u specifiek voor CCS-projecten een risico op overwinsten in de toekomst, bij een hoge CO2-prijs? Is het wenselijk dat deze mogelijkheid er is? Heeft u overwogen of een contracts-for-difference voor CCS-projecten verstandig en uitvoerbaar is?

Op dit moment heeft er geen onderzoek plaatsgevonden naar de haalbaarheid van contracts-for-difference (CfD) als een mogelijke optie voor CCS-projecten. Wel is er aandacht voor overwinsten binnen de SDE++. Zo wordt onderzoek gedaan naar alternatieve opties voor de stimulering van zon en wind uit de SDE++-regeling, zoals vermeld in de recente Kamerbrief over de SDE++ van 26 april (DGKE-DSE / 26805981). Dit onderzoek heeft ook als doel mogelijke situaties te identificeren waarin er sprake is van overwinsten bij deze technieken en hoe daarmee om te gaan, ook omdat er in de nieuwe staatssteunrichtsnoeren (CEEAG) hiervoor nieuwe eisen zijn opgenomen en er bij het voorstel van de Europese Commissie voor de verordening ter verbetering van het EU elektriciteitsmarktontwerp (EMD) sprake is van aanpassingen op dit punt.
Daarnaast wordt een evaluatie van de gehele SDE++-regeling uitgevoerd, waarbij ook de toepassing van CCS wordt meegenomen. Het doel van deze evaluatie is om geleerde lessen en mogelijkheden voor verbetering van de gehele SDE++ te identificeren, waaronder het voorkomen van eventuele overwinsten, in lijn met de Europese kaders. De bevindingen en aanbevelingen van beide onderzoeken zullen eind dit jaar of begin volgend jaar aan uw Kamer worden voorgelegd.
Om eventuele overwinsten te voorkomen is een goede ordening van de CCS-markt van belang. Mede namens de Minister van Economische Zaken en Klimaat en de Staatssecretaris van Economische Zaken en Klimaat zal ik uw Kamer binnenkort informeren over het CCS-beleid en de ordening van de CCS-markt.

Vraag 1

Kunt u per maatregel die wel in het Interdepartementaal Beleidsonderzoek Scherpe doelen, scherpe keuzes: IBO aanvullend normerend en beprijzend nationaal klimaatbeleid voor 2030 en 2050. (IBO Klimaat) stond maar niet in de maatregelenlijst van de uiteindelijke Voorjaarsbesluitvorming aangeven waarom die niet in de uiteindelijke Voorjaarsbesluitvorming is opgenomen?

Het kabinet heeft bij het vormgeven van het pakket een rechtvaardig, uitvoerbaar en ambitieus klimaatpakket voor ogen gesteld. Een pakket waarin de uitstoter betaalt, sterkere schouders de zwaardere lasten dragen en kosten voor de maatschappij zoveel mogelijk op een rechtvaardige manier worden meegewogen. Daarnaast zoeken we met het tempo dat we maken de grenzen op van wat tot en met 2030 uitvoerbaar is. Omdat we een inhaalslag moeten maken, knellen de randvoorwaarden voor verduurzaming – daar moet oog voor zijn bij de uitvoering. Tegelijkertijd kan dit vanwege de urgentie van de klimaatopgave geen reden zijn om ambities af te schalen: het kabinet stuurt op een pakket van 60% emissiereductie in 2030 om ten minste 55% emissiereductie te realiseren.
Hieronder is op hoofdlijnen aangegeven welke principes en keuzes het kabinet heeft gemaakt bij de samenstelling van het maatregelenpakket per sector. In de bijlage is een overzicht gegeven van de maatregelen uit het Interdepartementaal Beleidsonderzoek (IBO)-Klimaat, waarbij is aangegeven of deze onderdeel uitmaken van het maatregelenpakket van de Voorjaarsbesluitvorming. Bij sommige maatregelen heeft het kabinet een andere maatvoering gekozen. Voor een toelichting wordt verwezen naar de Legenda van het maatregelenpakket Voorjaarsbesluitvorming Klimaat1.
In de elektriciteitssector heeft het kabinet alle maatregelen die in het IBO waren opgenomen, overgenomen. Voor de normering van de elektriciteitssector richting CO2-neutraal in 2035 geldt dat het kabinet deze maatregel neemt in relatie tot het vaststellen van het streefdoel CO2-neutraliteit voor de elektriciteitssector in 2035. Om dat streefdoel te behalen, zet het kabinet in op verschillende maatregelen, zij het in een iets andere maatvoering dan in het IBO-voorstel. Het kabinet houdt scherp in de gaten of de getroffen maatregelen voldoende zijn om het streefdoel in 2035 te halen. Mocht dat onverhoopt niet blijken, kunnen additionele maatregelen worden ingezet.
Het kabinet vraagt in het aanvullende pakket om een flinke extra bijdrage van de industrie. Hierbij heeft het kabinet oog voor de concurrentiepositie, het beperken van weglek van CO2-uitstoot en bedrijvigheid naar het buitenland en het voorkomen dat ook ETS bedrijven, bijvoorbeeld mkb industrie in cluster 6 met minder handelingsperspectief, extra worden belast. In plaats van een algemene aanscherping van de CO2-heffing (conform IBO-Klimaat) wil het kabinet daarom de extra reductie realiseren via onder andere de maatwerkaanpak en door de aanpak van afvalverbranding. Het kabinet schaft de vrijstelling voor het duaal verbruik van kolen af per 2028. Voor de overige vrijstellingen geldt dat het kabinet is gestart met een inventarisatie van alle fossiele vrijstellingen, kortingen en aangepaste belastingtarieven. Het kabinet zal voorstellen doen of, en zo ja in welk tijdspad de resterende fiscale vrijstellingen voor fossiel kunnen worden afgebouwd.
Het kabinet handhaaft de klimaatopgave voor veehouderij en akkerbouw op 5 Mton broeikasgasreductie in 2030 via het NPLG. De verwachting is dat met opkoopregelingen circa 1 Mton reductie gerealiseerd kan worden. Voor de resterende klimaatopgave van 4 Mton worden normerende en beprijzende maatregelen genomen. De Minister van Landbouw, Natuur en Voedselkwaliteit maakt over de concrete invulling van deze 4 Mton afspraken in het Landbouwakkoord. De informatie in het IBO-Klimaat wordt hier in meegenomen.
Het kabinet sluit voor de glastuinbouw aan bij het Convenant Energietransitie Glastuinbouw 2022–2030 door het CO2-sectorsysteem per 2025 te vervangen door een vlakke individuele CO2-heffing per 2025 en door het restemissiedoel vast te stellen op 4,3 Mton. Tot normering van methaanslip bij warmte-krachtkoppelingen (wkk’s) is niet besloten omdat deze naar verwachting zou leiden tot slechts een zeer beperkte bijdrage aan methaanemissiereductie terwijl de uitstoot van stikstofoxiden tegelijkertijd toe zou nemen.
Het kabinet heeft zich bij de keuze van maatregelen voor de gebouwde omgeving gericht op een rechtvaardig pakket, met vooral oog voor de impact op kwetsbare huishoudens en lage- en middeninkomens.
Om zowel eerlijke als ambitieuze stappen te zetten in de mobiliteitssector heeft het kabinet in het personenvervoer gekozen voor een maatregelenpakket waarbij de lastenstijgingen voor de automobilist worden beperkt, en tegelijkertijd elektrisch rijden voor mensen met een lager inkomen toegankelijker wordt. Daarbij zet het kabinet in op ophoging van het CO2-doel voor werkgebonden personenmobiliteit in plaats van de normering van de zakelijke markt. Ook wordt om werknemers te ondersteunen bij kosten voor woon-werkverkeer de onbelaste reiskostenvergoeding niet verlaagd. Er worden bovendien subsidies beschikbaar gesteld voor tweedehands elektrische personenauto’s, waarvoor de BPM voor fossiele en elektrische auto’s met € 200 wordt verhoogd. Het versnellen en aanpassen van betalen naar gebruik, heeft het kabinet vanwege uitvoeringstechnische redenen niet overgenomen.
Het kabinet zet in op bijmenging van biobrandstoffen, maar kiest hierbij wel voor een mildere maatvoering dan het IBO – om prijsstijging aan de pomp te beperken en de druk op inzet van biogrondstoffen te verminderen. Voor de logistieke sector kiest het kabinet ervoor om bindende afspraken te maken voor verduurzaming van goederenvervoer en tegelijkertijd geld beschikbaar te stellen voor verduurzaming van zwaar transport. Vanwege de lasteneffecten is er niet voor gekozen om het tarief van de vrachtwagenheffing te verhogen. De vliegticketbelasting is op 1 januari 2023 verhoogd, het kabinet ziet in het pakket af van verdere verhoging.
Bij de sectoroverstijgende maatregelen wordt grotendeels aangesloten op de maatregelen uit het IBO-Klimaat. Soms zijn er andere keuzes in de maatvoering gemaakt. Het kabinet kiest er bijvoorbeeld voor om de maatvoering van de energiebelasting rechtvaardiger vorm te geven dan het IBO-Klimaat – en daarbij vooral kwetsbare huishoudens te ontzien. Definitieve besluitvorming over de energiebelasting vindt plaats tijdens de augustusbesluitvorming.

Vraag 2

Waarom bent u er zeker van dat maatregelen L10-L13 samen 4 Mton CO2-reductie opleveren? Welke berekeningen liggen hieronder ten grondslag?

Het kabinet handhaaft de klimaatopgave voor veehouderij en akkerbouw op 5 Mton broeikasgasreductie in 2030 via het NPLG, waarbij voor 4 Mton hiervan geldt dat de Minister van Landbouw, Natuur en Voedselkwaliteit over de concrete invulling hiervan afspraken maakt in het Landbouwakkoord. Omdat de gesprekken over het Landbouwakkoord nog gaande zijn, wordt de concrete invulling van de maatregelen L10-L13 op een later moment bekend. Wel staat vast dat de maatregelen samen taakstellend 4 Mton reductie moeten opleveren. Mocht de invulling via het Landbouwakkoord niet tot 4 Mton optellen dan zal het kabinet aanvullende maatregelen nemen. Daarbij kan gedacht worden aan maatregelen uit het IBO Klimaat of andere maatregelen van normerende en beprijzende aard waarmee de benodigde reductie wordt gehaald.

Vraag 3

Welke plannen liggen onder de toepassing van groen gas (maatregel S1)? Hoeveel petajoule (PJ) aan groen gas moet hiervoor worden geproduceerd? Vanuit welke bronnen wordt dit groen gas geproduceerd? Welke impact heeft dit op de landbouwsector?

Het kabinet voorziet middels de nadere uitwerking van de bijmengverplichting groen gas het geprognotiseerde gat tussen het in het Coalitieakkoord voorziene doelbereik van de bijmengverplichting (2,9 Mton reductie) en het door PBL voorziene doelbereik met groen gas (0,7 Mton reductie) te dichten. De 2,2 Mton, die per abuis in de tabel genoemd staan als 2,4 Mton, vertegenwoordigen circa 1,2 bcm oftewel 42 PJ groen gas. Om deze opschaling te ondersteunen, werkt het kabinet in het Programma Groen Gas aan de juiste randvoorwaarden voor groen gas productie in Nederland, waaronder ten aanzien van business case, ruimtelijke inpassing en grondstoffen. Hierbij hoort ook de toekenning van € 300 miljoen in het Meerjarenprogramma 2024 van het Klimaatfonds en de reservering van nogmaals € 300 miljoen in het Meerjarenprogramma 2025 voor een investeringsregeling gericht op het grootschalig demonstreren van vergassingstechnieken. Het kabinet werkt momenteel aan een wetsvoorstel voor de werkelijke bijmengverplichting groen gas. Zodra dit wetsvoorstel gereed is voor advisering van de Raad van State zal ik uw Kamer uitgebreid informeren over de vormgeving. Het kabinet heeft de ambitie om dit nog voor het zomerreces te kunnen doen.
Het kabinet heeft CE Delft in 2022 een studie laten doen naar de haalbaarheid van de bijmengverplichting groen gas en de gebruikte grondstoffen. Een overzicht van deze grondstoffen laat zich vinden op bladzijde 43 van de studie (Kamerstuk 32 813, nr. 1146). Het kabinet laat op dit moment de studie van CE Delft herijken op basis van de laatste inzichten. Het kabinet heeft in de CE Delft studie van 2022 laten rekenen met een reductie van de huidige hoeveelheid mest om de groen gas potentie aan te laten sluiten bij een duurzame mestbeschikbaarheid. Het kabinet voorziet dat in het bijzonder de vergisting van mest een wezenlijke bijdrage kan leveren aan de transitie van de landbouw. Mestvergisting draagt bij aan verschillende doelen, waaronder de reductie van methaan- en stikstofuitstoot en het creëren van verdienvermogen voor de agrarische sector (Kamerstuk 32 813, nr. 1063).

Vraag 4

Kunt u toelichten waarom maatregelen E15 en IC14 elkaar niet overlappen? Op welke manier worden de negatieve emissies van maatregel E15 bereikt?

Zoals in de Bijlage 1b. van het Voorjaarspakket Klimaat is beschreven, richt maatregel E15 zich op het generiek stimuleren van negatieve emissies exclusief afvalverbrandingsinstallaties. Hierbij wordt dus niet gestuurd op een specifieke manier of toepassing van negatieve emissies. Zo kan de inzet van biomassa in elektriciteitscentrales en wkk-installaties worden gecombineerd met de afvang en opslag van CO2. De verwachting is dat dit in ieder geval 1,5 Mton aan negatieve emissies oplevert die meetelt in de elektriciteitssector.
Maatregel IC14 is gebaseerd op de verwachting dat de bestaande CO2-heffing en de aanscherping daarvan in maatregel IC14 ertoe kunnen leiden dat een deel van de afvalverbrandingsinstallaties ook CO2-afvang zal toepassen, waarbij voor 2 Mton aan negatieve emissies wordt gerealiseerd. De AVI’s en dus deze negatieve emissies vallen onder de sector industrie. Er is daarmee geen sprake van overlap tussen deze twee maatregelen.

Vraag 5

Deelt u de mening dat negatieve emissies met name goed zijn om onvermijdbare CO2-emissies te compenseren en dat het op deze manier fors inzetten van negatieve emissies niet doelmatig is?

Negatieve emissies zijn op de lange termijn inderdaad nodig om onvermijdbare of zeer lastig te mitigeren broeikasgasemissies in met name de industrie en de landbouw/landgebruik te compenseren om klimaatneutraliteit te kunnen bereiken. Op de nog langere termijn is de inzet van negatieve emissies nodig om na een mogelijke tijdelijke overschrijding van de 1,5 graden in de loop van deze eeuw de mondiale opwarming zo snel mogelijk alsnog tot 1,5 graden terug te brengen. Vanwege het belang van het realiseren van negatieve emissies op de langere termijn en het tegelijkertijd voorkomen van een verminderde inzet op emissiereductie richting 2030, heeft het kabinet hier in dit pakket beperkt op ingezet.

Vraag 6

Waarom telt het kabinet de negatieve emissies op bij het 22,1 Mton pakket terwijl de EU ook apart doel voor negatieve emissies heeft?

Technieken die negatieve emissies veroorzaken reduceren de netto-uitstoot van broeikasgassen. De negatieve emissies telt het kabinet niet op bij het pakket van 22 Mton, maar deze vormen onderdeel van het maatregelenpakket. De EU heeft overigens geen apart doel voor negatieve emissies als zodanig. Wel heeft de EU heeft een doel van netto negatieve emissies in landgebruik van 310 Mton in 2030.

Vraag 7

Hoe kunt u er zeker van zijn dat het verstevigen van de maatwerkafspraken 2 Mton CO2-reductie oplevert? Wordt dit juridisch vastgelegd? Hoe bepaalt u welk bedrijf hoeveel extra CO2 moet reduceren? Deelt u de inschatting dat met een CO2-heffing veel zekerder een bepaald CO2-doel kan worden behaald?

De inzet van het verstevigen van de maatwerkafspraken is om in 2030 in totaal 3,5 Mton extra CO2-reductie te bereiken t.o.v. de CO2-heffing. De resultaten van de maatwerkgesprekken tot nu toe en de inzichten van verschillende partijen over het technisch potentieel in de industrie bieden daarvoor goede vooruitzichten. Om het aangescherpte doel te halen wordt de groep van bedrijven zo nodig uitgebreid en worden extra middelen vrijgemaakt.
De extra reducties worden juridisch vastgelegd in de maatwerkafspraken. Het is niet mogelijk om vooraf de bijdragen van bedrijven te bepalen; daarvoor is juist maatwerk nodig. Het ambitieniveau van de Joint Letters of Intend (JloI) wordt getoetst door een onafhankelijke adviescommissie.
Een aanscherping van het CO2-heffingsplafond zou inderdaad meer zekerheid bieden over de verwachte emissiereductie, maar treft ook bedrijven die – bijvoorbeeld door gebrek aan energie-infrastructuur – minder in staat zijn om te verduurzamen (zoals de zogenaamde cluster 6 bedrijven) en vergroot de kans op verplaatsing van uitstoot naar het buitenland. Ook gaat dit overigens deels ten koste van de resultaten van de maatwerkafspraken, omdat de huidige en eerdere doelstelling hiervoor additioneel zijn aan de CO2-reductie die een verdere CO2-heffing bereikt.

Vraag 8

Waarom wordt in het IBO Klimaat de maatregel Normering bouwmaterialen en stimulering ten behoeve van biobased bouwen (IC23) 0,5 Mton meegerekend met de nationale doelstelling terwijl in het IBO Klimaat deze maatregel onder het kopje «wereldwijde emissies» stond? Kan deze 0,5 Mton dan wel worden meegerekend met de 22 Mton?

In het IBO Klimaat zijn de potentiële emissiereductie van normeren van biobased bouwmaterialen en normeren van bouw- en sloopafval abusievelijk verwisseld. In het IBO-fiche over biobased bouwmaterialen (2.11) valt te lezen dat deze maatregel in 2030 0,75 Mton CO2-emissiereductie zou kunnen opleveren door verdringing van materialen die een hogere broeikasgasvoetafdruk hebben, plus 1,04 Mton aan negatieve emissie door vastlegging van koolstof in landbouwgewassen en dus vervolgens in de bouwmaterialen die daarvan worden gemaakt. Deze specifieke negatieve emissie mag volgens internationale boekhoudregels (nog) niet worden meegerekend. De maximale bijdrage van deze maatregel komt daarmee op dit moment nog uit op in totaal 0,75 Mton CO2-reductie. Uit nadere analyse blijkt dat het gros van de emissiereductie naar verwachting binnen Nederland plaatsvindt. Het betreft met name het verminderen van de productie van minerale isolatiematerialen. Op basis hiervan heeft het kabinet geoordeeld dat het realistisch is om uit te gaan van 0,5 Mton emissiereductie in Nederland.

Vraag 9

Hoeveel extra huizen schat u in te verduurzamen met de extra middelen voor het Nationaal Isolatieprogramma (maatregel G5) en de maatregel Collectieve aanpak kwetsbare wijken versterken (G7)?

In het Coalitieakkoord is reeds uitgegaan van een budget van € 3.350 mln voor het Nationaal Isolatieprogramma (NIP), bovenop de € 514 mln die het vorige kabinet reeds had toegekend en de € 300 miljoen die dit kabinet bij Prinsjesdag extra vrij heeft gemaakt voor kwetsbare huishoudens. Op basis van deze budgetten is het doel gesteld zoals beschreven in het NIP (Kamerstukken II, Vergaderjaar 2021–2022, 30 196, nr. 787): 2,5 miljoen woningen isoleren in de periode tot en met 2030, met de nadruk op de 1,5 miljoen slecht geïsoleerde woningen (label E, F en G), waarbij één of meerdere stappen worden gezet richting de standaard voor woningisolatie. Ook wordt energiearmoede aangepakt bij kwetsbare huishoudens door de inzet van bijvoorbeeld energiefixteams waarbij ook laagdrempelige energiebesparingsmaatregelen kunnen worden genomen.
Het budget voor de maatregel «Collectieve aanpak kwetsbare wijken en dorpen versterken» wordt, zoals beschreven in bijlage 1b van het Voorjaarspakket Klimaat, ingezet voor de meest kwetsbare huishoudens. De middelen zullen worden besteed in kwetsbare wijken en dorpen aan extra subsidie en ondersteuning per woning. De meest kwetsbare huishoudens worden al geholpen via diverse sporen zoals de lokale aanpak van het NIP. Met deze middelen kan voor deze huishoudens een hogere mate van verduurzaming worden bereikt en meerdere stappen richting de standaard voor woningisolatie worden gezet. Ook is beoogd met deze middelen verdere ondersteuning te bieden bij de overstap en de aansluiting op warmtenetten. De definitieve inzet en verdeling van middelen voor kwetsbare wijken en dorpen wordt nog nader uitgewerkt.

Vraag 10

Waarom is er niet voor gekozen voor het eerder van start laten gaan van de normering op verhuur van de labels E, F en G?

Zoals beschreven in het Beleidsprogramma Versnelling Verduurzaming Gebouwde Omgeving (Kamerstukken II, Vergaderjaar 2021–2022, 32 847, nr. 911) zijn met Aedes, de Woonbond en de VNG prestatie-afspraken gemaakt over de uitfasering van corporatiewoningen met energielabels E, F en G per 2028 (met enkele uitzonderingen, zoals voor monumenten). Ook werd daarin aangekondigd dat er per 2030 wettelijke eisen zouden worden gesteld om deze uitfasering, ook bij private huurwoningen, wettelijk te borgen. Er zijn nog ongeveer 580.000 woningen met label E, F of G. Bovendien is als doel gesteld om in 2030 totaal 1 miljoen huurwoningen te hebben geïsoleerd naar de standaard voor woningisolatie. Dit zijn forse ambities.
De afspraak in het Voorjaarspakket Klimaat is nu om de wettelijke eisen voor de uitfasering van de EFG-labels nog eens te vervroegen met een jaar, naar 1 januari 2029. Dit raakt primair de ca. 300.000 woningen van particuliere verhuurders die nog een E, F of G-label hebben. Het verplichten tot een verdere versnelling van de uitfasering van slechte labels acht het kabinet niet realistisch. Wel is bovenop het eerdere beleid afgesproken dat huurwoningen vanaf 2029 bij renovatie moeten worden geïsoleerd tot de standaard voor woningisolatie. Over de juridische uitwerking van deze aanvullende normering zal de Kamer op een later moment worden geïnformeerd.

Vraag 11

Welke energiebesparingsmaatregelen vallen wel onder een verplichting van maatregelen met een terugverdientijd van 10 jaar en niet onder een verplichting van maatregelen met een terugverdientijd van 7 jaar?

Het is niet bekend welke maatregelen verplicht zullen worden bij een terugverdientijd van 10 jaar, en het is nog niet bekend welke maatregelen er zullen vallen onder de terugverdientijd van 7 jaar. Welke maatregelen in 2027 onder de plicht zullen vallen, is naast de langere terugverdientijd ook afhankelijk van de dan geldende energieprijs en technologische ontwikkelingen. Ook de Erkende Maatregelenlijst wordt dan opnieuw geactualiseerd. We kiezen voor het ophogen van de terugverdientijd naar 7 jaar, omdat dit voor m.n. mkb’ers een behapbaar perspectief is.

Vraag 12

Hoe bent u van plan 20 PJ extra aan biobrandstoffen bij te mengen (maatregel M17)? Uit welke bronnen moeten deze biobrandstoffen komen? Wat is de mondiale CO2-voetafdruk van deze maatregel?

De extra 20 PJ zullen worden meegenomen met de implementatie van de Renewable Energy Directive III (REDIII) in Nederlandse wetgeving. Het instrument om deze doelstellingen te halen is de jaarverplichting. De jaarverplichting is een verplichting voor alle fossiele brandstofleveranciers aan wegvervoer om jaarlijks een toenemend aandeel hernieuwbare energie in vervoer te leveren. De randvoorwaarden voor het inzetten van de hernieuwbare energie komen voort uit de RED. Daarnaast zijn er ook nationale afspraken gemaakt over bepaalde grondstoffen. Controversiële biogrondstoffen als palm- en sojaolie zijn nationaal uitgesloten en voedsel en voedergewassen zijn geminimaliseerd en gelimiteerd in de huidige systematiek. Voortzetting van de systematiek neemt deze factoren mee. Nederland stuurt al jaren op rest- en afvalstromen. De 20PJ extra zal met deze stromen worden ingevuld. Met deze maatregel wordt er 1,5 Mton CO2 in de hele brandstofketen (Well to wheel) gereduceerd.

Vraag 13

Hoeveel biogrondstoffen zitten in de gezamenlijke maatregelen (groen gas, biobased bouwen, BECCS, jaarverplichting)? Kan PBL daar een doorrekening op maken en aangeven op hoeveel beschikbare duurzame biogrondstoffen Nederland een beroep kan doen?

Voor het kabinet geldt dat alleen duurzame biogrondstoffen kunnen bijdragen aan de transitie naar een klimaatneutrale en circulaire samenleving. Daarom wordt bij de inzet van biogrondstoffen steeds getoetst of deze in lijn is met de duurzaamheidseisen uit het duurzaamheidskader biogrondstoffen, de beschikbaarheid van biogrondstoffen, en de behoefte aan vervanging van fossiele koolstof door niet-fossiele koolstof.
De exacte hoeveelheid biogrondstoffen is sterk afhankelijk van de verdere uitwerking van de voorgenomen maatregelen. Daarnaast betreft het veel verschillende soorten biogrondstoffen, zoals mest, agrarische reststromen, en in sommige gevallen vormen van hout. Momenteel zijn nog geen exacte getallen beschikbaar, maar indicatief wordt er rekening mee gehouden dat voor 2030:
In 2020 is de Routekaart Nationale biogrondstoffen gepubliceerd, waarin is geconcludeerd dat Nederland in 2030 10 miljoen ton biogrondstoffen meer beschikbaar kan maken, bovenop de 30 miljoen ton die al beschikbaar is voor voedsel, veevoer en materialen en energie. In een eerder PBL-rapport heeft
CE-Delft mogelijk scenario’s voor het toekomstig gebruik en de toekomstige beschikbaarheid van biogrondstoffen berekend2. Daarbij werd geconcludeerd dat in elk scenario wereldwijd voldoende biogrondstoffen beschikbaar zijn, ook bij scenario’s waarin het energiegebruik op zou lopen tot circa 2000 PJ in 2030. Het verwachte gebruik van biogrondstoffen op basis van de KEV22 en het extra beleid uit het voorjaarspakket valt dus ruim binnen de beschikbare marge. Wel concludeerde het PBL dat het een kwestie is van de (Nederlandse) duurzaamheidseisen, biogrondstoffen en eerlijkheids-beginselen of het mogelijk en wenselijk is deze biogrondstoffen daadwerkelijk te importeren. Hier blijft het kabinet naar kijken bij de verdere uitwerking van het duurzaamheidskader biogrondstoffen. Het is gebruikelijk dat het PBL in de KEV uitrekent hoeveel biogrondstoffen er voor energetisch gebruik worden geconsumeerd in Nederland. Daarnaast zal ik met het PBL verkennen of het mogelijk is om het gebruik van biogrondstoffen voor niet-energetische doeleinden verder te kwantificeren.

Vraag 14

Bent u van plan energiecoöperaties en het opwekken van lokale energie te stimuleren? Waarom is hier geen enkele maatregel over opgenomen?

Energiecoöperaties en lokale opwek van energie zijn een belangrijke schakel in de energietransitie. Meer mensen kunnen zo zelf meedoen in de energietransitie en bijvoorbeeld profiteren van de voordelen van zonnepanelen, die elders geplaatst zijn op gebouwen in de buurt. Het kabinet ondersteunt energiecoöperaties en Verenigingen van Eigenaren (VvE's) die zelf duurzame elektriciteit willen opwekken met de speciaal hiervoor ontworpen Subsidieregeling Coöperatieve Energieopwekking (SCE). Het budget voor deze regeling is dit jaar verhoogd en is 150 miljoen euro. Op dit moment kunnen energiecoöperaties en VvE's bij RVO een aanvraag indienen voor deze subsidie. Deze regeling dekt de onrendabele top van coöperatieve projecten af. Tevens kunnen energiecoöperaties ook aanvragen indienen in andere reguliere subsidieregelingen, zoals de SDE++. Daarnaast bestaan er verschillende initiatieven vanuit het coöperatieve veld die projecten goed ondersteunen, zoals het Ontwikkelfonds voor energiecoöperaties en informatievoorziening en tools vanuit bijvoorbeeld Energie Samen en Stichting HIER Opgewekt. Vanwege deze reeds bestaande inspanningen zijn er geen additionele maatregelen voor energiecoöperaties en lokale opwek opgenomen in dit additionele klimaatpakket.

Vraag 15

Hoeveel extra 2e hands EV’s worden met het nu voorliggende plan jaarlijks toegevoegd aan het nationale wagenpark? Hoeveel hiervan zullen goedkoper zijn dan € 20.000 en hoeveel goedkoper dan € 10.000?

Zie het antwoord bij vraag 17.

Vraag 16

Als de leasesector was verplicht tot 100% EV per 2025, hoeveel extra tweedehands EV’s zouden dan worden toegevoegd aan het nationale wagenpark?

Bij het voorstel om te verplichten dat alle nieuwe auto’s van de zaak per 2025 te volledig emissieloos zijn, zouden er in de periode 2025 t/m 2030 ca. 570.000 extra emissieloze personenauto’s het nationale wagenpark instromen ten opzichte van het basispad in de KEV2022 (vastgesteld en voorgenomen beleid). De prognose is dat dan ca. 170.000 auto’s hiervan in 2030 (via de tweedehandsmarkt) reeds in particulier bezit zijn gekomen.

Vraag 17

Tot hoeveel extra tweedehands EV’s voor het nationale wagenpark gaat de subsidie voor tweedehands EV’s leiden? Waar komen deze vandaan?

De huidige Subsidieregeling Elektrische Personenauto’s Particulieren (SEPP) voor nieuwe en gebruikte elektrische personenauto’s loopt nog door tot en met 2024. Bij de voorjaarsbesluitvorming over het aanvullende klimaatpakket heeft het kabinet besloten om de subsidie voor gebruikte elektrische personenauto’s te verlengen tot en met 2029. Hiervoor is € 528 miljoen aan extra middelen beschikbaar. De precieze vormgeving van de regeling en met name de benodigde hoogte van het subsidiebedrag per auto en de minimale leeftijd moet de komende tijd nog worden onderzocht. vooral om de regeling voldoende aantrekkelijk te maken voor de beoogde doelgroep: de mensen met een kleinere portemonnee. De exacte vormgeving is uiteindelijk bepalend voor welke auto’s in aanmerking zullen komen, om hoeveel extra gebruikte elektrische auto’s dit gaat en waar deze vandaan komen. De verwachting is dat vanwege de aanscherping van het
CO2-doel werkgebonden personenmobiliteit meer nieuwe zakelijke elektrische auto’s het wagenpark in komen. Een deel van het aanbod van gebruikte elektrische auto’s zal dus uit de interne automarkt komen en een deel via de parallelimport uit het buitenland. Op dit moment is de netto import van elektrische auto’s uit het buitenland overigens al groter dan de netto export. De huidige subsidieregeling zal aangepast moeten worden en betrokken partijen worden hierin nog geconsulteerd. Uw Kamer zal in dat proces worden geïnformeerd.

Vraag 18

Waarom is ervoor gekozen om de hoogte van de MRB ook in toekomst te laten afhangen van het gewicht in plaats van de CO2 uitstoot van voertuigen? Waarom is er niet voor gekozen het accugewicht van EV’s hierin te compenseren?

Tot en met 2024 zijn volledig emissieloze auto’s vrijgesteld van motorrijtuigenbelasting (MRB) en in 2025 betalen ze het kwarttarief. Het kabinet heeft dit voorjaar in de volle breedte gekeken naar mogelijke reductiemaatregelen en heeft voor nu niet gekozen voor verlenging van de tariefkorting in de motorrijtuigenbelasting (MRB) voor emissievrije voertuigen. Op basis van de huidige informatie verwacht het kabinet namelijk dat met het huidige pakket de CO2-reductiedoelstelling voor het mobiliteitspakket al kan worden ingevuld.
Het kabinet treft de voorbereidingen om vanaf 2030 te komen tot een systeem van Betalen naar Gebruik (BnG). Op dit moment wordt een verdiepend onderzoek uitgevoerd naar de effecten van varianten voor een tariefstructuur. Dit onderzoek wordt naar verwachting in juni 2023 afgerond, waarna uw Kamer over de uitkomsten geïnformeerd zal worden.
De huidige MRB blijft tot invoering van BnG primair gebaseerd op basis van het gewicht van een auto en een toeslag voor fijnstof, diesel en LPG. De transitie van voertuigen met een verbrandingsmotor naar volledig emissieloze voertuigen leidt in het basispad uit de Klimaat- en Energieverkenning 2022 (KEV2022) tot de volgende additionele inkomsten voor het Rijk in de MRB (prijspeil 2021). Overigens leidt dezelfde transitie tot derving bij andere heffingen.
Bron: sheet 132 van de bijlage met doorrekeningen behorende bij de Kamerbrief Invulling aan de motie van de leden Bontenbal en Van Ginneken over verschillende scenario’s voor de stimulering van duurzame mobiliteit na 2025 voorleggen aan de Kamer (Kamerstuk 31305–402)

Vraag 19

Hoeveel MRB moeten de nu 5 populairste EV modellen in 2026 gaan betalen? Kunt u voorbeeldberekeningen geven voor de TCO van de 5 populairste EV’s vergeleken met hun markt equivalent ICE’s?

In onderstaande tabel zijn de gevraagde voorbeeldberekeningen opgenomen voor de motorrijtuigenbelasting (MRB) die de huidige top 5 populairste EV-modellen in 2026 gaan betalen wanneer er geen gewichtscorrectie voor het extra accugewicht in de MRB wordt doorgevoerd. Dit ten opzichte van vergelijkbare auto’s met een benzinemotor. In de navolgende grafiek zijn de gevraagde Total Cost of Ownership (TCO) berekeningen weergegeven voor de huidige top 5 populairste EV-modellen en vergelijkbare auto’s met een benzinemotor vanuit het particuliere perspectief (prijzen 2023, 15.000 km per jaar en MRB-tarief 2026). Hierbij is de met de sector afgestemde TCO-berekening voor personenauto’s gehanteerd (bron: Handreiking TCO-berekening voor personenauto's (rvo.nl)).

Vraag 20

Welke nu nog niet benoemde extra maatregelen worden genomen om het kabinetsdoel voor 100% nieuwverkoop in 2030 te bereiken?

Buiten het in de Voorjaarsnota opgenomen maatregelenpakket zijn op dit moment geen extra maatregelen voorzien om het kabinetsdoel voor 100% nieuwverkoop in 2030 dichterbij te brengen. In de Klimaat- en Energieverkenning 2022 (KEV2022) was het verwachte aandeel volledig emissieloze personenauto’s in de nieuwverkoop in 2030 gelijk aan 60%. Uit de KEV2023 zal blijken wat het effect van dit maatregelenpakket is hierop.

Vraag 21

Waarom neemt u geen enkele maatregel om het openbaar vervoer te stimuleren?

Maatregelen in het openbaar vervoer (OV) zijn uiteraard van belang, maar nu niet in dit pakket opgenomen. Uiteraard geldt dat het OV bijdraagt aan het realiseren van klimaatdoelstellingen. In dit pakket zijn wel maatregelen opgenomen die OV gebruik indirect stimuleren, zoals de aanscherping van het CO2-doel voor werkgebonden personenmobiliteit. Via het Meerjarenprogramma Infrastructuur, Ruimte en Transport (MIRT) en het Mobiliteitsfonds wordt daarnaast geld vrijgemaakt voor investeringen in infrastructuur voor het OV. Zo is afgelopen jaar door de Minister en Staatssecretaris van Infrastructuur en Waterstaat besloten tot grote investeringen in het OV voor het ontsluiten van nieuwe woningen wat bijdraagt aan de mobiliteitstransitie. Het OV is de afgelopen jaren ook met extra middelen gesteund om het OV-aanbod, ondanks lagere reizigersaantallen, op peil te houden.

Vraag 22

In hoeverre is er overlap tussen de maatregelen van deze Voorjaarsbesluitvorming en de kabinetsreactie op het rapport «Groningers boven gas»?

De maatregelen die het kabinet heeft genomen in reactie op het rapport van de parlementaire enquêtecommissie geven onder andere een extra impuls aan de verduurzaming van woningen in het aardbevingsgebied én helpen de randvoorwaarden realiseren om van Groningen en Noord-Drenthe dé duurzame waterstofregio van Nederland te maken. De aanpak voor verduurzaming van woningen is een aanvulling op de reeds bestaande nationale subsidie- en financieringsregelingen, en komt bovenop de middelen die beschikbaar zijn gesteld aan gemeenten voor de Lokale Isolatieaanpak, de mogelijkheid voor financiering van maatregelen via het Nationaal Warmtefonds en de aanpak van energiearmoede. Zo kunnen eerder meer woningen worden verduurzaamd. Voor het realiseren van de waterstofambities kan aanspraak worden gedaan op landelijke middelen, waaronder op regelingen uit het Klimaatfonds zoals aangekondigd bij de Voorjaarsbesluitvorming klimaat, als er wordt voldaan aan de geldende kaders voor deze regelingen.

Vraag 23

Kunt u deze vragen in ieder geval ruim voor de behandeling van de Voorjaarsnota beantwoorden?

Ja.

Vraag 1

Bent u bekend met de uitzending van EenVandaag en bijbehorend artikel1 over misstanden bij de installatie van zonnepanelen en de recente oproep van Techniek Nederland in de Telegraaf?2

Ja, daar ben ik mee bekend.

Vraag 2

Klopt het dat zonnepaneleninstallateur een vrij beroep is, wat betekent dat iedereen het dak op kan om zonnepanelen te leggen? Is dat wenselijk?

Ja, het klopt dat zonnepaneleninstallateur een vrij beroep is.
Dat neemt niet weg dat zonnepaneleninstallateurs zich dienen te houden aan de wettelijke verplichtingen in de Arbowet en het Arbeidsomstandighedenbesluit. Samen met de Nederlandse Arbeidsinspectie heb ik oog voor de veiligheid van zonnepaneleninstallateurs.

Vraag 3

Kunt u beschrijven welke signalen de Arbeidsinspectie heeft gekregen en hoe zij daarop gereageerd heeft? Hoeveel ongevallen hebben plaatsgevonden in 2022 en de jaren daarvoor? Is hier sprake van een zorgelijke ontwikkeling?

De Arbeidsinspectie heeft sinds kort een Meldingen en Informatiecentrum waar alle meldingen centraal binnenkomen. Dit biedt de mogelijkheid om bredere trends en ontwikkelingen te detecteren op basis van alle binnengekomen meldingen. De meldingen die hier binnenkwamen over het onveilig werken bij het installeren van zonnepanelen zijn uitgebreid geanalyseerd. Op basis van deze analyse is onder meer een speciaal project zonnepanelen ingericht.
Daarnaast heeft de Arbeidsinspectie in januari jl. aandacht gevraagd voor deze zorgelijke signalen uit de zonnepanelensector, waarna het aantal meldingen bij de Arbeidsinspectie flink is toegenomen. In het persbericht uit januari jl. werd gerefereerd aan vier dodelijke slachtoffers sinds 20203. Inmiddels is dat opgelopen tot zes dodelijke slachtoffers onder zonnepaneleninstallateurs. Elk dodelijk slachtoffer is er een te veel en wij doen dan ook een klemmend beroep op de sector om meer maatregelen te nemen om veilig werken (op hoogte) beter te borgen.
In hetzelfde persbericht heeft de Arbeidsinspectie aangegeven dat er meer aandacht moet komen voor veiligheid in deze sector. De Arbeidsinspectie heeft een project «zonnepanelen» waarin preventieve inspecties worden uitgevoerd en reactief meldingen worden opgepakt. De Arbeidsinspectie heeft tijdens de landelijke Inspectiedag op 16 maart jl. intensief geïnspecteerd op het valgevaar van daken4. Ook is in juni jl. gestart met een project over de risico’s ten aanzien van «vallen van hoogte», zoals eerder aan uw Kamer gemeld.
Daarnaast heeft de Arbeidsinspectie recent aandacht besteed aan de problematiek in vak media en via de (sociale) media. Er is bijvoorbeeld in samenwerking met brancheorganisaties Holland Solar en Techniek Nederland een informatiefilm gemaakt die onder de aandacht is gebracht bij werkgevers in de sector.5 Ten slotte, is de Arbeidsinspectie in gesprek met de sector over het verbeteren van de veiligheid. De brancheverenigingen spelen daarbij een belangrijke rol in het onder de aandacht brengen van de Arbocatalogi.

Vraag 4

Bent u het eens met de oproep van branchevereniging Techniek Nederland om alleen erkende bedrijven toe te staan zonnepanelen te mogen installeren? Zo ja, hoe gaat u dat afdwingen?

Wij nemen de signalen die de Arbeidsinspectie heeft afgegeven en de cijfers met betrekking tot het aantal (dodelijke) ongevallen zeer serieus. De veiligheid voor mensen die op hoogte werken aan de energietransitie moet voldoende geborgd zijn.
Voor de installatie van zonnepanelen gelden op dit moment wettelijk verplichte kwaliteitseisen die de constructieve veiligheid, brandwerendheid en waterdichtheid borgen. Daarnaast hebben de sector en InstallQ erkende opleidingen ontwikkeld en erkende bedrijven zijn geregistreerd voor de installatie van zonnepanelen. Deze erkende bedrijven zijn vermeld op www.echteinstallateur.nl.
Wij volgen deze inspanningen van de Arbeidsinspectie en de zonnepanelensector op de voet. Over de borging van veiligheid bij het werken op hoogte door zonnepaneleninstallateurs blijven wij ook met de sector in gesprek, en zullen de voortgang op het gebied van veilig werken volgend jaar opnieuw beoordelen.

Vraag 5

Welke acties onderneemt u om ervoor te zorgen dat klanten ervan op aan kunnen dat elke installateur van zonnepanelen kwaliteit levert en op een veilige manier zijn of haar werk doet?

De kwaliteit van installatie van zonnepanelen en veiligheid op daken wordt door verschillende instrumenten geborgd. Naast wettelijk verplichte kwaliteitseisen heeft InstallQ erkende opleidingen ontwikkeld en zijn bedrijven die volgens deze opleiding zonnepanelen installeren op daken erkend en geregistreerd.
Het is primair de werkgever die op basis van de Arbeidsomstandighedenwet verplicht is de arbeid zodanig te organiseren en in te richten dat het werk geen ongevallen of andere gevaren voor de werknemer met zich mee kan brengen. Iedere werkgever heeft een zorgplicht voor zijn personeel en stelt arbeidsmiddelen ter beschikking, zoals een steiger of dakrandbeveiliging. Voor de zonnepanelen sector is het vooral belangrijk dat werkgevers en hun installateurs de risico’s herkennen door het hebben van een Risico Inventarisatie en Evaluatie (RI&E) en dat zij voor onveilige situaties de juiste maatregelen treffen. Brancheverenigingen spelen daarin ook een belangrijke rol en kunnen de door hen opgestelde Arbocatalogi op basis van de Arbeidsomstandighedenwet extra onder de aandacht brengen bij hun leden.

Vraag 1

Bent u bekend met de plannen van zeven bedrijven om in Noordwest Duitsland de waterstofeconomie op gang te brengen?1

Vraag 2

Kunt u inzicht geven in de plannen van deze waterstofalliantie? Wat willen deze bedrijven realiseren ten aanzien van elektrolysecapaciteit, waterstoftransportnetten en infrastructuur voor import van waterstof?

Deze waterstofalliantie bestaat uit zeven bedrijven: BP, Gasunie, Nowega, NWO, Salzgitter, Thyssengas en Uniper. Zij vormen samen het consortium dat hun geplande waterstofprojecten in Noordwest-Duitsland met elkaar wil verbinden. Het doel van het consortium is Wilhelmshaven met de industriële clusters in Noordrijn-Westfalen en Nedersaksen te verbinden om zo een noord-zuidcorridor te creëren. Wilhelmshaven heeft de ambitie om in Duitsland een nationale waterstofhub te worden voor import en productie. Met de verbinding van de noord-zuidcorridor tussen Wilhelmshaven en het Rijn-Ruhrgebied en de west-oostcorridor tussen Wilhelmshaven en Salzgitter wordt deze positie versterkt.
De verschillende projecten die binnen het consortium worden verbonden, bewegen zich door de gehele waterstofketen; van import en productie tot transport en verbruik. Zo zijn Uniper en BP bezig met de ontwikkelingen voor een ammoniak importterminal in Wilhelmshaven. Daarnaast heeft Uniper plannen voor een grootschalige elektrolysefabriek in Wilhelmshaven, die groene waterstof zal produceren met behulp van offshore windenergie uit de Noordzee.
Gasuniedochter Gasunie Deutschland beheert een transportnet voor gas in Duitsland en draagt samen met Thyssengas, NWO en Nowega bij aan het transportnetwerk rond Wilhelmshaven door bestaande pijpleidingen beschikbaar te maken en nieuwe leidingen aan te leggen. Het netwerk van waterstofpijpleidingen dat door de infrastructuurpartners wordt aangelegd zal op open-access basis beschikbaar worden gemaakt voor andere bedrijven.

Vraag 3

Welke rol speelt Gasunie, een Nederlandse staatsdeelneming, in dit project?

Gasunie is via Gasunie Deutschland betrokken bij de ontwikkelingen van het waterstofnetwerk aan Duitse zijde en draagt daarmee bij aan de Duitse waterstofambities. Daarnaast werkt Gasunie in Nederland aan de ontwikkeling van het transportnet voor waterstof. De ontwikkelingen aan Nederlandse en Duitse zijde van de grens dragen bij aan de ontwikkeling van een Noordwest-Europese waterstofmarkt.
Gasunie Deutschland is infrastructuurpartner in het consortium. De andere infrastructuurpartners zijn Thyssengas, NWO en Nowega. Alle vier de bedrijven maken leidingen beschikbaar voor het geplande waterstoftransportnetwerk van Wilhelmshaven naar het Ruhrgebied. De prioriteit ligt hierbij op het hergebruik van bestaande leidingen. Nieuwe pijpleidingen worden aangelegd waar hergebruik niet mogelijk is.

Vraag 4

Deelt u de mening dat het opbouwen van een waterstofinfrastructuur in nauwe samenwerking met de ons omliggende landen moet gebeuren? Welke acties onderneemt u om dit gestalte te geven, in het bijzonder ten aanzien van deze concrete plannen in Duitsland?

Het is in ons aller belang dat een geïntegreerde Europese waterstofmarkt ontstaat en daar hoort een grensoverschrijdend transportnet voor waterstof bij. Ik ben in nauw contact met mijn collega’s in Duitsland en België en ook is er intensieve samenwerking tussen Gasunie, Fluxys in België en de verschillende netbeheerders aan de Duitse zijde van de grens. Ook in het Pentalateraal energieforum staat de ontwikkeling van een regionale waterstofmarkt met buurlanden op de agenda.

Vraag 1

Bent u op de hoogte van de kandidatuur van Limburg voor de Europese waterstofbank en wat is uw mening hierover?1

Ja, ik ben hiervan op de hoogte

Vraag 2

Kunt u aangeven welke andere regio's of landen zich hebben aangemeld voor de Europese waterstofbank en hoe ver zij zijn in het selectieproces?

Naast de provincie Limburg, heeft de provincie Groningen interesse geuit als vestigingslocatie voor de Europese waterstofbank. De Europese Commissie heeft de contouren van de Europese waterstofbank toegelicht in een Communicatie die zij op 16 maart jl. gepubliceerd heeft.2 Uit deze Communicatie en uit contacten met de Europese Commissie blijkt dat de Europese Commissie met de Europese Waterstofbank geen nieuwe fysieke entiteit beoogt in te richten. Het gaat dus niet om een eigenstandige entiteit die, of een agentschap dat, ergens in de Europese Unie een locatie moet vinden. De term bank is door de Europese Commissie gebruikt om duiding te geven aan een set eigen (financiële) beleidsinstrumenten onder bestaande EU-fondsen die de Europese Commissie wil inzetten om Europese waterstofproductie aan te jagen en om waterstofimport van buiten de EU ten behoeve van eindafnemers binnen de EU te stimuleren. Daarnaast wil de Europese Commissie onder de waterstofbank beschikbare informatie en data over waterstoftransacties, prijzen, infrastructuurontwikkelingen en handelsstromen samenbrengen. Van een selectieproces is vooralsnog geen sprake. Het kabinet zal de verdere (institutionele) vormgeving van deze activiteiten die de Europese Commissie wil opzetten nauwgezet blijven volgen.

Vraag 3

Heeft het kabinet al een beslissing genomen over het al dan niet steunen van de kandidatuur van Limburg voor de Europese waterstofbank?

Zie beantwoording vraag 2.

Vraag 4

Hoe kan het kabinet helpen om de Limburgse kandidatuur kracht bij te zetten?

Vraag 5

Bent u van mening dat de kandidatuur van Limburg past binnen het streven van de regering naar een grotere inzet op waterstof als energiedrager en hoe kan dit worden gegarandeerd?

Zie beantwoording vraag 2 en vraag 6.

Vraag 6

Hoe kan de Europese waterstofbank bijdragen aan de ontwikkeling van de waterstofeconomie in Nederland en Europa?

Nederland verwelkomt het initiatief voor de Europese waterstofbank. De activiteiten die de Europese Commissie onder dit initiatief wil samenbrengen, kunnen een belangrijke bijdrage leveren aan de ontwikkeling van een liquide Europese waterstofmarkt. Met name de subsidieveilingen die onder het Europese Innovatiefonds worden opgezet, kunnen een doeltreffende manier zijn om het kostenverschil tussen hernieuwbare waterstof en bestaande fossiele alternatieven te overbruggen. Bovendien kunnen de uitkomsten van deze subsidieveilingen waardevolle informatie over de prijsvorming van hernieuwbare waterstof in de Europese Unie opleveren.
Het kabinet verwelkomt ook dat de Europese Commissie het faciliteren van waterstofimport uit derde landen als één van haar hoofdactiviteiten onder de Europese waterstofbank gaat uitwerken, aangezien Nederland een belangrijke rol kan spelen als logistieke importhub voor de (Noordwest-)Europese waterstofmarkt.

Vraag 1

Bent u bekend met de Audiovisuele Media Richtlijn (2010) van de Europese Unie?

Ja daar ben ik mee bekend.

Vraag 2

Bent u er bekend mee dat voornoemde richtlijn in artikel 9.1.c.iv voorschrijft dat audiovisuele commerciële communicatie niet mag «aansporen tot gedrag dat in hoge mate schadelijk is voor het milieu»?

Ja daar ben ik mee bekend.

Vraag 3

Is artikel 9.1.c.iv. geïmplementeerd in de Nederlandse wet- of regelgeving? Zo ja, kunt u dit uitgebreid toelichten?

Ja, dit artikel is geïmplementeerd. In artikel 9 van de herzieningsrichtlijn wordt een aantal kwalitatieve eisen aan reclame gesteld. Op de regels met betrekking tot de inhoud van reclameboodschappen, onder andere het verbod op het aansporen van gedrag dat schadelijk is voor het milieu, wordt toegezien door de Stichting Reclame Code. De Stichting Reclame Code bevordert verantwoord reclame maken met als doel de betrouwbaarheid en geloofwaardigheid van reclame te waarborgen. Dit doet de stichting op basis van zelfregulering. In de Nederlandse Reclame Code worden regels gesteld over de voorwaarden waaraan reclame moet voldoen. Zo mag een reclame niet misleidend zijn, niet nodeloos kwetsend of bedreigend en moet in overeenstemming zijn met de wet. De Mediawet kent een verplichting voor in Nederland gevestigde media- en videoplatformdiensten om zich aan te sluiten bij de Nederlandse Reclame Code. Het Commissariaat ziet hierop toe.

Vraag 4

Welke audiovisuele commerciële uitingen vallen wel en niet onder artikel 9.1.c.iv en waar is deze interpretatie op gebaseerd?

De audiovisuele mediadienstenrichtlijn is van toepassing op zowel lineaire als on-demand mediadiensten die audiovisueel aanbod verzorgen. Uitingen van deze mediadiensten vallen moeten voldoen aan de in artikel 9.1.c.iv gestelde eisen.

Vraag 5

Waarom is de bepaling van artikel 11 (betreffende vermijdbaar milieuonvriendelijk gedrag) in de Milieu Reclame Code (MRC) verdwenen in de herziende versie die nu door het leven gaat als de Code voor Duurzaamheidsreclame? Kunt u dit uitgebreid toelichten?

Op 1 februari 2023 in de Code voor Duurzaamheidsreclame in werking getreden. Deze code vervangt de Milieu Reclame Code die voor het laatst in 2000 gewijzigd was. De Code voor Duurzaamheidsreclame heeft specifiek betrekking op duurzaamheidsclaims, waaronder zowel milieuclaims als ethische (bijv. m.b.t. dierenwelzijn) claims vallen. De code eist onder meer dat claims op duidelijke, specifieke, juiste en ondubbelzinnige wijze worden gepresenteerd. Verder dienen alle duurzaamheidsclaims aantoonbaar juist te zijn. De bewijslast rust op de adverteerder. Naarmate de duurzaamheidsclaims absoluter zijn geformuleerd, worden zwaardere eisen gesteld aan het bewijsmateriaal.
Met het vervallen van de Milieu Reclame Code is ook artikel 11 uit deze code komen te vervallen, dat bepaalde dat in reclame-uitingen vermijdbaar milieuonvriendelijk gedrag niet ten voorbeeld mag worden gesteld.
De Stichting Reclame Code is voornemens om deze verbodsbepaling weer toe te voegen aan de herziene code. Deze wijziging zal naar verwachting op 1 juli 2023 in werking treden. Daarmee is de implementatie van de audiovisuele mediadienstenrichtlijn geborgd. Overigens betekent dit niet dat het aansporen tot milieuonvriendelijk/schadelijk gedrag nu niet gereguleerd is: dergelijke reclame moet nog steeds voldoen aan de algemene regels uit de NRC, en kan in strijd met de goede smaak en het fatsoen worden bevonden.

Vraag 1

Hoe ziet de Nederlandse markt voor zonnepanelen er op dit moment uit? Wat is op dit moment het aandeel van buitenlandse zonnepanelen op de Nederlandse markt? En wat is specifiek het aandeel Chinese zonnepanelen?

Nederland heeft de afgelopen drie jaar jaarlijks ca. 3.5 – 4 Gigawattpiek (GWp) aan zonnestroomsystemen geïnstalleerd. Dit komt overeen met circa 10 miljoen zonnepanelen per jaar.
Europa is over de gehele bevoorradingsketen voor zonnepanelen sterk afhankelijk van productie buiten Europa (>94%), voornamelijk van China (~90%). Nederland is nog iets afhankelijker omdat het aandeel lokaal geproduceerde zonnepanelen lager ligt dan het gemiddelde in de EU. We schatten in dat Nederland voor >98% afhankelijk is van zonnepanelen die (grotendeels) buiten Europa zijn geproduceerd, en daarbij voornamelijk van China (~95%) en Asian Pacific Region (2,5%).1

Vraag 2

Klopt het dat Chinese zonnepanelen over het algemeen goedkoper zijn, maar minder duurzaam en veilig dan Nederlandse/Europese zonnepanelen? Deelt u de mening dat het gebruik van Nederlandse/Europese zonnepanelen daarom wenselijker is? Zo ja, hoe draagt het beleid hieraan bij?

Chinese zonnepanelen zijn over het algemeen goedkoper dan Nederlandse of Europese panelen. Uit berekeningen van de Buyer Group Duurzame Zonnepanelen blijkt echter dat dit op de gehele kosten van een zon-PV2 project maar enkele procenten scheelt. Zonnepanelen uit China zijn inderdaad gemiddeld gezien minder duurzaam vanuit een levenscyclusbenadering uitgedrukt in CO2-uitstoot. Dit komt onder andere door het verschil in energiemix3 dat wordt gebruikt voor de productie, evenals door het maken van bepaalde keuzes m.b.t. materiaalgebruik. Er zijn geen aanwijzingen dat Chinese panelen minder veilig zijn dan Nederlandse of Europese panelen.
Het duurzaamheidsaspect, evenals andere beleidsdoelen zoals strategische autonomie of Maatschappelijk Verantwoord Ondernemen (IMVO), kan tot de conclusie leiden dat het wenselijker is om Nederlandse/Europese zonnepanelen te gebruiken. Hierover wordt uw Kamer voor de zomer geïnformeerd in de brede beleidsbrief over zon, ook naar aanleiding van motie-Erkens (Kamerstuk 35 594, nr. 37).

Vraag 3

Deelt u de mening dat het nodig is om de Nederlandse/Europese zonnepanelenindustrie te versterken om minder afhankelijk te worden van China op dit vlak, met het oog op de energietransitie én om ons toekomstig verdienvermogen te versterken? Zo nee, waarom niet?

Die mening delen wij en daarom nemen wij de maatregelen zoals genoemd in het antwoord op vraag 4.

Vraag 4

Welke acties heeft het kabinet ondernomen om de Nederlandse productie van zonnepanelen te stimuleren? Welke financiële middelen zijn hiervoor beschikbaar gesteld?

In de eerste plaats stimuleert het kabinet Nederlandse zon-PV productie ook direct. Allereerst heeft ons ministerie in nauwe samenwerking met een consortium van Nederlandse zon-PV-bedrijven en kennisinstellingen op 2 februari jl. een voorstel ingediend voor het Nationaal Groeifonds op het gebied van de Nederlandse zon-PV-maakindustrie. Bij honorering gaat het om een directe fondsinvestering van ruim 300 miljoen euro in Nederlandse zonnepaneelproductie op een totale projectomvang van ruim 800 miljoen euro. Daarnaast bieden ook andere instrumenten mogelijkheden om Nederlandse productie te stimuleren. Zo ondersteunen de MOOI-regeling (Missiegedreven Onderzoek, Ontwikkeling en Innovatie), de TSE Industrie (Topsector Energie subsidieprogramma) en de MIT (Mkb-innovatiestimulering Regio en Topsectoren) onderzoek en ontwikkeling in het begin van de productieketen. En hoewel subsidiëring van opschaling richting productie lastiger is, met het oog op staatssteun, kan de DEI+-regeling (Demonstratie Energie- en Klimaatinnovatie) hier uitkomst bieden. Zo is zo’n 1,5 jaar geleden nog een DEI+-subsidie van 6,3 miljoen toegekend aan een bedrijf dat lichtgewicht zonnepanelen gaat produceren in Nederland.4
In de tweede plaats heeft het kabinet al acties genomen om indirect de productie van Nederlandse zonnepanelen te stimuleren. De nadruk op multifunctioneel ruimtegebruik in de Voorkeursvolgorde Zon stimuleert bijvoorbeeld innovatie en biedt daarmee Nederlandse producenten mogelijkheden om met nieuwe, niet-standaard oplossingen te komen. Datzelfde geldt voor het stimuleren van circulaire zonnepanelen, zoals opgenomen in het Uitvoeringsprogramma Circulaire Economie en overgenomen in de routekaart Circulaire Zonneparken van het adviesteam Circulaire maakindustrie.5 Tot slot heeft het kabinet op 6 maart jl. het IMVO Convenant voor de Hernieuwbare Energiesector getekend. Dit Convenant heeft tot doel om samen – overheid, markt en belangenorganisaties – de risico's van hernieuwbare energie op mens en milieu te verminderen. Groei van een productiemarkt dicht bij huis kan daaraan bijdragen.

Vraag 5

Welke regelingen worden er vanuit de Europese Unie beschikbaar gesteld om de zonnepanelenindustrie te stimuleren? Hoe ondersteunt het kabinet de Nederlandse zonnepanelenproducten die aanspraak willen maken op deze regelingen?

De Europese Unie kent diverse programma's die beschikbaar zijn voor de uitrol van zon-PV, waaronder de herstel en veerkrachtfaciliteit, RePowerEU, de Europese structuur- en innovatiefondsen, InvestEU, het innovatiefonds, het moderniseringsfonds, Horizon Europe, en de Connecting Europe Facility Energie. Deze programma's kennen ieder eigen doelen, doelgroepen, beheersvormen en implementatie-afspraken. Via de RvO wordt veel informatie gedeeld met en ondersteuning geboden aan de doelgroepen van de verschillende EU programma's, waaronder zonnepanelenproducenten, over de verschillende Europese programma's.

Vraag 6

Bent u bekend met de Recovery en Resilience Plans van de Europese Commissie waarin middelen worden vrijgemaakt om de maakindustrie voor duurzame technieken zoals windturbines of zonnepanelen te stimuleren? Bent u er ook van op de hoogte dat Nederland tot eind april de gelegenheid heeft om kenbaar te maken of zij gebruik wil maken van de regeling?

Ja. Onder de Herstel- en Veerkrachtfaciliteit (Recovery and Resilience Facility, HVF/RRF) zijn lidstaten uitgenodigd om een Herstel- en Veerkrachtplan (HVP) in te dienen om aanspraak te maken op beschikbare Europese middelen onder specifieke condities. Het Nederlandse HVP, dat is opgesteld en gecoördineerd door de Minister van Financiën, is op 4 oktober 2022 goedgekeurd door de Ecofinraad. Met dit plan maakt Nederland aanspraak op € 4,7 miljard aan beschikbare middelen. Zoals in het Coalitieakkoord is afgesproken, wordt in het Nederlandse HVP reeds voorgenomen en gedekt beleid opgevoerd. Mits de afgesproken mijlpalen en doelstellingen in het HVP worden bereikt, komen de genoemde middelen in de jaren t/m 2026 in tranches beschikbaar.
Naar aanleiding van de Russische aanvalsoorlog in Oekraïne heeft de Europese Commissie (CIE) REPowerEU gepresenteerd; de betreffende verordening is op 1 maart jl. in werking getreden. Met REPowerEU worden lidstaten ondersteund om hun afhankelijkheid van Russische fossiele energie versneld af te bouwen, door gerichte maatregelen te treffen om energie te besparen, hun energiemix te diversifiëren en de transitie naar hernieuwbare energie te bevorderen. Onder dit plan is voor Nederland in totaal € 735 miljoen aan aanvullende middelen gereserveerd. Lidstaten kunnen aanspraak maken op REPowerEU-middelen door hun plannen onder de HVF uit te breiden met een REPowerEU-hoofdstuk: de bestaande stringente richtlijnen van het HVF blijven gelden, evenals de afspraken in het Coalitieakkoord om reeds bestaande en begrote maatregelen op te voeren. De Minister van Financiën heeft de Kamer hier op 26 april jl. over geïnformeerd.6

Vraag 7

Klopt het dat Nederland nog niet heeft aangegeven gebruik te willen maken van deze regeling? Kunt u toelichten waarom het kabinet niet voornemens is om aanspraak te maken op de regeling?

Nee, dit klopt niet. Zie hiervoor het antwoord op vraag 6.

Vraag 8

Deelt u de mening dat het een gemiste kans zou zijn als Nederland geen gebruik maakt van deze regeling? Ziet u mogelijkheid om alsnog interesse kenbaar te maken voor deze regeling? Kunt u uw antwoord toelichten?

Ja, deze mening deel ik. Zie hiervoor het antwoord op vraag 6.

Vraag 9

Hoe gaat u de motie-Erkens (Kamerstuk 35 594, nr. 37) uitvoeren waarin wordt gevraagd om een onderzoek naar hoe bestaand en mogelijk nieuw beleid kan stimuleren dat er meer zonnepanelen in Nederland en Europa worden geproduceerd? Zou het gegeven deze aangenomen motie niet logisch zijn om aan te sluiten bij Europese initiatieven die de productie van zonnepanelen stimuleren?

Hierover wordt uw Kamer voor de zomer geïnformeerd in de brede beleidsbrief over zon. Zie beantwoording vraag 10 voor het antwoord op de tweede vraag over aansluiting bij Europese initiatieven.

Vraag 10

Hoe voert u de motie-Van Strien c.s. (Kamerstuk 33 009, nr. 114) uit waarin wordt gevraagd mee te doen in de nog in ontwikkeling zijnde IPCEI-Solar om zodoende de Nederlandse solartechnologie die al tot de absolute wereldklasse behoort te stimuleren zodat deze innovatieve technologie en daaruit voortvloeiende diensten en producten bijdragen aan de klimaat- en energietransitie, aan het creëren van strategische autonomie van Europa en aan het toekomstig verdienvermogen van Nederland?

Zoals tijdens het Commissiedebat Innovatie op 1 november jl. aangegeven heeft Nederland sinds juni vorig jaar verkennende gesprekken gevoerd over deze IPCEI-Solar (Kamerstuk 24 446, nr. 82). Medio november heb ik uw Kamer vervolgens uitgebreider geïnformeerd over de toenmalige stand van zaken (Kamerstuk 10 597, nr. 48, antwoord op vraag 81). Op 6 februari jl. heb ik uw Kamer opnieuw een update gegeven naar aanleiding van vragen uit uw Kamer over de geannoteerde agenda Raad van Concurrentievermogen (Kamerstuk 21501, nr. 30–572).
De situatie is sinds februari weinig veranderd. De IPCEI-Solar is nog steeds niet van de grond gekomen. Duitsland is voor zover mij bekend nog niet geneigd deel te nemen; Spanje, dat aanvankelijk had aangegeven de IPCEI te willen trekken, heeft nog geen concrete stappen gezet. Tegelijk is wel meer bekend geworden over alternatieve Europese initiatieven volgend op de lancering van het Clean Tech Platform op 30 november vorig jaar. Zo is op 1 februari de Green Deal Industrial Plan gelanceerd.7 Onderdeel van dit plan is de Net Zero Industry Act gericht op versterking en opschaling en de Europese productie van schone technologie zoals zonnetechnologie. Dit initiatief kan in potentie een goed alternatief vormen voor de IPCEI. Ook het Tijdelijk Crisis en Transitie Steunkader vormt onderdeel van dit Plan en biedt mogelijkheden voor strategische ondersteuning door lidstaten aan schone technologie vergelijkbaar met het IPCEI-instrument. Tot slot heeft de Europese Commissie op 9 maart jl. een wijziging van de Algemene Vrijstellingsverordening goedgekeurd, waarmee ruimere staatssteun voor industrieel onderzoek en experimentele ontwikkeling, ook voor zonnetechnologie, mogelijk wordt.
Samenvattend lijkt er op dit moment meer beweging te zitten in andere EC-initiatieven dan de IPCEI ter bevordering van schone technologie in Europa. Ik sluit daarom liever aan bij deze initiatieven, en specifiek de Net Zero Industry Act en het Tijdelijk Crisis en Transitie Steunkader, om de Nederlandse zonnetechnologie te stimuleren en te laten aansluiten bij Europese partnerinitiatieven. Het op 2 februari jl. ingediende Nationaal Groeifondsvoorstel op gebied van zonnetechnologie biedt, mits gehonoreerd, een prachtige springplank voor verdere uitrol van Nederlandse zonnetechnologie in Europa en daarbuiten.

Vraag 11

Welke (andere) mogelijkheden ziet u om samen te werken met andere Europese landen om een Europese zonnepanelenindustrie op te bouwen en zo de afhankelijkheid van China te verminderen? Kunt u uw antwoord toelichten?

Momenteel behandelt het kabinet in Europees verband de Net Zero Industry Act. Deze act is bedoeld om de opbouw van onder andere de zonnepanelenindustrie in Europa te versnellen. Door samenwerking kunnen we er erachter komen welke Europese landen waar in de waardeketen de meeste toegevoegde waarde kunnen aanbrengen. Op die manier kunnen we ervoor zorgen dat Europa een competitief voordeel kan opbouwen ten opzichte van landen zoals China. Dit is dan ook de reden waarom het Kabinet pleit voor een waardeketenbenadering in de uitwerking van de NZIA. Hierbij steunt het kabinet samenwerking van de sector in de Solar industriealliantie.