Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Huishouden dupe extra kosten stroomnet» en met de door de Autoriteit Consument en Markt (ACM) aangekondigde voorbereiding van een invoedingstarief voor grote elektriciteitsproducenten?1

Ja.

Vraag 2

Erkent u de nadelen van een invoedingstarief die in het artikel genoemd worden?

Vooropgesteld: er is nog geen formeel besluit van de ACM over de vormgeving, hoogte, invoerdatum of overgangsperiode van een eventueel invoedingstarief. Ook zijn de effecten sterk afhankelijk van eventueel flankerend beleid én de regulatoire en marktgerelateerde ontwikkelingen in de met Nederland verbonden elektriciteitsmarkten. Daardoor zijn de effecten van een eventueel invoedingstarief slechts kwalitatief en met een beperkte mate van zekerheid in te schatten. Niettemin herkent het kabinet de in het artikel geschetste nadelen als mogelijke gevolgen van de invoering van een invoedingstarief.
De inschatting is dat producenten een invoedingstarief slechts in beperkte mate door kunnen rekenen in hun verkoopprijzen. Dit komt ten eerste omdat veel producenten werken met bestaande prijsafspraken en ten tweede omdat Nederlandse producenten in de Noordwest-Europese elektriciteitsmarkt doorgaans niet prijszettend zijn. Dit zorgt ervoor dat de invoering van een invoedingstarief een negatieve impact kan hebben op de winstgevendheid van elektriciteitsproductie in Nederland. Marktpartijen hebben in reactie op een consultatievoorstel van de ACM deze zomer gewezen op de mogelijke impact op hun business cases en waarschuwen dat een invoedingstarief kan leiden tot faillissementen en vroegtijdige uitgebruikname van bestaande productielocaties. Het speelveld voor Nederlandse producenten kan verslechteren en de import van elektriciteit kan daardoor relatief aantrekkelijk worden. De afhankelijkheid van buitenlandse productie kan daardoor groter worden. De ordegrootte van deze mogelijke negatieve gevolgen zijn mede afhankelijk van de vormgeving, hoogte, invoerdatum en overgangsperiode van een invoedingstarief.
Bij al getenderde, maar nog niet gerealiseerde wind op zee projecten bestaat het risico dat de ontwikkelaar de businesscase niet meer rond gerekend krijgt en de ontwikkeling staakt. Dit heeft grote extra kosten tot gevolg omdat TenneT ver van tevoren al investeringen doet in het net op zee. Deze kosten lopen op naarmate de realisatie van windparken wordt uitgesteld. Ditzelfde geldt ook voor Nederlandse projecten voor hernieuwbare energie op land die nog niet zijn gerealiseerd, maar die al wel een subsidiebeschikking hebben. De subsidieparameters staan immers al vast, terwijl de kosten van de productie zouden stijgen als gevolg van de instelling van een invoedingstarief. Ook voor de nog open te stellen subsidietender voor wind op zee in 2026 (TOWOZ) vormt het invoedingstarief en de onzekerheid daarover een aanzienlijk risico dat de investeringsbereidheid vanuit marktpartijen zou kunnen beperken. Dat kan resulteren in een lagere slagingskans van de tender. Hetzelfde geldt voor de slagingskans van toekomstige «Contracts for Difference»-tenders (CfD's) voor ondersteuning van hernieuwbare energie op land en wind op zee, afhankelijk van duidelijkheid over het invoedingstarief, de vormgeving en de mogelijkheden voor de markt om het risico voldoende in te prijzen. Een invoedingstarief kan ten slotte ook een negatief effect hebben op de business case van en de investeringsbereidheid in kernenergie.
Er is op dit moment geen budget of juridische grondslag om eventuele compensatie te bieden voor de negatieve gevolgen van een invoedingstarief voor bestaande, al getenderde of vergunde projecten. Voor projecten met een bestaande SDE++ beschikking is het effect van het invoedingstarief extra nadelig: ten eerste verhoogt deze de kosten voor opwek, zonder dat de subsidie stijgt. In de subsidieparameters ligt namelijk besloten dat de subsidie alleen meebeweegt met veranderende elektriciteitsprijzen, niet met veranderende netkosten. Ten tweede wordt de subsidie voor deze partijen daardoor ook nog gekort, als gevolg van en voor zover de elektriciteitsprijs stijgt door de invoering van het invoedingstarief. Dit komt doordat de subsidie berekend wordt op basis van een vastgestelde kostprijs per kilowattuur, verminderd met de actuele elektriciteitsprijs, en deze eerste niet meebeweegt met de verhoogde kosten en deze tweede wel met de verhoging van de elektriciteitsprijs.
Voor toekomstige, nieuwe projecten geldt dat er in de subsidiebedragen eventueel rekening kan worden gehouden met de hogere kosten, dit betekent wel dat de subsidie-intensiteit van deze productie-installaties voor hernieuwbare elektriciteit omhooggaat. Dit betekent dat met de beschikbare middelen minder opwek van hernieuwbare elektriciteit gestimuleerd kan worden. Dit geldt niet alleen voor zon-PV en windenergie, maar bijvoorbeeld ook voor kernenergie, als daarvoor in de toekomst steun geboden wordt. Bovendien is de uitvoerbaarheid van het rekening houden met de financiële impact van een invoedingstarief sterk afhankelijk van de wijze waarop een invoedingstarief wordt vormgegeven. Bepaalde varianten van een invoedingstarief leiden tot onvoorspelbare en wisselende hoogtes, waardoor ook het benodigde subsidiebedrag elk jaar zou veranderen. Pas als duidelijk is hoe het invoedingstarief exact vormgegeven wordt kan onderzocht worden hoe dit eventueel in subsidies verwerkt kan worden. Voor de TOWOZ en SDE++ ronde van 2026 is dit niet meer mogelijk.
De mate waarin deze effecten zullen optreden of voorkomen kunnen worden, zijn afhankelijk van de definitieve keuzes van de ACM over het invoedingstarief, eventueel flankerend beleid, invoeringstermijn en ingroeipad, en van ontwikkelingen in elektriciteitsmarkten waar Nederland mee is verbonden. Een belangrijk deel van deze, negatieve effecten zouden naar verwachting uitblijven wanneer sprake zou zijn van een Europees geharmoniseerde invoering van een invoedingstarief, of een invoedingstarief waarvan de hoogte beter aansluit bij die in verbonden elektriciteitsmarkten.

Vraag 3

Klopt het een invoedingstarief de afhankelijkheid van buitenlandse productie kan vergroten?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 4

Klopt het dat nieuwe projecten om elektriciteit op te wekken hierdoor lastiger worden?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 5

Deelt u de conclusies uit de studies van Aurora Energy, SiRM en CE Delft dat de energierekening voor afnemers waarschijnlijk stijgt?

Het netto-effect op de energierekening van afnemers is moeilijk vooraf in te schatten en hangt in grote mate af van de vormgeving, hoogte, invoerdatum en ingroeipad van een eventueel invoedingstarief. Daarnaast zijn er eventuele, flankerende maatregelen die kunnen worden genomen om de nadelige effecten van een invoedingstarief te beperken. Daarnaast zal het effect ook verschillen, afhankelijk van het type aansluiting en het verbruiksprofiel van elke afnemer.
Uit de doorrekeningen van onderzoeksbureau Aurora (in opdracht van Energie Nederland) en CE Delft (in opdracht van de ACM) blijkt dat het invoedingstarief zich vertaalt in een hogere elektriciteitsprijs. Dit wordt ook bevestigd door een onafhankelijke studie van TenneT. De stijging van de (basislast) elektriciteitsprijs is echter lager dan de hoogte van het invoedingstarief. Zonder aanvullend beleid is de verwachting op basis van voorgenoemde studies dat hierdoor ca. 20 tot 50% procent van het invoedingstarief terugkomt in een hogere basislast elektriciteitsprijs. Ook is het de verwachting in deze studies dat de invoer van elektriciteit gaat toenemen. Het invoedingstarief kan daardoor het effect hebben dat producenten in Nederland minder investeren in nieuwe centrales en in het verlengen van de levensduur van bestaande centrales.
De bijdrage van producenten aan de netkosten zorgen ervoor dat de nettarieven voor afnemers op het elektriciteitsnet in beginsel lager vastgesteld kunnen worden. Op deze manier is het mogelijk dat afnemers erop vooruitgaan.
De verslechterde concurrentiepositie van Nederlandse elektriciteitscentrales kan tegelijkertijd zorgen voor nieuwe problemen die de netkosten verhogen. Netbeheer Nederland benoemt dat er bepaalde centrales nodig blijven om netondersteunende diensten te leveren en voor congestiemanagement. Indien deze centrales dreigen te sluiten als gevolg van een invoedingstarief kan het nodig zijn dat netbeheerders hogere vergoedingen moet gaan betalen om deze centrales open te houden. Een gevolg kan ook zijn dat er (hogere) vergoedingen betaald worden via een capaciteitsmechanisme. Dergelijke effecten zijn zeer moeilijk in te schatten en het netto-effect op de elektriciteitskosten van afnemers is daardoor onzeker.
Deze verslechtering van de concurrentiepositie zou beperkt blijven wanneer de invoering van het invoedingstarief meer gekoppeld zou worden aan Europese ontwikkelingen of de situatie in onze buurlanden. De ACM heeft aangegeven dat zij rekenschap geeft van de tariefstructuren en ervaringen in omringende landen.

Vraag 6

Welke gevolgen heeft een invoedingstarief voor de leveringszekerheid van elektriciteit?

Een invoedingstarief kan, met name wanneer deze sterk afwijkt qua hoogte of vormgeving van invoedingstarieven in het buitenland, een negatieve invloed hebben op de mogelijkheid van productiecentrales en batterijen om hun jaarlijkse vaste kosten terug te kunnen verdienen. Deze partijen zijn naar verwachting echter nodig om bij te dragen aan de voorzieningszekerheid van elektriciteit. Gegeven het voornemen om met een capaciteitsmechanisme de leveringszekerheid te borgen, is het echter onwaarschijnlijk dat een invoedingstarief zal leiden tot een verslechtering van de voorzieningszekerheid. Wel kan een invoedingstarief de kosten van een capaciteitsmechanisme verhogen.

Vraag 7

Kunt u uiteenzetten wat de ACM onder het voorgenomen invoedingstarief verstaat, welke definitie van «grote producenten» wordt gehanteerd en worden er uitzonderingen overwogen?

Een invoedingstarief is een tarief dat aangeslotenen moeten betalen om elektriciteit in te voeden op het net. Voor de infrastructuurgerelateerde kosten van het elektriciteitsnet geldt een Europees-wettelijk vastgelegd maximumtarief voor invoeders. Voor de systeemkosten (kosten voor inkoop congestie- en balanceringsdiensten en netverliezen) geldt geen Europese begrenzing.
De ACM is voornemens om het invoedingstarief op dit moment alleen uit te werken voor grootverbruikers. Dit zijn gebruikers met een aansluiting met een aansluitcapaciteit van meer dan 3 keer 80 Ampère, hier vallen onder andere onder wind op zee, kerncentrales, gascentrales, windparken en zonneparken. Voor kleinverbruikers wordt momenteel een nieuwe nettariefstructuur uitgewerkt en de ACM wil dit proces niet doorkruisen. Voor kleinschalige zon op dak, bijvoorbeeld op een woonhuis, gaat het invoedingstarief dus niet gelden.
De ACM heeft nog geen definitieve keuzes gemaakt over uitzonderingen. Het consultatiedocument van de ACM bespreekt de mogelijkheid van een uitzondering voor producenten op zee en voor bi-directionele gebruikers (waaronder batterij-opslag). De ACM heeft hier nog geen besluit over genomen.

Vraag 8

Op basis van welke wettelijke grondslag en (tarief)codes heeft de ACM volgens u de bevoegdheid om een invoedingstarief in te voeren, en welke formele rol heeft u de daarbij (welke interventies zijn wél/niet mogelijk)?

De Europese Elektriciteitsrichtlijn schrijft dwingend voor dat de onafhankelijke nationale regulerende instantie, in Nederland de ACM, exclusief bevoegd moet zijn om de tarieven of tariefreguleringsmethode en de tariefstructuren van netbeheerders vast te stellen of goed te keuren. In het Nederlands recht is dit geïmplementeerd in de Energiewet. De bevoegdheid voor de ACM om de tarieven en tariefreguleringsmethode vast te stellen is vastgelegd in artikel 3.106, eerste lid, in combinatie met artikel 3.107 van de Energiewet. Voorts moeten op grond van artikel 3.107, vierde lid van de Energiewet tariefstructuren worden opgesteld die ingevolge artikel 3.119 in combinatie met de artikelen 3.120 en 3.121 van de Energiewet die goedkeuring moeten hebben van de ACM en de ACM kan daarvoor ook zelf voorstellen indienen als zij dat nodig acht. De Minister heeft hierbij geen rol en kan ook geen instructies geven aan de ACM gelet op de onafhankelijkheid van de ACM, zoals onder meer volgt uit de artikelen 9 en 10 van de Instellingswet Autoriteit Consument en Markt.

Vraag 9

Klopt het dat u bij brief van 25 april 2025 (p. 13) waarschuwt dat een invoedingstarief bij nieuwe projecten leidt tot een hogere onrendabele top en daarmee meer subsidie? Kunt u de onderliggende berekeningen aan de Kamer sturen?2

De kwalitatieve aanname dat een invoedingstarief bij nieuwe projecten resulteert in een hogere onrendabele top klopt. Het invoedingstarief zullen producenten moeten betalen per eenheid energie die zij invoeden in het elektriciteitsnet. Het zorgt daardoor voor een hogere kostprijs van de productie van elektriciteit. Producenten zullen dit proberen door te berekenen in de verkoopprijs. Het lijkt waarschijnlijk dat producenten dit slechts gedeeltelijk kunnen doen. Voor het deel dat dit tarief niet kan worden doorberekend, resulteert dit in een hogere onrendabele top van hernieuwbare elektriciteit. Deze onrendabele top vertaalt zich in een hogere subsidiebehoefte. In het geval van zon-PV en windenergie op land en op zee zal stimulering vanaf 2027 door middel van CfD's plaatsvinden, welke het verschil tussen de kostprijs en de marktprijs van elektriciteit dekken. Dat betekent dat er bij invoering van een invoedingstarief meer middelen nodig zijn om dezelfde hoeveelheid elektriciteit uit hernieuwbare energieprojecten te produceren.
Zonder een concreet voorstel van de ACM voor een invoedingstarief is het niet mogelijk om de effecten en extra subsidiebehoefte goed uit te rekenen.

Vraag 10

Kunt u uitsluiten dat huishoudens, het midden- en kleinbedrijf en de industrie per saldo meer gaan betalen door invoering van een invoedingstarief? Zo nee, welke maatregelen neemt u om dit te voorkomen? En hoe hoog is de stijging?

Zoals hierboven aangegeven is geen duidelijkheid over de vormgeving, hoogte, invoerdatum en overgangsperiode voor het invoedingstarief. De totale systeemkosten zijn daarnaast ook afhankelijk van andere factoren, die zeer moeilijk zijn in te schatten. Het kabinet kan op dit moment daarom niet uitsluiten of bevestigen dat aangeslotenen per saldo meer gaan betalen door de invoering van een invoedingstarief. Noch kan het kabinet vooruitlopen op eventuele compenserende maatregelen of een betrouwbare inschatting geven van de hoogte van een eventuele stijging.

Vraag 11

Heeft u er kennis van genomen dat in de aangeleverde informatie wordt gesteld dat Nederlandse (gas)centrales efficiënter zijn maar door het invoedingstarief «na» Duitse centrales in de merit order kunnen komen? Herkent u dit mechanisme en wat betekent dit voor prijsniveau en de systeemkosten?

Dit is inderdaad een mogelijk gevolg van de invoering van een invoedingstarief, afhankelijk van de vormgeving van het tarief en ontwikkelingen in Nederland en Duitsland. De Duitse en Nederlandse elektriciteitsmarkten zijn goed met elkaar geïntegreerd en een vervanging van Nederlandse door Duitse producenten in de merit order is mogelijk bij een voldoende hoog, Nederlands invoedingstarief. Indien Nederland een relatief hoog invoedingstarief zou invoeren en Duitsland niet, ontstaat er een ongelijk(er) speelveld tussen Nederlandse en Duitse elektriciteitsproducenten.
Zoals toegelicht in het antwoord op vraag 5 is het uiteindelijke effect op het prijsniveau en de systeemkosten zeer moeilijk in te schatten en afhankelijk van eventueel flankerend beleid en ontwikkelingen in het buitenland.

Vraag 12

Klopt het dat Duitsland, de grootste handelspartner van Nederland, geen vergelijkbaar invoedingstarief kent? Hoe is dit geregeld in de overige landen waarmee Nederland via interconnecties op het elektriciteitsnet is aangesloten (België, het Verenigd Koninkrijk, Noorwegen en Denemarken)? En welke inzet pleegt u om te voorkomen dat Nederland zich uit de markt prijst of eenzijdig nadeel creëert?

Elk land heeft een eigen stelsel voor de nettarieven, in de EU-lidstaten gebaseerd op gezamenlijke Europese principes zoals «de gebruiker betaalt». De vormgeving en hoogte van de nettarieven is divers, niet altijd direct vergelijkbaar en bovendien in beweging. Op basis van een relatief recente studie van de Europese toezichthouder ACER naar de nettarieven in Europa en een onderzoek van Sia Partners, uitgevoerd in opdracht van de Belgische transmissiesysteembeheerder Elia uit 2023 is niettemin enige informatie beschikbaar over het invoedingstarief in de met Nederland verbonden lidstaten en derde landen.3
Sia heeft het «gewogen gemiddelde invoedingstarief» in kaart gebracht. Dit omvat uitsluitend gereguleerde nettariefcomponenten voor invoeding van elektriciteit.
Land
Gewogen gemiddeld invoedingstarief 2022 (€/MWh)
Nederland
0,02
Duitsland
0,00
België
0,62
Verenigd Koninkrijk
18,99
Noorwegen
2,50
Denemarken
0,55
Bij deze cijfers wordt het volgende opgemerkt:
Zoals uitgewerkt in de antwoorden op vraag 8 heeft het kabinet geen formele rol bij het vormgeven van de tariefregulering. In gesprek met de ACM heeft het kabinet de nadelige gevolgen die een invoedingstarief kan hebben op de energiemarkt benadrukt en haar verzocht daar zo veel mogelijk rekening mee te houden.

Vraag 13

Als u erkent dat de maatschappelijke en budgettaire gevolgen groot kunnen zijn, bent u dan bereid het wettelijk kader zo aan te passen dat dit type tariefwijziging niet kan worden doorgezet?

Zoals blijkt uit het antwoord op vragen 8 en 12 staat het nationale wettelijk kader dit niet toe. Het Europese wettelijk kader biedt daar ook geen ruimte voor. De Europese Elektriciteitsrichtlijn schrijft dwingend voor dat de onafhankelijke nationale regulerende instantie, in Nederland de ACM, exclusief bevoegd moet zijn om de tarieven of tariefreguleringsmethode en de tariefstructuren van netbeheerders vast te stellen of goed te keuren. Daarbij mag de onafhankelijke nationale regulerende instantie geen instructies verlangen of ontvangen van regeringen of andere publieke of private partijen, waaronder ook de nationale wetgever. Dat heeft het Europese Hof van Justitie in een aantal uitspraken in 2020 en 2021 nog eens bevestigd.

Vraag 1

Waren Logius, de overheid in brede zin, de betrokken Minister(s) en/of het kabinet – al dan niet in combinatie – vooraf op de hoogte van de overname van Solvinity (het bedrijf achter het DigiD-platform), vóórdat dit publiekelijk bekend werd?

In maart 2025 heeft Solvinity onder embargo de directeur van Logius medegedeeld dat de eigenaar van Solvinity op zoek was naar een overnamekandidaat. Op verzoek van de directeur Logius is dit embargo deels opgeheven, zodat hij dit bericht met een beperkt aantal personen van het kerndepartement van het Ministerie van BZK kon delen in mei 2025.
In april 2025 heeft Solvinity onder embargo ook een directeur bij het Ministerie van JenV geïnformeerd dat de eigenaar van Solvinity op zoek was naar een overnamekandidaat.
Het Ministerie van BZK en het Ministerie van JenV hebben de naam van de overnamekandidaat vernomen op de dag van de bekendmaking van de overname in de media (5 november jl.).

Vraag 2

Zo ja: op welk moment is (één van) deze overheidspartijen hierover voor het eerst geïnformeerd?

Zie antwoord vraag 1.

Vraag 3

Heeft de overheid, of één van haar diensten, de mogelijkheid gekregen om Solvinity zelf over te nemen of in eigen handen te brengen?

De overheid is als (grote) afnemer geïnformeerd over het feit dat de eigenaar van Solvinity op zoek was naar een overnamekandidaat. Tevens is door Solvinity gepeild bij Logius en het Ministerie van JenV of de overheid geïnteresseerd is om Solvinity over te nemen. De overheid of een van haar diensten heeft niet overwogen om Solvinity zelf over te nemen of in eigen handen te brengen.
Het kabinet hecht aan het uitgangspunt dat publiek eigenaarschap of het actief beïnvloeden van de eigendomsstructuur van bedrijven niet behoort tot de kerntaken van de overheid en geen doel op zich is. Eigenaarschap van bedrijven is in principe een marktaangelegenheid. Wel beschikt Nederland over een breed instrumentarium ter borging van de economische veiligheid, waaronder de continuïteit van vitale (overheids)processen. Dit bestaat onder andere uit het stelsel van investeringstoetsing, exportcontrolebeleid, en beveiligingsmaatregelen in het vitaal stelsel, zoals toegelicht in de Kamerbrief van 1 juli 2025.1
Ten behoeve van toekomstige vergelijkbare gevallen wordt een procedure ontwikkeld om bij mogelijke wisseling van zeggenschap bij leveranciers van vitale en kritieke dienstverlening van de overheid, de informatie die contracthouders ontvangen van leveranciers, ook gestroomlijnder te delen met de ambtelijke en politieke top van de betrokken ministeries. Hiervoor wordt een handelingskader opgesteld.
De snel veranderende geopolitieke situatie en veranderde machtsverhoudingen in de wereld, vragen om een overheidsbrede aanpak in de waarborging van onze digitale autonomie en soevereiniteit. Hiervoor is in december 2025 een visie op digitale autonomie en soevereiniteit van de overheid gepubliceerd als onderdeel van de Nederlandse Digitaliseringstrategie (NDS). In de herziening van het cloudbeleid wordt explicieter aangegeven hoe risico’s ten aanzien van extraterritoriale inmenging moeten worden beoordeeld. Daarnaast zijn er verscheidene aanstaande Europese initiatieven, zoals het wetsvoorstel voor een Cloud and AI Development Act en de aanbeveling van de Europese Commissie voor een single EU-wide cloud policy for public administrations and public procurement.2

Vraag 4

Zo ja: wat is er met die informatie en/of mogelijkheid gedaan, en welke afwegingen zijn daarbij gemaakt?

Zie antwoord vraag 3.

Vraag 5

In hoeverre is de Kamer hierover tijdig, juist en volledig geïnformeerd?

In de beantwoording van de Kamervragen van het lid Kathmann is eerder gemeld dat onder embargo is medegedeeld dat de eigenaar van Solvinity op zoek was naar een overnamekandidaat.3

Vraag 6

Zou u vanwege het aanstaande debat over de overname deze vragen met urgentie willen beantwoorden?

Hierbij zijn uw vragen met urgentie en voor het aanstaande debat beantwoord.

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht dat netbeheerders Alliander (Liander), Enexis en Stedin onderdelen voor circa vier miljoen (slimme) meters betrekken van Kaifa uit China?1, 2, 3

Ja, ik ben bekend met deze berichtgeving. Zoals aangegeven in de beantwoording van eerdere Kamervragen over deze berichtgeving (Kamerstuk 2025Z227414) gaat het in dit nieuwsbericht over de meetmodule, een onderdeel van de slimme meter dat alleen het elektriciteitsverbruik op digitale wijze meet. Deze meetmodule introduceert daarmee geen risico voor de leveringszekerheid van energie.
De verzending en de versleuteling van data naar de netbeheerders en de communicatie met andere apparaten loopt niet via deze meetmodule. De meetmodule bevat ook geen schakelaar en kan niet op afstand worden uitgeschakeld waardoor er geen effect is op de beschikbaarheid van energie. De leveranciers van het betreffende onderdeel en andere niet-geautoriseerde partijen kunnen niet meelezen met de data van de nieuwe generatie slimme meter. De veiligheid van de data wordt door de netbeheerders gewaarborgd door middel van encryptie en autorisaties. Het kabinet is tegen deze achtergrond van oordeel dat de betreffende inkoop geen ontoelaatbaar risico vormt voor Nederlandse consumenten. Zie voor een verdere toelichting op dataveiligheid ook de antwoorden op vraag 7, 8 en 9 in Kamerstuk 2025Z22741.5

Vraag 2

Is deze gunning volgens uw beoordeling wenselijk? Zo ja, waarom? Zo nee, waarom niet?

Zie antwoord vraag 1.

Vraag 3

Klopt het dat het hier gaat om een aanbesteding/gunning voor «sensoronderdelen» en kunt u de Kamer een feitenoverzicht sturen met scope, aantallen, contractwaarde, looptijd, opties en betrokken entiteiten, inclusief Kaifa Technology Netherlands?

Zoals toegelicht in het voorgaande antwoord gaat het hier over de meetmodule, een onderdeel van de slimme meter dat het elektriciteitsverbruik op digitale wijze meet.
De netbeheerders hebben – conform Europese aanbestedingsregels – deze component gegund middels een aanbesteding met openbare selectie. Het gevraagde feitenoverzicht is te vinden in het door de netbeheerders openbaar gepubliceerde aanbestedingsdocument. In het aanbestedingsdocument is opgenomen dat de verwachte aantallen voor deze meetmodule 7.933.740 eenheden zijn en de contractwaarde € 592.517.432 is. De totale opdracht zal worden geleverd door 2 leveranciers: 60% door Kaifa Technology Netherlands B.V. uit China en 40% door Sagemcom Energy & Telecom uit Frankrijk. De afzonderlijke netbeheerders zijn overeenkomsten aangegaan voor een initiële periode van acht jaar, met de mogelijkheid tot verlenging met 3 keer 2 jaar. Het is aan de netbeheerders om te beslissen of zij gebruik maken van deze verlengingsoptie. Verdere details zijn te vinden in het aanbestedingsdocument dat is opgesteld door de netbeheerders.6

Vraag 4

Kunt u toelichten welke onderdelen van de meter(s) uit China komen (sensor, printplaten, communicatiemodule, firmware, etcetera) en welke onderdelen in Nederland en de Europese Unie worden geproduceerd of geassembleerd?

In de nieuwe generatie slimme meter zijn in de basis vijf separate componenten te onderscheiden die ieder apart worden ingekocht.
(1) Basis elektriciteit meetmodule (hardware). Deze inkoop is verlopen zoals beschreven in de beantwoording van deze Kamervragen en in Kamerstuk 2025Z227417.
(2) De gateway (hardware met een besturingssysteem). Voor dit onderdeel loopt op dit moment de aanbestedingsprocedure. Als eis is assemblage en productie van kritieke onderdelen in een GPA-land opgenomen.8
(3) De applicatielaag (software). Dit onderdeel is gegund aan een Nederlandse partij.
(4) De gasmeter (hardware). Dit onderdeel is gegund aan twee Europese leveranciers.
(5) De Public Key Infrastructure (encryptie). Bij dit onderdeel zijn vertrouwelijke veiligheidsmaatregelen toegepast en het onderdeel wordt geleverd door een Nederlandse partij.

Vraag 5

Kunt u bevestigen welke (in)directe staatsinvloed er is en hoe dit is meegewogen in de risicoafweging, aangezien in de berichtgeving wordt gesteld dat China Electronics Corporation (CEC) een belang van 35% heeft in Kaifa?

Dat er mogelijk sprake kan zijn van (in)directe staatsinvloed is een van de redenen geweest waarom de netbeheerders een risicoanalyse hebben uitgevoerd. Hierbij is onder andere gekeken naar cyber- en energie leveringszekerheidsrisico’s, zoals beïnvloeding op afstand, ongeautoriseerde toegang tot meterdata, alsook naar productleveringszekerheidsrisico’s.
Voor de verschillende onderdelen van het systeem is een uitgebreide marktconsultatie gedaan. Voor de componenten die niet als risicovol beschouwd zijn, is gekozen voor maximale concurrentie om de maatschappelijke kosten zo laag mogelijk te houden.
Om zo goed mogelijk te verifiëren of er eventueel sprake zou zijn van een inschrijving onder kostprijs, hebben de netbeheerders een uitvraag gedaan bij de Europese Commissie in het «Foreign Subsidies Regulation» mechanisme. Het Foreign Subsidies Regulation (FSR) is een EU-verordening die bedoeld is om oneerlijke concurrentie op de interne markt tegen te gaan wanneer bedrijven financiële steun krijgen van landen buiten de EU. Uit deze melding heeft de Europese Commissie geen belemmeringen waargenomen en gecommuniceerd aan de netbeheerders.

Vraag 6

Is vooraf door of namens het kabinet een nationale veiligheids- of ketenafhankelijkheidsanalyse uitgevoerd voor deze aanbesteding (AIVD/MIVD/NCTV/RDI of anders)? Zo ja, door wie en met welke hoofdconclusies? Zo nee, waarom niet?

Zoals ook toegelicht in beantwoording van eerdere Kamervragen9 hebben de netbeheerders een risicoanalyse en onderzoek uitgevoerd. Hierbij is gebruik gemaakt van verschillende analyses, waaronder het Dreigingsbeeld Statelijke Actoren (DBSA) en het Cybersecuritybeeld Nederland, beide gepubliceerd door de NCTV. Daarnaast hebben de netbeheerders de Algemene Inlichtingen- en Veiligheidsdienst (AIVD) bevraagd over risico's in dit aanbestedingstraject. In overleg met de netbeheerders en het Ministerie van Klimaat en Groene Groei heeft de AIVD in algemene zin het dreigingsbeeld, conform bovengenoemde analyses, geschetst op het concept van de nieuwe generatie slimme meter.
De nieuwe generatie slimme meters is opgebouwd uit verschillende hard- en softwarecomponenten en voor ieder van deze componenten geldt een ander risicoprofiel. De berichtgeving gaat over de meetmodule, een onderdeel van de slimme meter dat het elektriciteitsverbruik op digitale wijze meet. Zoals beantwoord in Kamerstuk 2025Z2274110, kent de elektriciteit meetmodule daardoor een laag risicoprofiel. Mede op basis van deze informatie hebben de netbeheerders maatregelen toegepast waarmee er geen ontoelaatbaar risico is. Het betreft mitigerende maatregelen ten aanzien van de energie- en productleveringszekerheid en dataveiligheid.

Vraag 7

Heeft u in dit dossier geïntervenieerd of een toets gevraagd, aangezien in 2022 door het kabinet is gesteld dat de overheid bij een Nederlands project kan interveniëren als de nationale veiligheid in het geding is? Zo nee, waarom is dit niet als «veiligheidsdossier» behandeld?

Zie antwoord vraag 6.

Vraag 8

Vindt u (slimme) energiemeters, gezien hun rol in netbeheer en gegevensverwerking, onderdeel van vitale infrastructuur of «kritieke ketencomponenten»? Welke definitie hanteert u, en wie beslist daarover?

Binnen de Aanpak Vitaal11 zijn door het kabinet processen binnen de energiesector aangemerkt als vitaal. Het betreft elektriciteit (transport, distributie en productie van elektriciteit op land en op zee) en gas (transport, distributie, productie, hervergassing en opslag van gas op land en op zee)12. Een vitaal proces is een proces waarvan uitval, verstoring of manipulatie tot dusdanig ernstige effecten kan leiden dat dit de nationale veiligheid kan schaden en daarmee maatschappelijke ontwrichting kan veroorzaken.
Binnen deze processen gelden de regionale netbeheerders als vitale aanbieders. De regionale netbeheerders Alliander, Enexis en Stedin verwerven gezamenlijk de nieuwe slimme meter. De netbeheerders hebben zelf de verantwoordelijkheid om de mate waarin een component kritiek is vast te stellen en daar ook rekening mee te houden bij hun verwervingstrategieën. De Minister van Klimaat en Groene Groei kan, indien nodig, de netbeheerders opdragen om maatregelen te treffen.

Vraag 9

Netbeheer Nederland stelt dat het om een meetsensor zonder schakelaar of telecommunicatietechnologie gaat en dat audits niets hebben opgeleverd; welke audits waren dit (scope, frequentie, onafhankelijke partij, bevindingen) en kan de Kamer inzage krijgen?

De audit rapporten zijn vertrouwelijk omdat deze bedrijfsgevoelige informatie bevatten. De netbeheerders hebben contractueel vastgelegd deze concurrentiegevoelige informatie niet te delen.

Vraag 10

Kunt u uitsluiten dat via deze componenten (direct of indirect) manipulatie van meetwaarden, (direct of indirect) aanvallen op de toeleveringsketen of ongeautoriseerde toegang tot meterdata mogelijk is? Zo nee, zijn er mitigatieplannen aanwezig door het Rijk dan wel de netbeheerders, die de risico’s zoveel als mogelijk beperken?

Zie antwoord vraag 1.

Vraag 11

Hoe borgt u dat burgers niet worden gedwongen een meter te accepteren waarvan de risico’s niet transparant zijn beoordeeld, aangezien de Energiewet per 1 januari 2026 is ingegaan en de vervanging van analoge meters verplicht maakt (meewerkingsplicht)?

Bij de vervanging van de laatste analoge meters wordt dit jaar en volgend jaar nog de huidige (5e generatie) slimme meter aangeboden en nog niet de nieuwe meter, aangezien de bestaande voorraad naar verwachting strekt tot in het najaar van 2027. Consumenten kunnen de vervanging van een oude analoge meter met de Energiewet niet meer weigeren, maar er zijn wel twee alternatieven als iemand bezwaar heeft tegen het op afstand uitlezen van de meter. Zo kan de communicatiefunctionaliteit van de slimme meter op verzoek van de afnemer worden uitgezet. Ook kan worden gekozen voor een zogeheten digitale meter. Beide meten verbruik en invoeding apart. Als consumenten hiervoor kiezen, moeten ze net als nu wel de meterstanden zelf blijven doorgeven aan de energieleverancier.

Vraag 12

Welke aanbestedingsruimte hebben netbeheerders benut om leveringszekerheid, staatsinvloeden en cybersecurity als (uitsluitings)criteria te hanteren, en welke ruimte is volgens u onbenut gebleven?

Zoals beantwoord in Kamerstuk 2025Z2274113 is de slimme meter modulair ontworpen en is voor de afzonderlijke componenten een risicobeoordeling opgesteld. De beschikbare analyses en informatie zijn bij het opstellen van deze risicobeoordelingen meegenomen. De risicobeoordeling heeft geresulteerd in mitigerende maatregelen, waaronder die ten aanzien van productleveringszekerheid en dataveiligheid.
Daarnaast zijn de netbeheerders gehouden aan de nationale en Europese aanbestedingsregels. Ter verdere bevordering van de bescherming van vitale processen in de energiesector zijn in de nieuwe Energiewet – die sinds 1 januari van kracht is – regels opgenomen voor de bescherming van deze processen. Deze regels worden momenteel nader uitgewerkt in onderliggende regelgeving.

Vraag 13

Zijn Europese leveranciers in dit traject aantoonbaar in staat geweest om mee te dingen en te leveren (volume/tijd), en kunt u de Kamer informeren welke Europese aanbieders zijn afgevallen en om welke redenen?

Ja, Europese aanbieders hebben zich kunnen inschrijven voor deze aanbesteding. De netbeheerders hebben – conform Europese aanbestedingsregels – dit onderdeel gegund middels een openbare aanbesteding. Er is geen restrictie geweest op deelname uit landen. Iedere aanbieder heeft kunnen inschrijven voor de selectiefase van de aanbesteding. Gekwalificeerde aanbieders konden in de gunningsfase van de aanbesteding een aanbieding doen.
Kandidaten kunnen niet openbaar gemaakt worden. Deze gegevens zijn bedrijfsvertrouwelijk en concurrentiegevoelig. De gegunde leveranciers bestaan uit Kaifa Technology Netherlands B.V. en Sagemcom Energy & Telecom SAS. Dit is weergegeven op Tenderned.14

Vraag 14

Is onderzocht of sprake is van een abnormaal lage inschrijving (onder kostprijs) en/of een verstorend effect van staatssteun? Zo ja, wat was de uitkomst. Zo nee, waarom niet?

Zie antwoord vraag 5.

Vraag 15

Welke scenario’s zijn uitgewerkt voor het geval leveringen/onderhoud/updates vanuit China (tijdelijk) wegvallen door geopolitieke spanningen, en welke buffer/alternatieve leveranciers zijn (contractueel) geborgd?

Zoals beantwoord in Kamerstuk 2025Z2274115 zijn betrouwbare waardeketens voor vitale energie-infrastructuur essentieel voor het waarborgen van de leveringszekerheid en onze nationale veiligheid. Leveringszekerheid in de product waardeketen is één van de onderdelen van de risicoanalyse die is uitgevoerd door de netbeheerders. Om risico’s ten aanzien van de leveringszekerheid te mitigeren, is onder andere besloten voor elke hardware component in de slimme meter voor twee verschillende leveranciers te kiezen. Eén van de twee leveranciers dient afkomstig te zijn uit een land dat partij is bij de multilaterale Overeenkomst inzake overheidsopdrachten (Government Procurement Agreement – GPA).16 In dit geval betekent dit dat de meetmodule die Kaifa Technology levert, ook wordt geleverd door het Franse Sagemcom. Indien noodzakelijk kunnen de netbeheerders een beroep doen op de Franse leverancier om alle leveringen over te nemen en de dienstverlening te continueren. Dit houdt in dat, indien één van de partijen niet in staat is om te leveren, de andere partij over voldoende capaciteit beschikt om de levering tot 100% te continueren. Hierdoor is de leveringszekerheid van dit onderdeel geborgd. Voor dit leveranciersmodel is ook gekozen om de Europese productie van meetmodules te versterken en beschikbaar te houden.

Vraag 16

Welke concrete artikelen en AMvB’s in de huidige Energiewet geven netbeheerders nu wél/geen handvatten om hoog-risico leveranciers te weren bij (digitale/slimme) meters, aangezien in 2022 het kabinet aangaf dat wijzigingen (o.a. mogelijkheid tot gebruik Aanbestedingswet Defensie en Veiligheid) in de Energiewet zouden landen?

Netbeheerders hebben op grond van de Energiewet de verplichting om de veiligheid en betrouwbaarheid van de netten en het transport over de netten op de meest doelmatige wijze te waarborgen. Daarnaast geldt de verplichting de netten te beschermen tegen invloeden van buitenaf. Dit is een wettelijke taak van netbeheerders.
De netbeheerders kunnen via drie kaders producten of diensten aanschaffen. Deze kaders hebben ieder in meer of mindere mate mogelijkheden om de veiligheid van de producten en diensten en daarmee de nationale veiligheid te waarborgen.17 Er zijn veiligheidsmaatregelen mogelijk in de Aanbestedingswet 2012 (AW2012), de Aanbestedingswet op Defensie en Veiligheidsgebied (ADV) en er kan gebruik gemaakt worden van het inroepen van artikel 346 van het Verdrag betreffende de Werking van de Europese Unie.18
Om een veilige energietransitie te borgen, heeft het kabinet besloten de mogelijkheden voor de netbeheerders om veiligheidsmaatregelen te nemen uit te breiden en te uniformeren. Er wordt tevens verkend in hoeverre harmonisatie van bevoegdheden op termijn mogelijk en wenselijk is, met het oog op een meer uniforme en uitvoerbare systematiek. De nieuwe Energiewet creëert onder artikel 3.18 de bevoegdheid voor de Minister van Klimaat en Groene Groei om aanvullende eisen te stellen aan kritieke processen van de netbeheerders ter bescherming van de nationale veiligheid. Deze regels worden momenteel nader uitgewerkt in onderliggende regelgeving. Hierdoor wordt het voor de netbeheerders gemakkelijker om gebruik te maken van de veiligheidsmaatregelen in de hierboven beschreven wettelijke kaders.
Daarnaast heeft het Ministerie van Justitie en Veiligheid momenteel in de onderliggende conceptwetgeving van de Wet weerbaarheid kritieke entiteiten en de Cyberbeveiligingswet, te weten het Besluit weerbaarheid kritieke entiteiten en het Cyberbeveiligingsbesluit, een artikel opgenomen waarbij entiteiten verplicht kunnen worden om bepaalde producten of diensten van specifieke leveranciers niet te gebruiken. De desbetreffende vakminister kan een dergelijke bevoegdheid inzetten – in overeenstemming met de Minister van Justitie en Veiligheid – indien dat noodzakelijk is om risico’s voor de nationale veiligheid te voorkomen, te beperken of te beheersen. De vakminister dient hiervoor een beoordelingskader te doorlopen en aan de hand daarvan te bepalen of er al dan niet sprake is van de noodzaak om de verplichting op te leggen.

Vraag 17

Bent u bereid om zo spoedig mogelijk met een kader voor vertrouwde leveranciers voor vitale energiecomponenten (incl. meters) te komen, met heldere criteria (staatsinvloed, ketentransparantie, cybersecurity) en een toetsingsproces voor netbeheerders?

Zie antwoord vraag 16.

Vraag 1

Kunt u bevestigen dat volgens Netbeheer Nederland het aantal unieke verzoeken op de wachtlijst midden- en laagspanning in 2025 is opgelopen tot 14.044 en het wachtlijstvermogen tot 9,1GW?1

Ja. Volgens de laatste cijfers van Netbeheer Nederland (stand op 1 juli 2025) en zoals gecommuniceerd in de Kamerbrief Aanpak Netcongestie van oktober jl. staan er 14.044 verzoeken van grootverbruikers in de wachtrij voor midden- en laagspanning bij de regionale netbeheerders, voor afname van in totaal 9,1 GW. Daarnaast staan er 8.539 verzoeken van grootverbruikers voor invoeding op midden- en laagspanning bij de regionale netbeheerders op de wachtrij, met een totaal vermogen van 4,6 GW.2 In maart 2026 zal Netbeheer Nederland met een update van deze cijfers komen.

Vraag 2

Hoeveel aanvragen op wachtlijsten betreffen (a) MKB, (b) grootverbruik/industrie, (c) maatschappelijke instellingen, en wat zijn de mediane wachttijden per categorie en regio?

Informatie over hoeveel partijen er van verschillende categorieën op de wachtlijst staan is niet beschikbaar. In de meest recente voortgangsrapportage netcongestie3 is wel aangegeven dat er 362 partijen in de prioriteitscategorie nationale veiligheid en 295 partijen in de prioriteitscategorie basisbehoeften op de wachtrij staan. Dit zijn met name (maatschappelijke) instellingen, maar kunnen ook bedrijven zijn die vallen onder een van deze categorieën uit het prioriteringskader. De netbeheerders werken aan het verbeteren van het inzicht in de categorieën van bedrijven op de wachtrij. De mediane wachttijd van partijen op de wachtrij is niet beschikbaar. De capaciteitskaart van Netbeheer Nederland4 laat wel zien wanneer de belangrijkste knelpunten per gebied zijn opgelost en geven daarmee een indicatie van de wachttijd per gebied.

Vraag 3

Deelt u de analyse dat netcongestie zowel schaalvergroting als verduurzaming vertraagt en dat in regionale industrie bijna driekwart van verduurzamingsplannen niet tijdig kan doorgaan door tekort aan energie-infrastructuur?

Netcongestie zit inderdaad zowel uitbreiding als verduurzaming van bedrijven in de weg. In de cluster energiestrategie (CES) van cluster 6, waar de regionale industrie gevestigd is, is inderdaad opgenomen dat 73% van de verduurzamingsplannen niet voor 2030 kan doorgaan door het ontbreken van energie-infrastructuur (publicatie januari 2025). De grootste knelpunten die in het rapport worden genoemd zijn, naast netcongestie, de lange afstand tot de hoofdinfrastructuur, het uitblijven van tijdige infrastructuur voor waterstof en CO2, en onvoldoende beschikbaarheid van bio/groen gas en warmte.

Vraag 4

Welke concrete stabiliteits- en veiligheidsmarges leiden er volgens u toe dat netten gemiddeld slechts 30% benut worden, en welke ruimte ziet u voor risicogebaseerde herijking zonder leveringszekerheid te schaden?2

Stabiliteits- en veiligheidsmarges hebben betrekking op het aanhouden van reservecapaciteit. TenneT is wettelijk verplicht om voor het hoogspanningsnet extra componenten aan te leggen (de zogenaamde «vluchtstrook» of reservecapaciteit) zodat stroom beschikbaar blijft tijdens onderhoud of een storing. Uitval op het TenneT-net kan namelijk uitval voor een hele provincie betekenen. Door de grote uitbreidingsopgave van het net zal de gereserveerde ruimte voor onderhoud ook de komende jaren hard nodig zijn. Het Ministerie van KGG onderzoekt samen met de ACM en de netbeheerders de mogelijkheden om het elektriciteitsnet zwaarder te belasten. Hierbij wordt ook geanalyseerd hoeveel procent van het net momenteel gebruikt wordt. Het onderzoek verkent ook de mogelijkheden rondom het nemen van meer risico en mogelijke beleidsopties rondom het zwaarder belasten van het net. Het onderzoek zal eind maart bij de komende voortgangsrapportage worden gedeeld met de Kamer. Hierbij wordt ook gekeken naar de daadwerkelijke gemiddelde benutting van het net. Of dit daadwerkelijk 30% is, is nog niet bekend. Een gemiddelde benutting zegt overigens weinig over de daadwerkelijke benutting in een specifiek gebied. Dit is immers sterk afhankelijk van de specifieke situatie, veiligheidseisen en bijvoorbeeld hoe groot de verwachte groei achter de meter is tot het moment van uitbreiding.
Veiligheidsmarges hebben ook betrekking op de wijze waarop netbeheerders omgaan met de verwachte elektriciteitsvraag. Deze prognoses zijn van belang bij het bepalen of er netcongestie kan optreden. Dit betreft bijvoorbeeld de verwachte toename van de elektriciteitsvraag bij bestaande aansluitingen. Daarbij zijn de voorspellingen en onzekerheden rondom deze groei cruciaal. Het kabinet werkt samen met de netbeheerders, de ACM en het bedrijfsleven aan een doorbraakaanpak voor betere benutting van het net. Het verbeteren van de prognoses maakt hier onderdeel van uit. De Kamer wordt binnenkort geïnformeerd over de uitkomsten van deze doorbraakaanpak.

Vraag 5

Hoeveel «Zeeland-achtige» flexibiliteitsdeals (zoals TenneT-Air Liquide) zijn sinds 2024 gesloten, en welke juridische/financiële/ACM-belemmeringen remmen opschaling?

TenneT heeft nog één andere vergelijkbare afspraak gesloten.6 In beide gevallen werd (een deel van) reeds toegekende vaste («firm») capaciteit omgezet naar een tijdsduurgebonden contract (TDTR). Hierbij kan TenneT het transportrecht maximaal 15% van het aantal uren in het jaar beperken en krijgt het bedrijf een korting op de nettarieven. In beide gevallen was er sprake van specifieke omstandigheden: het bedrijf was bereid reeds toegekende firm capaciteit om te zetten naar flexibele capaciteit en er was genoeg capaciteit beschikbaar op de rustige momenten om de aanvraag in te kunnen passen. De vrijgekomen transportcapaciteit kon vervolgens worden uitgegeven aan partijen op de wachtrij. Deze nieuwe contractvorm is mogelijk sinds 2024.
Naast deze twee zijn er sindsdien nog negentien andere TDTR-contracten gesloten. Dit betreft partijen op de wachtrij die met dit contract (flexibel) konden worden aangesloten, zonder effect op andere partijen op de wachtrij. Flexibiliteit via alternatieve transportrechten zoals de TDTR is vooral aantrekkelijk voor een bedrijf als oplossing om, ondanks de wachtrij, toch (flexibele) transportcapaciteit te kunnen krijgen.
Ruimte voor nieuwe of zwaardere aansluitingen wordt wel gerealiseerd met congestiemanagementproducten (capaciteitssturingscontract en redispatch). Hierbij passen bestaande grote netgebruikers, tegen vergoeding, hun elektriciteitsbehoefte aan wanneer het net overbelast dreigt te raken. Dit maakt het voor de netbeheerder mogelijk om extra aan te sluiten. Bij de volgende voortgangsrapportage in maart wordt het aantal in 2025 afgesloten congestiemanagementcontracten bij de landelijke en regionale netbeheerders gepubliceerd.
In de laatste brief over de voortgang aanpak netcongestie7 zijn de knelpunten benoemd die grootschalige uitrol van alternatieve transportcontracten in de weg staan. Netbeheerders moeten ervaring opdoen met het aan de man brengen van deze nieuwe producten. Zij moeten daarvoor meer transparantie bieden in waar welke flexibiliteit nodig is. Marktpartijen moeten worden bewogen om flexibeler met gebruik en invoeding van elektriciteit om te gaan. Het kabinet werkt samen met de netbeheerders, de ACM en het bedrijfsleven aan een doorbraakaanpak voor betere benutting van het net. Oplossingen om deze knelpunten te doorbreken maken hier onderdeel van uit. De Kamer wordt binnenkort geïnformeerd over de uitkomsten van deze doorbraakaanpak.

Vraag 6

Erkent u dat regionale afstemming over locaties voor energieprojecten tot 10 jaar kan duren en dat dit samenhangt met te weinig ruimtelijke regie op elektriciteitsinfrastructuur? Welke maximale doorlooptijden gaat u hanteren voor locatiekeuze en vergunningen voor netprojecten?3

Het kabinet herkent de duur van 10 jaar voor het gehele realisatieproces van energie-infrastructuurprojecten. Dit omvat meer dan alleen afstemming over locaties. Hierin zit ook technische verkenning, milieu-effectonderzoeken, vergunningverlening volgend op het locatiebesluit, bezwaar- en beroepsprocedures, en de bouw van het project. Het kabinet werkt aan het verkorten van deze totale doorlooptijd, zoals aangegeven in de Kamerbrief «sneller uitbreiden elektriciteitsnet» van 25 april 20259. Onderdeel hiervan is het wetgevingsprogramma netcongestie. Per 1 januari 2026 geldt bijvoorbeeld een standaard gedoogplicht voor onderzoekswerkzaamheden waardoor de voorbereidingen tot locatiekeuze minder vertraging kunnen oplopen.
Het uitgangspunt blijft een zorgvuldig doorlopen proces. Voor vergunningverlening en bezwaar- en beroepsprocedures bestaan vrij scherpe maximale termijnen. Daarom wordt onderzocht hoe processtappen simultaan kunnen verlopen en zo efficiënt mogelijk ingericht om de doorlooptijd te minimaliseren. Met de wettelijke maatregel «Versnelde beroepsprocedure voor elektriciteitsprojecten vanaf 21kV» die uiterlijk begin 2027 in werking treedt, worden stappen in de beroepsprocedure overgeslagen met mogelijk 1,5 jaar verkorting van doorlooptijden. Uiteindelijke inwerkingtreding is afhankelijk van de grondslag in de Wet Regie Volkshuisvesting die momenteel voor behandeling in de Eerste Kamer ligt.
Het kabinet werkt ook aan versnelling van de locatiekeuze binnen de projectprocedure. Een groot deel van deze procedure is door (Europese) wetgeving verplicht, het kabinet onderzoekt de mogelijkheden om binnen deze kaders te versnellen. De doorlooptijd van dit proces kan één of meerdere jaren duren. In verband met de complexiteit en beslag op de ruimte kan dit proces sneller bij 110/150kV projecten dan 220/380kV. Het kabinet werkt aan versnelling met afspraken over het trechteren van locaties. Met steun van gemeenten en provincies kaderen we het afwegen van alternatieve locaties en de inrichting van een zo snel mogelijke én zorgvuldige procedure. Om de ruimtelijke regie verder te versterken wordt er aan de hand van de projectenaanpak ook gewerkt aan het sneller aanwijzen van bevoegd gezag. KGG faciliteert deze snellere aanwijzing door in een vroeg stadium gesprekken te organiseren tussen TenneT en decentrale overheden. Met deze beleidsmatige en wettelijke stappen voorkomen we te lange procedures, versnelt tussentijdse besluitvorming en kan het Rijk ingrijpen bij impasses.
Ook het formatierapport «Routes naar realisatie: keuzes voor het klimaat en de energietransitie»10 gaat in op knelpunten t.a.v. de lange doorlooptijden van energieprojecten en brengt beleidsopties in kaart, zoals proactieve ruimtelijke sturing via actief grondbeleid.

Vraag 7

Kunt u bevestigen dat elektriciteitskosten in Nederland 20–50% hoger liggen dan buurlanden en dat industriële elektriciteitsprijzen tot de helft hoger kunnen zijn? Welke maatregelen neemt u om prijspariteit met België en Duitsland te bereiken en op welke termijn?4

In 2024 en 2025 heeft het kabinet onderzoek laten uitvoeren naar de elektriciteitskosten in Nederland ten opzichte van buurlanden. Hieruit blijkt inderdaad dat de elektriciteitskosten voor industriële grootverbruikers in Nederland fors hoger liggen. In de Kamerbrieven van 25 april 202512 en 16 september 202513 is de Kamer over verschillende maatregelen geïnformeerd die het kabinet op nationaal niveau neemt om de energierekening voor bedrijven en consumenten te verlagen. Zo is de indirecte kostencompensatie ETS (IKC-ETS) verlengd tot en met 2028 en werkt het kabinet opties uit om de nettarieven te verlagen, gericht op besluitvorming door een nieuw kabinet.

Vraag 8

Deelt u de inschatting dat nettarieven richting 2040 meer dan verdubbelen bij ~5% groei per jaar? Hoeveel komt hiervan neer bij huishoudens, MKB en industrie, en welke dempingsopties onderzoekt u?5

De elektriciteitsnettarieven kunnen bij ongewijzigd beleid inderdaad meer dan verdubbelen. Het kabinet heeft dit in de kabinetsreactie op het IBO-rapport Bekostiging van de Elektriciteitsinfrastructuur eveneens aangegeven.15 De geraamde stijging richting 2040 is echter met aanzienlijke onzekerheden omgeven. In de kabinetsreactie op het IBO heeft het kabinet meerdere opties geschetst om de kosten van netbeheerders, en daarmee de tarieven van aangeslotenen, te dempen. Deze opties zijn onder meer energiebesparing, het flexibiliseren van het netgebruik door aangeslotenen, het beter benutten en zwaarder belasten van de netten, locatiesturing en het maken van andere keuzes voor het toekomstig energiesysteem. Zie in onderstaande figuur de verdeling van de groei van de netkosten per categorie aangeslotenen.
Ook het anders verdelen van de kosten in de tijd in de vorm van een zogenoemde amortisatierekening is onderzocht. Hierbij wordt een deel van de kosten doorgeschoven naar toekomstige gebruikers. Op Prinsjesdag heeft het kabinet moeten concluderen dat de rationale en juridische mogelijkheid hiervoor ontbreekt.16 In dezelfde brief geeft het kabinet aan dat ook een eventuele subsidie aan TenneT tot de mogelijkheid behoort om de netkosten te dempen. Een dergelijke maatregel heeft significante en langjarige budgettaire consequenties, zoals ook blijkt uit het formatierapport «Routes naar Realisatie»17. Besluitvorming hierover is aan een nieuw kabinet.

Vraag 9

Bent u bereid de optie uit te werken om de energiebelasting op elektriciteit voor grootverbruik richting het EU-minimum te brengen?

Het kabinet onderschrijft het belang van concurrerende energieprijzen en een gelijk speelveld voor de industrie. Het verlagen van de energiebelasting op elektriciteit kan hieraan bijdragen, zoals ook beschreven in het in het vorige antwoord genoemde rapport Routes naar Realisatie. Het belang van een dergelijke belastingverlaging voor de industrie zal moeten worden afgewogen tegen de doelstellingen van de energiebelasting, namelijk het genereren van overheidsinkomsten en het stimuleren van energiebesparing. Daarbij is ook relevant dat een verlaging van de energiebelasting op elektriciteit slechts een beperkt effect zou hebben op de elektriciteitskosten van grote industriële bedrijven, doordat net- en elektriciteitstarieven een groter onderdeel vormen van de energiekosten, en doordat een deel van de industrie al is vrijgesteld van energiebelasting. Besluitvorming hierover is aan een nieuw kabinet.

Vraag 10

Welke nationale koppen bovenop Europees beleid dragen volgens u aantoonbaar bij aan concurrentienadeel, en welke koppen heroverweegt u in het licht van investeringszekerheid en industriebehoud?6

Er zijn diverse factoren die bijdragen aan concurrentienadeel. Dat kunnen nationale koppen zijn, zoals de CO2-heffing voor de industrie, maar ook een hoger tarief in de energiebelasting of het feit dat in Nederland de volumecorrectieregeling (VCR) – conform EU-regels – is afgeschaft terwijl andere landen deze nog steeds hanteren. Een uitgebreid overzicht van factoren die invloed hebben op het concurrentievermogen is te vinden in de Speelveldtoets19. Daaruit blijkt dat de hoge elektriciteitskosten in vergelijking met buurlanden één van de belangrijkste factoren zijn. Het kabinet probeert dit speelveld gelijker te trekken door onder andere de indirecte kostencompensatie ETS (IKC-ETS) te verlengen. Met het pakket voor Groene Groei20 heeft het kabinet eerder al ingezet op het herstellen van het gelijk speelveld en verbeteren van het concurrentievermogen door het effectief buiten werking stellen van de CO2-heffing en niet invoeren van de plasticsheffing. Tegelijkertijd heeft Nederland relatief veel subsidies voor de industriesector ten opzichte van buurlanden21 en zijn er andere factoren die een positief effect op de concurrentiepositie van de Nederlandse industrie hebben zoals opgebouwde expertise, logistieke hubs, goede infrastructuur en een hoog opgeleide bevolking.

Vraag 11

Deelt u dat netcongestie een belangrijk obstakel is voor AI-proposities en dat hyperscale-datacenters door beleid feitelijk in 340 van 342 gemeenten niet mogelijk zijn?7

Het kabinet erkent dat netcongestie een belangrijk obstakel is. Voldoende datacentercapaciteit is randvoorwaardelijk voor het realiseren van de Nederlandse AI-ambities. Wachtlijsten voor aansluitingen en bouwstops belemmeren de groei van deze sector. Het recente advies van Peter Wennink benadrukt terecht de urgentie om netcongestie aan te pakken via betere netbenutting, flexibiliteit, prioritering en publiek-private samenwerking.
In 2023 is in de algemene maatregel van bestuur (AMvB) in het Besluit kwaliteit leefomgeving (paragraaf 5.1.7.7) een instructieregel opgenomen waaruit volgt dat de bouw van hyperscale datacenters – met een vermogen van meer dan 70 MW en een ruimtebeslag van meer dan 10 hectare – op dit moment inderdaad feitelijk in slechts twee gemeenten mogelijk is. Dit beleid voorziet in landelijke regie op deze zeer grootschalige faciliteiten vanwege hun impact op leefomgeving, energievoorziening en infrastructuur, en is daarmee niet toe te schrijven aan netcongestie. Er bestaan geen landelijke restricties voor vestiging van datacenters onder de drempelwaardes van hyperscale datacenters uit deze AMvB. Grote datacenters kunnen worden gebouwd zolang zij niet tegelijk aan beide criteria voldoen. De besluitvorming hierover is een bevoegdheid van gemeenten en provincies. Zij bepalen of, en onder welke voorwaarden zij datacenters op hun grondgebied toestaan.
Datacenters die onder de criteria van deze AMvB ontwikkeld mogen worden kunnen evengoed een waardevolle bijdrage leveren aan de ontwikkeling van AI-capaciteit en digitale infrastructuur.

Vraag 12

Gezien het projectvoorstel «AI Gigafabriek» >100.000 GPU’s en 250–750 MW IT-capaciteit noemt, welke harde randvoorwaarden stelt het kabinet aan netinpassing, flexibiliteit en restwarmte zodat dit niet tot extra congestie leidt?

De precieze grootte van de omvang van een AI-gigafabriek staat niet vast en kan verschillen per projectvoorstel. AI-infrastructuur vormt de fundering onder moderne AI-modellen en -toepassingen. Het kabinet verwelkomt daarom AI-infrastructuur initiatieven en investeringen waar zij positief bijdragen aan een evenwichtige ontwikkeling van het nationale en Europese AI-ecosysteem.
Dit kunnen volledig private AI-infrastructuur projecten zijn.
Met betrekking tot het specifieke publiek-private Europese AI-gigafabrieken initiatief heeft het kabinet nog geen definitieve besluitvorming afgerond of formele keuze gemaakt om mee te financieren aan een AI-gigafabriek binnen de EuroHPC call voor AI-gigafabrieken die nog opengesteld moet worden.23 De precieze randvoorwaarden voor ondersteuning en co-financiering van een AI-gigafabriek worden op dit moment nog uitgewerkt door de Europese Commissie en zullen bij openstelling van de call bekend zijn. Wel is in de amendering van de EuroHPC-verordening al benadrukt dat voor AI-gigafabrieken energie-efficiëntie en duurzaamheid deel zullen uitmaken van de criteria die de Commissie wil meenemen in het selectieproces.

Vraag 1

Heeft u kennisgenomen van de berichtgeving over mogelijke «kill switch»/remote control-functionaliteiten in elektrische bussen die in Nederlandse concessies worden ingezet?1

Vraag 2

Deelt u de analyse dat openbaar vervoer in de praktijk vitale infrastructuur is en dat digitale afhankelijkheden in rollend materieel daarom een nationaal veiligheids- en continuïteitsvraagstuk kunnen vormen? Zo nee, waarom niet?

Vraag 3

Kunt u bevestigen dat moderne (elektrische) bussen doorgaans beschikken over functionaliteiten voor remote diagnostics en (over-the-air) software-updates, en dat dergelijke functies ook risico’s voor continuïteit en sabotage of ongewenste beïnvloeding kunnen meebrengen?

Vraag 4

Kunt u een landelijk overzicht geven van welke ov-concessies in Nederland momenteel bussen inzetten van Chinese of andere niet-EU leveranciers, welke aantallen het per concessie betreft, en welke partijen het softwarebeheer uitvoeren?

Vraag 5

Is bij het Rijk bekend of in meer Nederlandse concessies bussen rijden of besteld zijn waarbij de fabrikant of een gelieerde partij technisch in staat is om op afstand rijfuncties te beperken, voertuigen stil te zetten, of kritieke subsystemen (zoals aandrijving of batterijmanagement) te beïnvloeden? Zo ja, om welke concessies gaat het? En welke risico’s spelen daar?

Vraag 6

Klopt het dat decentrale concessieverleners niet altijd kunnen uitsluiten dat voertuigen op afstand kunnen worden beperkt of uitgeschakeld? Vindt u het acceptabel dat hierover geen eenduidige landelijke norm bestaat?

Vraag 7

Deelt u de opvatting dat het onwenselijk is wanneer concessieverleners en vervoerders geen harde garanties kunnen geven over het uitsluiten van «op afstand uitzetten door derden»? Welke verantwoordelijkheid ziet u hierin voor het Rijk?

Vraag 8

Bent u bereid om, samen met de relevante veiligheids- en cybersecuritypartners, een landelijke risicoanalyse uit te voeren naar remote access-mogelijkheden in ov-materieel en de afhankelijkheden in de digitale keten (zoals connectiviteit, cloud, onderhoud op afstand en updates)?

Vraag 9

Welke wettelijke en normatieve kaders gelden op dit moment voor cybersecurity en software-updates van bussen en andere vormen van ov-materieel, en hoe is het toezicht en de handhaving daarop in Nederland georganiseerd?

Vraag 10

Acht u deze kaders voldoende specifiek en afdwingbaar om risico’s van ongewenste remote disablement of beïnvloeding in ov-concessies te minimaliseren? Zo ja, waar blijkt dat uit? Zo nee, welke aanvullingen acht u noodzakelijk?

Vraag 11

Welke eisen worden in de praktijk gesteld aan eigenaarschap en controle over beheeraccounts, encryptiesleutels en toegang tot voertuigsystemen, en hoe wordt geborgd dat de concessiehouder/vervoerder niet afhankelijk blijft van de leverancier voor kritieke toegang?

Vraag 12

Welke eisen worden gesteld aan logging, detectie van ongeautoriseerde toegang en incidentrespons rondom digitale verstoringen in het busmaterieel en de bijbehorende backend-systemen?

Vraag 13

Welke eisen worden gesteld aan netwerksegmentatie, «least privilege» en andere basismaatregelen om te voorkomen dat (remote) onderhoudskanalen misbruikt kunnen worden?

Vraag 14

Bent u bereid te komen tot landelijke minimumeisen (modelbepalingen) voor ov-concessies op het terrein van digitale soevereiniteit en cybersecurity, waaronder in ieder geval: verplichte disclosure van alle remote access-functionaliteiten; mogelijkheid tot onafhankelijk technisch onderzoek/audit vóór instroom; aantoonbare lokale operationele controle («operator override»); en contractuele sancties bij niet-gemelde functionaliteiten?

Vraag 15

Bent u bereid te onderzoeken of het mogelijk en wenselijk is om bij concessies te eisen dat onderhoud op afstand alleen kan plaatsvinden via streng gecontroleerde, tijdgebonden toegang, met beheer binnen de EU of door EU/NL-gebaseerde partijen?

Vraag 16

Welke rol ziet de Staatssecretaris Digitale Economie en Soevereiniteit in het opstellen van een rijksbreed kader voor digitale soevereiniteit bij aanbestedingen van (semi-)vitale infrastructuur zoals het openbaar vervoer, inclusief rollend materieel en bijbehorende digitale systemen?

Vraag 17

Hoe kijkt u naar de groei van het aandeel bussen van Chinese (of andere niet-EU) leveranciers die in Nederland plaatsvindt zonder uniform nationaal toetsingskader op remote access- en ketenrisico’s?

Vraag 18

Bent u bereid om voor bestaande concessies met vervoerders en concessieverleners afspraken te maken over mitigerende maatregelen, zoals onafhankelijke technische inspectie van telematica en remote access-paden, herconfiguratie van netwerktoegang, en noodprocedures om grootschalige uitval op te vangen?

Vraag 19

Bent u bereid richting concessieverleners te verduidelijken dat nationale veiligheid en continuïteit zwaarwegende criteria moeten zijn in de selectie- en contracteringsfase, zodat weerbaarheid niet structureel ondergeschikt raakt aan kosten- of andere beleidsdoelen?

Vraag 20

Hoe gaat u borgen dat in toekomstige concessies de Nederlandse vervoerder/concessiehouder daadwerkelijk de volledige technische en digitale controle heeft over het ingezette busmaterieel, inclusief beheerrechten, documentatie, toegang tot diagnose- en updatefuncties en de mogelijkheid om zelfstandig te opereren bij incidenten?

Vraag 21

Kunt u de Kamer informeren over het tijdpad waarbinnen u een landelijk overzicht van risicovolle afhankelijkheden en een set minimumeisen voor toekomstige concessies aan de Kamer zult sturen, en welke rolverdeling u daarbij voorziet tussen I&W en EZK?

Vraag 1

Waren Logius, de overheid in brede zin, de betrokken Minister(s) en/of het kabinet – al dan niet in combinatie – vooraf op de hoogte van de overname van Solvinity (het bedrijf achter het DigiD-platform), vóórdat dit publiekelijk bekend werd?

In maart 2025 heeft Solvinity onder embargo de directeur van Logius medegedeeld dat de eigenaar van Solvinity op zoek was naar een overnamekandidaat. Op verzoek van de directeur Logius is dit embargo deels opgeheven, zodat hij dit bericht met een beperkt aantal personen van het kerndepartement van het Ministerie van BZK kon delen in mei 2025.
In april 2025 heeft Solvinity onder embargo ook een directeur bij het Ministerie van JenV geïnformeerd dat de eigenaar van Solvinity op zoek was naar een overnamekandidaat.
Het Ministerie van BZK en het Ministerie van JenV hebben de naam van de overnamekandidaat vernomen op de dag van de bekendmaking van de overname in de media (5 november jl.).

Vraag 2

Zo ja: op welk moment is (één van) deze overheidspartijen hierover voor het eerst geïnformeerd?

Zie antwoord vraag 1.

Vraag 3

Heeft de overheid, of één van haar diensten, de mogelijkheid gekregen om Solvinity zelf over te nemen of in eigen handen te brengen?

De overheid is als (grote) afnemer geïnformeerd over het feit dat de eigenaar van Solvinity op zoek was naar een overnamekandidaat. Tevens is door Solvinity gepeild bij Logius en het Ministerie van JenV of de overheid geïnteresseerd is om Solvinity over te nemen. De overheid of een van haar diensten heeft niet overwogen om Solvinity zelf over te nemen of in eigen handen te brengen.
Het kabinet hecht aan het uitgangspunt dat publiek eigenaarschap of het actief beïnvloeden van de eigendomsstructuur van bedrijven niet behoort tot de kerntaken van de overheid en geen doel op zich is. Eigenaarschap van bedrijven is in principe een marktaangelegenheid. Wel beschikt Nederland over een breed instrumentarium ter borging van de economische veiligheid, waaronder de continuïteit van vitale (overheids)processen. Dit bestaat onder andere uit het stelsel van investeringstoetsing, exportcontrolebeleid, en beveiligingsmaatregelen in het vitaal stelsel, zoals toegelicht in de Kamerbrief van 1 juli 2025.1
Ten behoeve van toekomstige vergelijkbare gevallen wordt een procedure ontwikkeld om bij mogelijke wisseling van zeggenschap bij leveranciers van vitale en kritieke dienstverlening van de overheid, de informatie die contracthouders ontvangen van leveranciers, ook gestroomlijnder te delen met de ambtelijke en politieke top van de betrokken ministeries. Hiervoor wordt een handelingskader opgesteld.
De snel veranderende geopolitieke situatie en veranderde machtsverhoudingen in de wereld, vragen om een overheidsbrede aanpak in de waarborging van onze digitale autonomie en soevereiniteit. Hiervoor is in december 2025 een visie op digitale autonomie en soevereiniteit van de overheid gepubliceerd als onderdeel van de Nederlandse Digitaliseringstrategie (NDS). In de herziening van het cloudbeleid wordt explicieter aangegeven hoe risico’s ten aanzien van extraterritoriale inmenging moeten worden beoordeeld. Daarnaast zijn er verscheidene aanstaande Europese initiatieven, zoals het wetsvoorstel voor een Cloud and AI Development Act en de aanbeveling van de Europese Commissie voor een single EU-wide cloud policy for public administrations and public procurement.2

Vraag 4

Zo ja: wat is er met die informatie en/of mogelijkheid gedaan, en welke afwegingen zijn daarbij gemaakt?

Zie antwoord vraag 3.

Vraag 5

In hoeverre is de Kamer hierover tijdig, juist en volledig geïnformeerd?

In de beantwoording van de Kamervragen van het lid Kathmann is eerder gemeld dat onder embargo is medegedeeld dat de eigenaar van Solvinity op zoek was naar een overnamekandidaat.3

Vraag 6

Zou u vanwege het aanstaande debat over de overname deze vragen met urgentie willen beantwoorden?

Hierbij zijn uw vragen met urgentie en voor het aanstaande debat beantwoord.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Huishouden dupe extra kosten stroomnet» en met de door de Autoriteit Consument en Markt (ACM) aangekondigde voorbereiding van een invoedingstarief voor grote elektriciteitsproducenten?1

Ja.

Vraag 2

Erkent u de nadelen van een invoedingstarief die in het artikel genoemd worden?

Vooropgesteld: er is nog geen formeel besluit van de ACM over de vormgeving, hoogte, invoerdatum of overgangsperiode van een eventueel invoedingstarief. Ook zijn de effecten sterk afhankelijk van eventueel flankerend beleid én de regulatoire en marktgerelateerde ontwikkelingen in de met Nederland verbonden elektriciteitsmarkten. Daardoor zijn de effecten van een eventueel invoedingstarief slechts kwalitatief en met een beperkte mate van zekerheid in te schatten. Niettemin herkent het kabinet de in het artikel geschetste nadelen als mogelijke gevolgen van de invoering van een invoedingstarief.
De inschatting is dat producenten een invoedingstarief slechts in beperkte mate door kunnen rekenen in hun verkoopprijzen. Dit komt ten eerste omdat veel producenten werken met bestaande prijsafspraken en ten tweede omdat Nederlandse producenten in de Noordwest-Europese elektriciteitsmarkt doorgaans niet prijszettend zijn. Dit zorgt ervoor dat de invoering van een invoedingstarief een negatieve impact kan hebben op de winstgevendheid van elektriciteitsproductie in Nederland. Marktpartijen hebben in reactie op een consultatievoorstel van de ACM deze zomer gewezen op de mogelijke impact op hun business cases en waarschuwen dat een invoedingstarief kan leiden tot faillissementen en vroegtijdige uitgebruikname van bestaande productielocaties. Het speelveld voor Nederlandse producenten kan verslechteren en de import van elektriciteit kan daardoor relatief aantrekkelijk worden. De afhankelijkheid van buitenlandse productie kan daardoor groter worden. De ordegrootte van deze mogelijke negatieve gevolgen zijn mede afhankelijk van de vormgeving, hoogte, invoerdatum en overgangsperiode van een invoedingstarief.
Bij al getenderde, maar nog niet gerealiseerde wind op zee projecten bestaat het risico dat de ontwikkelaar de businesscase niet meer rond gerekend krijgt en de ontwikkeling staakt. Dit heeft grote extra kosten tot gevolg omdat TenneT ver van tevoren al investeringen doet in het net op zee. Deze kosten lopen op naarmate de realisatie van windparken wordt uitgesteld. Ditzelfde geldt ook voor Nederlandse projecten voor hernieuwbare energie op land die nog niet zijn gerealiseerd, maar die al wel een subsidiebeschikking hebben. De subsidieparameters staan immers al vast, terwijl de kosten van de productie zouden stijgen als gevolg van de instelling van een invoedingstarief. Ook voor de nog open te stellen subsidietender voor wind op zee in 2026 (TOWOZ) vormt het invoedingstarief en de onzekerheid daarover een aanzienlijk risico dat de investeringsbereidheid vanuit marktpartijen zou kunnen beperken. Dat kan resulteren in een lagere slagingskans van de tender. Hetzelfde geldt voor de slagingskans van toekomstige «Contracts for Difference»-tenders (CfD's) voor ondersteuning van hernieuwbare energie op land en wind op zee, afhankelijk van duidelijkheid over het invoedingstarief, de vormgeving en de mogelijkheden voor de markt om het risico voldoende in te prijzen. Een invoedingstarief kan ten slotte ook een negatief effect hebben op de business case van en de investeringsbereidheid in kernenergie.
Er is op dit moment geen budget of juridische grondslag om eventuele compensatie te bieden voor de negatieve gevolgen van een invoedingstarief voor bestaande, al getenderde of vergunde projecten. Voor projecten met een bestaande SDE++ beschikking is het effect van het invoedingstarief extra nadelig: ten eerste verhoogt deze de kosten voor opwek, zonder dat de subsidie stijgt. In de subsidieparameters ligt namelijk besloten dat de subsidie alleen meebeweegt met veranderende elektriciteitsprijzen, niet met veranderende netkosten. Ten tweede wordt de subsidie voor deze partijen daardoor ook nog gekort, als gevolg van en voor zover de elektriciteitsprijs stijgt door de invoering van het invoedingstarief. Dit komt doordat de subsidie berekend wordt op basis van een vastgestelde kostprijs per kilowattuur, verminderd met de actuele elektriciteitsprijs, en deze eerste niet meebeweegt met de verhoogde kosten en deze tweede wel met de verhoging van de elektriciteitsprijs.
Voor toekomstige, nieuwe projecten geldt dat er in de subsidiebedragen eventueel rekening kan worden gehouden met de hogere kosten, dit betekent wel dat de subsidie-intensiteit van deze productie-installaties voor hernieuwbare elektriciteit omhooggaat. Dit betekent dat met de beschikbare middelen minder opwek van hernieuwbare elektriciteit gestimuleerd kan worden. Dit geldt niet alleen voor zon-PV en windenergie, maar bijvoorbeeld ook voor kernenergie, als daarvoor in de toekomst steun geboden wordt. Bovendien is de uitvoerbaarheid van het rekening houden met de financiële impact van een invoedingstarief sterk afhankelijk van de wijze waarop een invoedingstarief wordt vormgegeven. Bepaalde varianten van een invoedingstarief leiden tot onvoorspelbare en wisselende hoogtes, waardoor ook het benodigde subsidiebedrag elk jaar zou veranderen. Pas als duidelijk is hoe het invoedingstarief exact vormgegeven wordt kan onderzocht worden hoe dit eventueel in subsidies verwerkt kan worden. Voor de TOWOZ en SDE++ ronde van 2026 is dit niet meer mogelijk.
De mate waarin deze effecten zullen optreden of voorkomen kunnen worden, zijn afhankelijk van de definitieve keuzes van de ACM over het invoedingstarief, eventueel flankerend beleid, invoeringstermijn en ingroeipad, en van ontwikkelingen in elektriciteitsmarkten waar Nederland mee is verbonden. Een belangrijk deel van deze, negatieve effecten zouden naar verwachting uitblijven wanneer sprake zou zijn van een Europees geharmoniseerde invoering van een invoedingstarief, of een invoedingstarief waarvan de hoogte beter aansluit bij die in verbonden elektriciteitsmarkten.

Vraag 3

Klopt het een invoedingstarief de afhankelijkheid van buitenlandse productie kan vergroten?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 4

Klopt het dat nieuwe projecten om elektriciteit op te wekken hierdoor lastiger worden?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 5

Deelt u de conclusies uit de studies van Aurora Energy, SiRM en CE Delft dat de energierekening voor afnemers waarschijnlijk stijgt?

Het netto-effect op de energierekening van afnemers is moeilijk vooraf in te schatten en hangt in grote mate af van de vormgeving, hoogte, invoerdatum en ingroeipad van een eventueel invoedingstarief. Daarnaast zijn er eventuele, flankerende maatregelen die kunnen worden genomen om de nadelige effecten van een invoedingstarief te beperken. Daarnaast zal het effect ook verschillen, afhankelijk van het type aansluiting en het verbruiksprofiel van elke afnemer.
Uit de doorrekeningen van onderzoeksbureau Aurora (in opdracht van Energie Nederland) en CE Delft (in opdracht van de ACM) blijkt dat het invoedingstarief zich vertaalt in een hogere elektriciteitsprijs. Dit wordt ook bevestigd door een onafhankelijke studie van TenneT. De stijging van de (basislast) elektriciteitsprijs is echter lager dan de hoogte van het invoedingstarief. Zonder aanvullend beleid is de verwachting op basis van voorgenoemde studies dat hierdoor ca. 20 tot 50% procent van het invoedingstarief terugkomt in een hogere basislast elektriciteitsprijs. Ook is het de verwachting in deze studies dat de invoer van elektriciteit gaat toenemen. Het invoedingstarief kan daardoor het effect hebben dat producenten in Nederland minder investeren in nieuwe centrales en in het verlengen van de levensduur van bestaande centrales.
De bijdrage van producenten aan de netkosten zorgen ervoor dat de nettarieven voor afnemers op het elektriciteitsnet in beginsel lager vastgesteld kunnen worden. Op deze manier is het mogelijk dat afnemers erop vooruitgaan.
De verslechterde concurrentiepositie van Nederlandse elektriciteitscentrales kan tegelijkertijd zorgen voor nieuwe problemen die de netkosten verhogen. Netbeheer Nederland benoemt dat er bepaalde centrales nodig blijven om netondersteunende diensten te leveren en voor congestiemanagement. Indien deze centrales dreigen te sluiten als gevolg van een invoedingstarief kan het nodig zijn dat netbeheerders hogere vergoedingen moet gaan betalen om deze centrales open te houden. Een gevolg kan ook zijn dat er (hogere) vergoedingen betaald worden via een capaciteitsmechanisme. Dergelijke effecten zijn zeer moeilijk in te schatten en het netto-effect op de elektriciteitskosten van afnemers is daardoor onzeker.
Deze verslechtering van de concurrentiepositie zou beperkt blijven wanneer de invoering van het invoedingstarief meer gekoppeld zou worden aan Europese ontwikkelingen of de situatie in onze buurlanden. De ACM heeft aangegeven dat zij rekenschap geeft van de tariefstructuren en ervaringen in omringende landen.

Vraag 6

Welke gevolgen heeft een invoedingstarief voor de leveringszekerheid van elektriciteit?

Een invoedingstarief kan, met name wanneer deze sterk afwijkt qua hoogte of vormgeving van invoedingstarieven in het buitenland, een negatieve invloed hebben op de mogelijkheid van productiecentrales en batterijen om hun jaarlijkse vaste kosten terug te kunnen verdienen. Deze partijen zijn naar verwachting echter nodig om bij te dragen aan de voorzieningszekerheid van elektriciteit. Gegeven het voornemen om met een capaciteitsmechanisme de leveringszekerheid te borgen, is het echter onwaarschijnlijk dat een invoedingstarief zal leiden tot een verslechtering van de voorzieningszekerheid. Wel kan een invoedingstarief de kosten van een capaciteitsmechanisme verhogen.

Vraag 7

Kunt u uiteenzetten wat de ACM onder het voorgenomen invoedingstarief verstaat, welke definitie van «grote producenten» wordt gehanteerd en worden er uitzonderingen overwogen?

Een invoedingstarief is een tarief dat aangeslotenen moeten betalen om elektriciteit in te voeden op het net. Voor de infrastructuurgerelateerde kosten van het elektriciteitsnet geldt een Europees-wettelijk vastgelegd maximumtarief voor invoeders. Voor de systeemkosten (kosten voor inkoop congestie- en balanceringsdiensten en netverliezen) geldt geen Europese begrenzing.
De ACM is voornemens om het invoedingstarief op dit moment alleen uit te werken voor grootverbruikers. Dit zijn gebruikers met een aansluiting met een aansluitcapaciteit van meer dan 3 keer 80 Ampère, hier vallen onder andere onder wind op zee, kerncentrales, gascentrales, windparken en zonneparken. Voor kleinverbruikers wordt momenteel een nieuwe nettariefstructuur uitgewerkt en de ACM wil dit proces niet doorkruisen. Voor kleinschalige zon op dak, bijvoorbeeld op een woonhuis, gaat het invoedingstarief dus niet gelden.
De ACM heeft nog geen definitieve keuzes gemaakt over uitzonderingen. Het consultatiedocument van de ACM bespreekt de mogelijkheid van een uitzondering voor producenten op zee en voor bi-directionele gebruikers (waaronder batterij-opslag). De ACM heeft hier nog geen besluit over genomen.

Vraag 8

Op basis van welke wettelijke grondslag en (tarief)codes heeft de ACM volgens u de bevoegdheid om een invoedingstarief in te voeren, en welke formele rol heeft u de daarbij (welke interventies zijn wél/niet mogelijk)?

De Europese Elektriciteitsrichtlijn schrijft dwingend voor dat de onafhankelijke nationale regulerende instantie, in Nederland de ACM, exclusief bevoegd moet zijn om de tarieven of tariefreguleringsmethode en de tariefstructuren van netbeheerders vast te stellen of goed te keuren. In het Nederlands recht is dit geïmplementeerd in de Energiewet. De bevoegdheid voor de ACM om de tarieven en tariefreguleringsmethode vast te stellen is vastgelegd in artikel 3.106, eerste lid, in combinatie met artikel 3.107 van de Energiewet. Voorts moeten op grond van artikel 3.107, vierde lid van de Energiewet tariefstructuren worden opgesteld die ingevolge artikel 3.119 in combinatie met de artikelen 3.120 en 3.121 van de Energiewet die goedkeuring moeten hebben van de ACM en de ACM kan daarvoor ook zelf voorstellen indienen als zij dat nodig acht. De Minister heeft hierbij geen rol en kan ook geen instructies geven aan de ACM gelet op de onafhankelijkheid van de ACM, zoals onder meer volgt uit de artikelen 9 en 10 van de Instellingswet Autoriteit Consument en Markt.

Vraag 9

Klopt het dat u bij brief van 25 april 2025 (p. 13) waarschuwt dat een invoedingstarief bij nieuwe projecten leidt tot een hogere onrendabele top en daarmee meer subsidie? Kunt u de onderliggende berekeningen aan de Kamer sturen?2

De kwalitatieve aanname dat een invoedingstarief bij nieuwe projecten resulteert in een hogere onrendabele top klopt. Het invoedingstarief zullen producenten moeten betalen per eenheid energie die zij invoeden in het elektriciteitsnet. Het zorgt daardoor voor een hogere kostprijs van de productie van elektriciteit. Producenten zullen dit proberen door te berekenen in de verkoopprijs. Het lijkt waarschijnlijk dat producenten dit slechts gedeeltelijk kunnen doen. Voor het deel dat dit tarief niet kan worden doorberekend, resulteert dit in een hogere onrendabele top van hernieuwbare elektriciteit. Deze onrendabele top vertaalt zich in een hogere subsidiebehoefte. In het geval van zon-PV en windenergie op land en op zee zal stimulering vanaf 2027 door middel van CfD's plaatsvinden, welke het verschil tussen de kostprijs en de marktprijs van elektriciteit dekken. Dat betekent dat er bij invoering van een invoedingstarief meer middelen nodig zijn om dezelfde hoeveelheid elektriciteit uit hernieuwbare energieprojecten te produceren.
Zonder een concreet voorstel van de ACM voor een invoedingstarief is het niet mogelijk om de effecten en extra subsidiebehoefte goed uit te rekenen.

Vraag 10

Kunt u uitsluiten dat huishoudens, het midden- en kleinbedrijf en de industrie per saldo meer gaan betalen door invoering van een invoedingstarief? Zo nee, welke maatregelen neemt u om dit te voorkomen? En hoe hoog is de stijging?

Zoals hierboven aangegeven is geen duidelijkheid over de vormgeving, hoogte, invoerdatum en overgangsperiode voor het invoedingstarief. De totale systeemkosten zijn daarnaast ook afhankelijk van andere factoren, die zeer moeilijk zijn in te schatten. Het kabinet kan op dit moment daarom niet uitsluiten of bevestigen dat aangeslotenen per saldo meer gaan betalen door de invoering van een invoedingstarief. Noch kan het kabinet vooruitlopen op eventuele compenserende maatregelen of een betrouwbare inschatting geven van de hoogte van een eventuele stijging.

Vraag 11

Heeft u er kennis van genomen dat in de aangeleverde informatie wordt gesteld dat Nederlandse (gas)centrales efficiënter zijn maar door het invoedingstarief «na» Duitse centrales in de merit order kunnen komen? Herkent u dit mechanisme en wat betekent dit voor prijsniveau en de systeemkosten?

Dit is inderdaad een mogelijk gevolg van de invoering van een invoedingstarief, afhankelijk van de vormgeving van het tarief en ontwikkelingen in Nederland en Duitsland. De Duitse en Nederlandse elektriciteitsmarkten zijn goed met elkaar geïntegreerd en een vervanging van Nederlandse door Duitse producenten in de merit order is mogelijk bij een voldoende hoog, Nederlands invoedingstarief. Indien Nederland een relatief hoog invoedingstarief zou invoeren en Duitsland niet, ontstaat er een ongelijk(er) speelveld tussen Nederlandse en Duitse elektriciteitsproducenten.
Zoals toegelicht in het antwoord op vraag 5 is het uiteindelijke effect op het prijsniveau en de systeemkosten zeer moeilijk in te schatten en afhankelijk van eventueel flankerend beleid en ontwikkelingen in het buitenland.

Vraag 12

Klopt het dat Duitsland, de grootste handelspartner van Nederland, geen vergelijkbaar invoedingstarief kent? Hoe is dit geregeld in de overige landen waarmee Nederland via interconnecties op het elektriciteitsnet is aangesloten (België, het Verenigd Koninkrijk, Noorwegen en Denemarken)? En welke inzet pleegt u om te voorkomen dat Nederland zich uit de markt prijst of eenzijdig nadeel creëert?

Elk land heeft een eigen stelsel voor de nettarieven, in de EU-lidstaten gebaseerd op gezamenlijke Europese principes zoals «de gebruiker betaalt». De vormgeving en hoogte van de nettarieven is divers, niet altijd direct vergelijkbaar en bovendien in beweging. Op basis van een relatief recente studie van de Europese toezichthouder ACER naar de nettarieven in Europa en een onderzoek van Sia Partners, uitgevoerd in opdracht van de Belgische transmissiesysteembeheerder Elia uit 2023 is niettemin enige informatie beschikbaar over het invoedingstarief in de met Nederland verbonden lidstaten en derde landen.3
Sia heeft het «gewogen gemiddelde invoedingstarief» in kaart gebracht. Dit omvat uitsluitend gereguleerde nettariefcomponenten voor invoeding van elektriciteit.
Land
Gewogen gemiddeld invoedingstarief 2022 (€/MWh)
Nederland
0,02
Duitsland
0,00
België
0,62
Verenigd Koninkrijk
18,99
Noorwegen
2,50
Denemarken
0,55
Bij deze cijfers wordt het volgende opgemerkt:
Zoals uitgewerkt in de antwoorden op vraag 8 heeft het kabinet geen formele rol bij het vormgeven van de tariefregulering. In gesprek met de ACM heeft het kabinet de nadelige gevolgen die een invoedingstarief kan hebben op de energiemarkt benadrukt en haar verzocht daar zo veel mogelijk rekening mee te houden.

Vraag 13

Als u erkent dat de maatschappelijke en budgettaire gevolgen groot kunnen zijn, bent u dan bereid het wettelijk kader zo aan te passen dat dit type tariefwijziging niet kan worden doorgezet?

Zoals blijkt uit het antwoord op vragen 8 en 12 staat het nationale wettelijk kader dit niet toe. Het Europese wettelijk kader biedt daar ook geen ruimte voor. De Europese Elektriciteitsrichtlijn schrijft dwingend voor dat de onafhankelijke nationale regulerende instantie, in Nederland de ACM, exclusief bevoegd moet zijn om de tarieven of tariefreguleringsmethode en de tariefstructuren van netbeheerders vast te stellen of goed te keuren. Daarbij mag de onafhankelijke nationale regulerende instantie geen instructies verlangen of ontvangen van regeringen of andere publieke of private partijen, waaronder ook de nationale wetgever. Dat heeft het Europese Hof van Justitie in een aantal uitspraken in 2020 en 2021 nog eens bevestigd.

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht dat netbeheerders Alliander (Liander), Enexis en Stedin onderdelen voor circa vier miljoen (slimme) meters betrekken van Kaifa uit China?1, 2, 3

Ja, ik ben bekend met deze berichtgeving. Zoals aangegeven in de beantwoording van eerdere Kamervragen over deze berichtgeving (Kamerstuk 2025Z227414) gaat het in dit nieuwsbericht over de meetmodule, een onderdeel van de slimme meter dat alleen het elektriciteitsverbruik op digitale wijze meet. Deze meetmodule introduceert daarmee geen risico voor de leveringszekerheid van energie.
De verzending en de versleuteling van data naar de netbeheerders en de communicatie met andere apparaten loopt niet via deze meetmodule. De meetmodule bevat ook geen schakelaar en kan niet op afstand worden uitgeschakeld waardoor er geen effect is op de beschikbaarheid van energie. De leveranciers van het betreffende onderdeel en andere niet-geautoriseerde partijen kunnen niet meelezen met de data van de nieuwe generatie slimme meter. De veiligheid van de data wordt door de netbeheerders gewaarborgd door middel van encryptie en autorisaties. Het kabinet is tegen deze achtergrond van oordeel dat de betreffende inkoop geen ontoelaatbaar risico vormt voor Nederlandse consumenten. Zie voor een verdere toelichting op dataveiligheid ook de antwoorden op vraag 7, 8 en 9 in Kamerstuk 2025Z22741.5

Vraag 2

Is deze gunning volgens uw beoordeling wenselijk? Zo ja, waarom? Zo nee, waarom niet?

Zie antwoord vraag 1.

Vraag 3

Klopt het dat het hier gaat om een aanbesteding/gunning voor «sensoronderdelen» en kunt u de Kamer een feitenoverzicht sturen met scope, aantallen, contractwaarde, looptijd, opties en betrokken entiteiten, inclusief Kaifa Technology Netherlands?

Zoals toegelicht in het voorgaande antwoord gaat het hier over de meetmodule, een onderdeel van de slimme meter dat het elektriciteitsverbruik op digitale wijze meet.
De netbeheerders hebben – conform Europese aanbestedingsregels – deze component gegund middels een aanbesteding met openbare selectie. Het gevraagde feitenoverzicht is te vinden in het door de netbeheerders openbaar gepubliceerde aanbestedingsdocument. In het aanbestedingsdocument is opgenomen dat de verwachte aantallen voor deze meetmodule 7.933.740 eenheden zijn en de contractwaarde € 592.517.432 is. De totale opdracht zal worden geleverd door 2 leveranciers: 60% door Kaifa Technology Netherlands B.V. uit China en 40% door Sagemcom Energy & Telecom uit Frankrijk. De afzonderlijke netbeheerders zijn overeenkomsten aangegaan voor een initiële periode van acht jaar, met de mogelijkheid tot verlenging met 3 keer 2 jaar. Het is aan de netbeheerders om te beslissen of zij gebruik maken van deze verlengingsoptie. Verdere details zijn te vinden in het aanbestedingsdocument dat is opgesteld door de netbeheerders.6

Vraag 4

Kunt u toelichten welke onderdelen van de meter(s) uit China komen (sensor, printplaten, communicatiemodule, firmware, etcetera) en welke onderdelen in Nederland en de Europese Unie worden geproduceerd of geassembleerd?

In de nieuwe generatie slimme meter zijn in de basis vijf separate componenten te onderscheiden die ieder apart worden ingekocht.
(1) Basis elektriciteit meetmodule (hardware). Deze inkoop is verlopen zoals beschreven in de beantwoording van deze Kamervragen en in Kamerstuk 2025Z227417.
(2) De gateway (hardware met een besturingssysteem). Voor dit onderdeel loopt op dit moment de aanbestedingsprocedure. Als eis is assemblage en productie van kritieke onderdelen in een GPA-land opgenomen.8
(3) De applicatielaag (software). Dit onderdeel is gegund aan een Nederlandse partij.
(4) De gasmeter (hardware). Dit onderdeel is gegund aan twee Europese leveranciers.
(5) De Public Key Infrastructure (encryptie). Bij dit onderdeel zijn vertrouwelijke veiligheidsmaatregelen toegepast en het onderdeel wordt geleverd door een Nederlandse partij.

Vraag 5

Kunt u bevestigen welke (in)directe staatsinvloed er is en hoe dit is meegewogen in de risicoafweging, aangezien in de berichtgeving wordt gesteld dat China Electronics Corporation (CEC) een belang van 35% heeft in Kaifa?

Dat er mogelijk sprake kan zijn van (in)directe staatsinvloed is een van de redenen geweest waarom de netbeheerders een risicoanalyse hebben uitgevoerd. Hierbij is onder andere gekeken naar cyber- en energie leveringszekerheidsrisico’s, zoals beïnvloeding op afstand, ongeautoriseerde toegang tot meterdata, alsook naar productleveringszekerheidsrisico’s.
Voor de verschillende onderdelen van het systeem is een uitgebreide marktconsultatie gedaan. Voor de componenten die niet als risicovol beschouwd zijn, is gekozen voor maximale concurrentie om de maatschappelijke kosten zo laag mogelijk te houden.
Om zo goed mogelijk te verifiëren of er eventueel sprake zou zijn van een inschrijving onder kostprijs, hebben de netbeheerders een uitvraag gedaan bij de Europese Commissie in het «Foreign Subsidies Regulation» mechanisme. Het Foreign Subsidies Regulation (FSR) is een EU-verordening die bedoeld is om oneerlijke concurrentie op de interne markt tegen te gaan wanneer bedrijven financiële steun krijgen van landen buiten de EU. Uit deze melding heeft de Europese Commissie geen belemmeringen waargenomen en gecommuniceerd aan de netbeheerders.

Vraag 6

Is vooraf door of namens het kabinet een nationale veiligheids- of ketenafhankelijkheidsanalyse uitgevoerd voor deze aanbesteding (AIVD/MIVD/NCTV/RDI of anders)? Zo ja, door wie en met welke hoofdconclusies? Zo nee, waarom niet?

Zoals ook toegelicht in beantwoording van eerdere Kamervragen9 hebben de netbeheerders een risicoanalyse en onderzoek uitgevoerd. Hierbij is gebruik gemaakt van verschillende analyses, waaronder het Dreigingsbeeld Statelijke Actoren (DBSA) en het Cybersecuritybeeld Nederland, beide gepubliceerd door de NCTV. Daarnaast hebben de netbeheerders de Algemene Inlichtingen- en Veiligheidsdienst (AIVD) bevraagd over risico's in dit aanbestedingstraject. In overleg met de netbeheerders en het Ministerie van Klimaat en Groene Groei heeft de AIVD in algemene zin het dreigingsbeeld, conform bovengenoemde analyses, geschetst op het concept van de nieuwe generatie slimme meter.
De nieuwe generatie slimme meters is opgebouwd uit verschillende hard- en softwarecomponenten en voor ieder van deze componenten geldt een ander risicoprofiel. De berichtgeving gaat over de meetmodule, een onderdeel van de slimme meter dat het elektriciteitsverbruik op digitale wijze meet. Zoals beantwoord in Kamerstuk 2025Z2274110, kent de elektriciteit meetmodule daardoor een laag risicoprofiel. Mede op basis van deze informatie hebben de netbeheerders maatregelen toegepast waarmee er geen ontoelaatbaar risico is. Het betreft mitigerende maatregelen ten aanzien van de energie- en productleveringszekerheid en dataveiligheid.

Vraag 7

Heeft u in dit dossier geïntervenieerd of een toets gevraagd, aangezien in 2022 door het kabinet is gesteld dat de overheid bij een Nederlands project kan interveniëren als de nationale veiligheid in het geding is? Zo nee, waarom is dit niet als «veiligheidsdossier» behandeld?

Zie antwoord vraag 6.

Vraag 8

Vindt u (slimme) energiemeters, gezien hun rol in netbeheer en gegevensverwerking, onderdeel van vitale infrastructuur of «kritieke ketencomponenten»? Welke definitie hanteert u, en wie beslist daarover?

Binnen de Aanpak Vitaal11 zijn door het kabinet processen binnen de energiesector aangemerkt als vitaal. Het betreft elektriciteit (transport, distributie en productie van elektriciteit op land en op zee) en gas (transport, distributie, productie, hervergassing en opslag van gas op land en op zee)12. Een vitaal proces is een proces waarvan uitval, verstoring of manipulatie tot dusdanig ernstige effecten kan leiden dat dit de nationale veiligheid kan schaden en daarmee maatschappelijke ontwrichting kan veroorzaken.
Binnen deze processen gelden de regionale netbeheerders als vitale aanbieders. De regionale netbeheerders Alliander, Enexis en Stedin verwerven gezamenlijk de nieuwe slimme meter. De netbeheerders hebben zelf de verantwoordelijkheid om de mate waarin een component kritiek is vast te stellen en daar ook rekening mee te houden bij hun verwervingstrategieën. De Minister van Klimaat en Groene Groei kan, indien nodig, de netbeheerders opdragen om maatregelen te treffen.

Vraag 9

Netbeheer Nederland stelt dat het om een meetsensor zonder schakelaar of telecommunicatietechnologie gaat en dat audits niets hebben opgeleverd; welke audits waren dit (scope, frequentie, onafhankelijke partij, bevindingen) en kan de Kamer inzage krijgen?

De audit rapporten zijn vertrouwelijk omdat deze bedrijfsgevoelige informatie bevatten. De netbeheerders hebben contractueel vastgelegd deze concurrentiegevoelige informatie niet te delen.

Vraag 10

Kunt u uitsluiten dat via deze componenten (direct of indirect) manipulatie van meetwaarden, (direct of indirect) aanvallen op de toeleveringsketen of ongeautoriseerde toegang tot meterdata mogelijk is? Zo nee, zijn er mitigatieplannen aanwezig door het Rijk dan wel de netbeheerders, die de risico’s zoveel als mogelijk beperken?

Zie antwoord vraag 1.

Vraag 11

Hoe borgt u dat burgers niet worden gedwongen een meter te accepteren waarvan de risico’s niet transparant zijn beoordeeld, aangezien de Energiewet per 1 januari 2026 is ingegaan en de vervanging van analoge meters verplicht maakt (meewerkingsplicht)?

Bij de vervanging van de laatste analoge meters wordt dit jaar en volgend jaar nog de huidige (5e generatie) slimme meter aangeboden en nog niet de nieuwe meter, aangezien de bestaande voorraad naar verwachting strekt tot in het najaar van 2027. Consumenten kunnen de vervanging van een oude analoge meter met de Energiewet niet meer weigeren, maar er zijn wel twee alternatieven als iemand bezwaar heeft tegen het op afstand uitlezen van de meter. Zo kan de communicatiefunctionaliteit van de slimme meter op verzoek van de afnemer worden uitgezet. Ook kan worden gekozen voor een zogeheten digitale meter. Beide meten verbruik en invoeding apart. Als consumenten hiervoor kiezen, moeten ze net als nu wel de meterstanden zelf blijven doorgeven aan de energieleverancier.

Vraag 12

Welke aanbestedingsruimte hebben netbeheerders benut om leveringszekerheid, staatsinvloeden en cybersecurity als (uitsluitings)criteria te hanteren, en welke ruimte is volgens u onbenut gebleven?

Zoals beantwoord in Kamerstuk 2025Z2274113 is de slimme meter modulair ontworpen en is voor de afzonderlijke componenten een risicobeoordeling opgesteld. De beschikbare analyses en informatie zijn bij het opstellen van deze risicobeoordelingen meegenomen. De risicobeoordeling heeft geresulteerd in mitigerende maatregelen, waaronder die ten aanzien van productleveringszekerheid en dataveiligheid.
Daarnaast zijn de netbeheerders gehouden aan de nationale en Europese aanbestedingsregels. Ter verdere bevordering van de bescherming van vitale processen in de energiesector zijn in de nieuwe Energiewet – die sinds 1 januari van kracht is – regels opgenomen voor de bescherming van deze processen. Deze regels worden momenteel nader uitgewerkt in onderliggende regelgeving.

Vraag 13

Zijn Europese leveranciers in dit traject aantoonbaar in staat geweest om mee te dingen en te leveren (volume/tijd), en kunt u de Kamer informeren welke Europese aanbieders zijn afgevallen en om welke redenen?

Ja, Europese aanbieders hebben zich kunnen inschrijven voor deze aanbesteding. De netbeheerders hebben – conform Europese aanbestedingsregels – dit onderdeel gegund middels een openbare aanbesteding. Er is geen restrictie geweest op deelname uit landen. Iedere aanbieder heeft kunnen inschrijven voor de selectiefase van de aanbesteding. Gekwalificeerde aanbieders konden in de gunningsfase van de aanbesteding een aanbieding doen.
Kandidaten kunnen niet openbaar gemaakt worden. Deze gegevens zijn bedrijfsvertrouwelijk en concurrentiegevoelig. De gegunde leveranciers bestaan uit Kaifa Technology Netherlands B.V. en Sagemcom Energy & Telecom SAS. Dit is weergegeven op Tenderned.14

Vraag 14

Is onderzocht of sprake is van een abnormaal lage inschrijving (onder kostprijs) en/of een verstorend effect van staatssteun? Zo ja, wat was de uitkomst. Zo nee, waarom niet?

Zie antwoord vraag 5.

Vraag 15

Welke scenario’s zijn uitgewerkt voor het geval leveringen/onderhoud/updates vanuit China (tijdelijk) wegvallen door geopolitieke spanningen, en welke buffer/alternatieve leveranciers zijn (contractueel) geborgd?

Zoals beantwoord in Kamerstuk 2025Z2274115 zijn betrouwbare waardeketens voor vitale energie-infrastructuur essentieel voor het waarborgen van de leveringszekerheid en onze nationale veiligheid. Leveringszekerheid in de product waardeketen is één van de onderdelen van de risicoanalyse die is uitgevoerd door de netbeheerders. Om risico’s ten aanzien van de leveringszekerheid te mitigeren, is onder andere besloten voor elke hardware component in de slimme meter voor twee verschillende leveranciers te kiezen. Eén van de twee leveranciers dient afkomstig te zijn uit een land dat partij is bij de multilaterale Overeenkomst inzake overheidsopdrachten (Government Procurement Agreement – GPA).16 In dit geval betekent dit dat de meetmodule die Kaifa Technology levert, ook wordt geleverd door het Franse Sagemcom. Indien noodzakelijk kunnen de netbeheerders een beroep doen op de Franse leverancier om alle leveringen over te nemen en de dienstverlening te continueren. Dit houdt in dat, indien één van de partijen niet in staat is om te leveren, de andere partij over voldoende capaciteit beschikt om de levering tot 100% te continueren. Hierdoor is de leveringszekerheid van dit onderdeel geborgd. Voor dit leveranciersmodel is ook gekozen om de Europese productie van meetmodules te versterken en beschikbaar te houden.

Vraag 16

Welke concrete artikelen en AMvB’s in de huidige Energiewet geven netbeheerders nu wél/geen handvatten om hoog-risico leveranciers te weren bij (digitale/slimme) meters, aangezien in 2022 het kabinet aangaf dat wijzigingen (o.a. mogelijkheid tot gebruik Aanbestedingswet Defensie en Veiligheid) in de Energiewet zouden landen?

Netbeheerders hebben op grond van de Energiewet de verplichting om de veiligheid en betrouwbaarheid van de netten en het transport over de netten op de meest doelmatige wijze te waarborgen. Daarnaast geldt de verplichting de netten te beschermen tegen invloeden van buitenaf. Dit is een wettelijke taak van netbeheerders.
De netbeheerders kunnen via drie kaders producten of diensten aanschaffen. Deze kaders hebben ieder in meer of mindere mate mogelijkheden om de veiligheid van de producten en diensten en daarmee de nationale veiligheid te waarborgen.17 Er zijn veiligheidsmaatregelen mogelijk in de Aanbestedingswet 2012 (AW2012), de Aanbestedingswet op Defensie en Veiligheidsgebied (ADV) en er kan gebruik gemaakt worden van het inroepen van artikel 346 van het Verdrag betreffende de Werking van de Europese Unie.18
Om een veilige energietransitie te borgen, heeft het kabinet besloten de mogelijkheden voor de netbeheerders om veiligheidsmaatregelen te nemen uit te breiden en te uniformeren. Er wordt tevens verkend in hoeverre harmonisatie van bevoegdheden op termijn mogelijk en wenselijk is, met het oog op een meer uniforme en uitvoerbare systematiek. De nieuwe Energiewet creëert onder artikel 3.18 de bevoegdheid voor de Minister van Klimaat en Groene Groei om aanvullende eisen te stellen aan kritieke processen van de netbeheerders ter bescherming van de nationale veiligheid. Deze regels worden momenteel nader uitgewerkt in onderliggende regelgeving. Hierdoor wordt het voor de netbeheerders gemakkelijker om gebruik te maken van de veiligheidsmaatregelen in de hierboven beschreven wettelijke kaders.
Daarnaast heeft het Ministerie van Justitie en Veiligheid momenteel in de onderliggende conceptwetgeving van de Wet weerbaarheid kritieke entiteiten en de Cyberbeveiligingswet, te weten het Besluit weerbaarheid kritieke entiteiten en het Cyberbeveiligingsbesluit, een artikel opgenomen waarbij entiteiten verplicht kunnen worden om bepaalde producten of diensten van specifieke leveranciers niet te gebruiken. De desbetreffende vakminister kan een dergelijke bevoegdheid inzetten – in overeenstemming met de Minister van Justitie en Veiligheid – indien dat noodzakelijk is om risico’s voor de nationale veiligheid te voorkomen, te beperken of te beheersen. De vakminister dient hiervoor een beoordelingskader te doorlopen en aan de hand daarvan te bepalen of er al dan niet sprake is van de noodzaak om de verplichting op te leggen.

Vraag 17

Bent u bereid om zo spoedig mogelijk met een kader voor vertrouwde leveranciers voor vitale energiecomponenten (incl. meters) te komen, met heldere criteria (staatsinvloed, ketentransparantie, cybersecurity) en een toetsingsproces voor netbeheerders?

Zie antwoord vraag 16.

Vraag 1

Kunt u bevestigen dat volgens Netbeheer Nederland het aantal unieke verzoeken op de wachtlijst midden- en laagspanning in 2025 is opgelopen tot 14.044 en het wachtlijstvermogen tot 9,1GW?1

Ja. Volgens de laatste cijfers van Netbeheer Nederland (stand op 1 juli 2025) en zoals gecommuniceerd in de Kamerbrief Aanpak Netcongestie van oktober jl. staan er 14.044 verzoeken van grootverbruikers in de wachtrij voor midden- en laagspanning bij de regionale netbeheerders, voor afname van in totaal 9,1 GW. Daarnaast staan er 8.539 verzoeken van grootverbruikers voor invoeding op midden- en laagspanning bij de regionale netbeheerders op de wachtrij, met een totaal vermogen van 4,6 GW.2 In maart 2026 zal Netbeheer Nederland met een update van deze cijfers komen.

Vraag 2

Hoeveel aanvragen op wachtlijsten betreffen (a) MKB, (b) grootverbruik/industrie, (c) maatschappelijke instellingen, en wat zijn de mediane wachttijden per categorie en regio?

Informatie over hoeveel partijen er van verschillende categorieën op de wachtlijst staan is niet beschikbaar. In de meest recente voortgangsrapportage netcongestie3 is wel aangegeven dat er 362 partijen in de prioriteitscategorie nationale veiligheid en 295 partijen in de prioriteitscategorie basisbehoeften op de wachtrij staan. Dit zijn met name (maatschappelijke) instellingen, maar kunnen ook bedrijven zijn die vallen onder een van deze categorieën uit het prioriteringskader. De netbeheerders werken aan het verbeteren van het inzicht in de categorieën van bedrijven op de wachtrij. De mediane wachttijd van partijen op de wachtrij is niet beschikbaar. De capaciteitskaart van Netbeheer Nederland4 laat wel zien wanneer de belangrijkste knelpunten per gebied zijn opgelost en geven daarmee een indicatie van de wachttijd per gebied.

Vraag 3

Deelt u de analyse dat netcongestie zowel schaalvergroting als verduurzaming vertraagt en dat in regionale industrie bijna driekwart van verduurzamingsplannen niet tijdig kan doorgaan door tekort aan energie-infrastructuur?

Netcongestie zit inderdaad zowel uitbreiding als verduurzaming van bedrijven in de weg. In de cluster energiestrategie (CES) van cluster 6, waar de regionale industrie gevestigd is, is inderdaad opgenomen dat 73% van de verduurzamingsplannen niet voor 2030 kan doorgaan door het ontbreken van energie-infrastructuur (publicatie januari 2025). De grootste knelpunten die in het rapport worden genoemd zijn, naast netcongestie, de lange afstand tot de hoofdinfrastructuur, het uitblijven van tijdige infrastructuur voor waterstof en CO2, en onvoldoende beschikbaarheid van bio/groen gas en warmte.

Vraag 4

Welke concrete stabiliteits- en veiligheidsmarges leiden er volgens u toe dat netten gemiddeld slechts 30% benut worden, en welke ruimte ziet u voor risicogebaseerde herijking zonder leveringszekerheid te schaden?2

Stabiliteits- en veiligheidsmarges hebben betrekking op het aanhouden van reservecapaciteit. TenneT is wettelijk verplicht om voor het hoogspanningsnet extra componenten aan te leggen (de zogenaamde «vluchtstrook» of reservecapaciteit) zodat stroom beschikbaar blijft tijdens onderhoud of een storing. Uitval op het TenneT-net kan namelijk uitval voor een hele provincie betekenen. Door de grote uitbreidingsopgave van het net zal de gereserveerde ruimte voor onderhoud ook de komende jaren hard nodig zijn. Het Ministerie van KGG onderzoekt samen met de ACM en de netbeheerders de mogelijkheden om het elektriciteitsnet zwaarder te belasten. Hierbij wordt ook geanalyseerd hoeveel procent van het net momenteel gebruikt wordt. Het onderzoek verkent ook de mogelijkheden rondom het nemen van meer risico en mogelijke beleidsopties rondom het zwaarder belasten van het net. Het onderzoek zal eind maart bij de komende voortgangsrapportage worden gedeeld met de Kamer. Hierbij wordt ook gekeken naar de daadwerkelijke gemiddelde benutting van het net. Of dit daadwerkelijk 30% is, is nog niet bekend. Een gemiddelde benutting zegt overigens weinig over de daadwerkelijke benutting in een specifiek gebied. Dit is immers sterk afhankelijk van de specifieke situatie, veiligheidseisen en bijvoorbeeld hoe groot de verwachte groei achter de meter is tot het moment van uitbreiding.
Veiligheidsmarges hebben ook betrekking op de wijze waarop netbeheerders omgaan met de verwachte elektriciteitsvraag. Deze prognoses zijn van belang bij het bepalen of er netcongestie kan optreden. Dit betreft bijvoorbeeld de verwachte toename van de elektriciteitsvraag bij bestaande aansluitingen. Daarbij zijn de voorspellingen en onzekerheden rondom deze groei cruciaal. Het kabinet werkt samen met de netbeheerders, de ACM en het bedrijfsleven aan een doorbraakaanpak voor betere benutting van het net. Het verbeteren van de prognoses maakt hier onderdeel van uit. De Kamer wordt binnenkort geïnformeerd over de uitkomsten van deze doorbraakaanpak.

Vraag 5

Hoeveel «Zeeland-achtige» flexibiliteitsdeals (zoals TenneT-Air Liquide) zijn sinds 2024 gesloten, en welke juridische/financiële/ACM-belemmeringen remmen opschaling?

TenneT heeft nog één andere vergelijkbare afspraak gesloten.6 In beide gevallen werd (een deel van) reeds toegekende vaste («firm») capaciteit omgezet naar een tijdsduurgebonden contract (TDTR). Hierbij kan TenneT het transportrecht maximaal 15% van het aantal uren in het jaar beperken en krijgt het bedrijf een korting op de nettarieven. In beide gevallen was er sprake van specifieke omstandigheden: het bedrijf was bereid reeds toegekende firm capaciteit om te zetten naar flexibele capaciteit en er was genoeg capaciteit beschikbaar op de rustige momenten om de aanvraag in te kunnen passen. De vrijgekomen transportcapaciteit kon vervolgens worden uitgegeven aan partijen op de wachtrij. Deze nieuwe contractvorm is mogelijk sinds 2024.
Naast deze twee zijn er sindsdien nog negentien andere TDTR-contracten gesloten. Dit betreft partijen op de wachtrij die met dit contract (flexibel) konden worden aangesloten, zonder effect op andere partijen op de wachtrij. Flexibiliteit via alternatieve transportrechten zoals de TDTR is vooral aantrekkelijk voor een bedrijf als oplossing om, ondanks de wachtrij, toch (flexibele) transportcapaciteit te kunnen krijgen.
Ruimte voor nieuwe of zwaardere aansluitingen wordt wel gerealiseerd met congestiemanagementproducten (capaciteitssturingscontract en redispatch). Hierbij passen bestaande grote netgebruikers, tegen vergoeding, hun elektriciteitsbehoefte aan wanneer het net overbelast dreigt te raken. Dit maakt het voor de netbeheerder mogelijk om extra aan te sluiten. Bij de volgende voortgangsrapportage in maart wordt het aantal in 2025 afgesloten congestiemanagementcontracten bij de landelijke en regionale netbeheerders gepubliceerd.
In de laatste brief over de voortgang aanpak netcongestie7 zijn de knelpunten benoemd die grootschalige uitrol van alternatieve transportcontracten in de weg staan. Netbeheerders moeten ervaring opdoen met het aan de man brengen van deze nieuwe producten. Zij moeten daarvoor meer transparantie bieden in waar welke flexibiliteit nodig is. Marktpartijen moeten worden bewogen om flexibeler met gebruik en invoeding van elektriciteit om te gaan. Het kabinet werkt samen met de netbeheerders, de ACM en het bedrijfsleven aan een doorbraakaanpak voor betere benutting van het net. Oplossingen om deze knelpunten te doorbreken maken hier onderdeel van uit. De Kamer wordt binnenkort geïnformeerd over de uitkomsten van deze doorbraakaanpak.

Vraag 6

Erkent u dat regionale afstemming over locaties voor energieprojecten tot 10 jaar kan duren en dat dit samenhangt met te weinig ruimtelijke regie op elektriciteitsinfrastructuur? Welke maximale doorlooptijden gaat u hanteren voor locatiekeuze en vergunningen voor netprojecten?3

Het kabinet herkent de duur van 10 jaar voor het gehele realisatieproces van energie-infrastructuurprojecten. Dit omvat meer dan alleen afstemming over locaties. Hierin zit ook technische verkenning, milieu-effectonderzoeken, vergunningverlening volgend op het locatiebesluit, bezwaar- en beroepsprocedures, en de bouw van het project. Het kabinet werkt aan het verkorten van deze totale doorlooptijd, zoals aangegeven in de Kamerbrief «sneller uitbreiden elektriciteitsnet» van 25 april 20259. Onderdeel hiervan is het wetgevingsprogramma netcongestie. Per 1 januari 2026 geldt bijvoorbeeld een standaard gedoogplicht voor onderzoekswerkzaamheden waardoor de voorbereidingen tot locatiekeuze minder vertraging kunnen oplopen.
Het uitgangspunt blijft een zorgvuldig doorlopen proces. Voor vergunningverlening en bezwaar- en beroepsprocedures bestaan vrij scherpe maximale termijnen. Daarom wordt onderzocht hoe processtappen simultaan kunnen verlopen en zo efficiënt mogelijk ingericht om de doorlooptijd te minimaliseren. Met de wettelijke maatregel «Versnelde beroepsprocedure voor elektriciteitsprojecten vanaf 21kV» die uiterlijk begin 2027 in werking treedt, worden stappen in de beroepsprocedure overgeslagen met mogelijk 1,5 jaar verkorting van doorlooptijden. Uiteindelijke inwerkingtreding is afhankelijk van de grondslag in de Wet Regie Volkshuisvesting die momenteel voor behandeling in de Eerste Kamer ligt.
Het kabinet werkt ook aan versnelling van de locatiekeuze binnen de projectprocedure. Een groot deel van deze procedure is door (Europese) wetgeving verplicht, het kabinet onderzoekt de mogelijkheden om binnen deze kaders te versnellen. De doorlooptijd van dit proces kan één of meerdere jaren duren. In verband met de complexiteit en beslag op de ruimte kan dit proces sneller bij 110/150kV projecten dan 220/380kV. Het kabinet werkt aan versnelling met afspraken over het trechteren van locaties. Met steun van gemeenten en provincies kaderen we het afwegen van alternatieve locaties en de inrichting van een zo snel mogelijke én zorgvuldige procedure. Om de ruimtelijke regie verder te versterken wordt er aan de hand van de projectenaanpak ook gewerkt aan het sneller aanwijzen van bevoegd gezag. KGG faciliteert deze snellere aanwijzing door in een vroeg stadium gesprekken te organiseren tussen TenneT en decentrale overheden. Met deze beleidsmatige en wettelijke stappen voorkomen we te lange procedures, versnelt tussentijdse besluitvorming en kan het Rijk ingrijpen bij impasses.
Ook het formatierapport «Routes naar realisatie: keuzes voor het klimaat en de energietransitie»10 gaat in op knelpunten t.a.v. de lange doorlooptijden van energieprojecten en brengt beleidsopties in kaart, zoals proactieve ruimtelijke sturing via actief grondbeleid.

Vraag 7

Kunt u bevestigen dat elektriciteitskosten in Nederland 20–50% hoger liggen dan buurlanden en dat industriële elektriciteitsprijzen tot de helft hoger kunnen zijn? Welke maatregelen neemt u om prijspariteit met België en Duitsland te bereiken en op welke termijn?4

In 2024 en 2025 heeft het kabinet onderzoek laten uitvoeren naar de elektriciteitskosten in Nederland ten opzichte van buurlanden. Hieruit blijkt inderdaad dat de elektriciteitskosten voor industriële grootverbruikers in Nederland fors hoger liggen. In de Kamerbrieven van 25 april 202512 en 16 september 202513 is de Kamer over verschillende maatregelen geïnformeerd die het kabinet op nationaal niveau neemt om de energierekening voor bedrijven en consumenten te verlagen. Zo is de indirecte kostencompensatie ETS (IKC-ETS) verlengd tot en met 2028 en werkt het kabinet opties uit om de nettarieven te verlagen, gericht op besluitvorming door een nieuw kabinet.

Vraag 8

Deelt u de inschatting dat nettarieven richting 2040 meer dan verdubbelen bij ~5% groei per jaar? Hoeveel komt hiervan neer bij huishoudens, MKB en industrie, en welke dempingsopties onderzoekt u?5

De elektriciteitsnettarieven kunnen bij ongewijzigd beleid inderdaad meer dan verdubbelen. Het kabinet heeft dit in de kabinetsreactie op het IBO-rapport Bekostiging van de Elektriciteitsinfrastructuur eveneens aangegeven.15 De geraamde stijging richting 2040 is echter met aanzienlijke onzekerheden omgeven. In de kabinetsreactie op het IBO heeft het kabinet meerdere opties geschetst om de kosten van netbeheerders, en daarmee de tarieven van aangeslotenen, te dempen. Deze opties zijn onder meer energiebesparing, het flexibiliseren van het netgebruik door aangeslotenen, het beter benutten en zwaarder belasten van de netten, locatiesturing en het maken van andere keuzes voor het toekomstig energiesysteem. Zie in onderstaande figuur de verdeling van de groei van de netkosten per categorie aangeslotenen.
Ook het anders verdelen van de kosten in de tijd in de vorm van een zogenoemde amortisatierekening is onderzocht. Hierbij wordt een deel van de kosten doorgeschoven naar toekomstige gebruikers. Op Prinsjesdag heeft het kabinet moeten concluderen dat de rationale en juridische mogelijkheid hiervoor ontbreekt.16 In dezelfde brief geeft het kabinet aan dat ook een eventuele subsidie aan TenneT tot de mogelijkheid behoort om de netkosten te dempen. Een dergelijke maatregel heeft significante en langjarige budgettaire consequenties, zoals ook blijkt uit het formatierapport «Routes naar Realisatie»17. Besluitvorming hierover is aan een nieuw kabinet.

Vraag 9

Bent u bereid de optie uit te werken om de energiebelasting op elektriciteit voor grootverbruik richting het EU-minimum te brengen?

Het kabinet onderschrijft het belang van concurrerende energieprijzen en een gelijk speelveld voor de industrie. Het verlagen van de energiebelasting op elektriciteit kan hieraan bijdragen, zoals ook beschreven in het in het vorige antwoord genoemde rapport Routes naar Realisatie. Het belang van een dergelijke belastingverlaging voor de industrie zal moeten worden afgewogen tegen de doelstellingen van de energiebelasting, namelijk het genereren van overheidsinkomsten en het stimuleren van energiebesparing. Daarbij is ook relevant dat een verlaging van de energiebelasting op elektriciteit slechts een beperkt effect zou hebben op de elektriciteitskosten van grote industriële bedrijven, doordat net- en elektriciteitstarieven een groter onderdeel vormen van de energiekosten, en doordat een deel van de industrie al is vrijgesteld van energiebelasting. Besluitvorming hierover is aan een nieuw kabinet.

Vraag 10

Welke nationale koppen bovenop Europees beleid dragen volgens u aantoonbaar bij aan concurrentienadeel, en welke koppen heroverweegt u in het licht van investeringszekerheid en industriebehoud?6

Er zijn diverse factoren die bijdragen aan concurrentienadeel. Dat kunnen nationale koppen zijn, zoals de CO2-heffing voor de industrie, maar ook een hoger tarief in de energiebelasting of het feit dat in Nederland de volumecorrectieregeling (VCR) – conform EU-regels – is afgeschaft terwijl andere landen deze nog steeds hanteren. Een uitgebreid overzicht van factoren die invloed hebben op het concurrentievermogen is te vinden in de Speelveldtoets19. Daaruit blijkt dat de hoge elektriciteitskosten in vergelijking met buurlanden één van de belangrijkste factoren zijn. Het kabinet probeert dit speelveld gelijker te trekken door onder andere de indirecte kostencompensatie ETS (IKC-ETS) te verlengen. Met het pakket voor Groene Groei20 heeft het kabinet eerder al ingezet op het herstellen van het gelijk speelveld en verbeteren van het concurrentievermogen door het effectief buiten werking stellen van de CO2-heffing en niet invoeren van de plasticsheffing. Tegelijkertijd heeft Nederland relatief veel subsidies voor de industriesector ten opzichte van buurlanden21 en zijn er andere factoren die een positief effect op de concurrentiepositie van de Nederlandse industrie hebben zoals opgebouwde expertise, logistieke hubs, goede infrastructuur en een hoog opgeleide bevolking.

Vraag 11

Deelt u dat netcongestie een belangrijk obstakel is voor AI-proposities en dat hyperscale-datacenters door beleid feitelijk in 340 van 342 gemeenten niet mogelijk zijn?7

Het kabinet erkent dat netcongestie een belangrijk obstakel is. Voldoende datacentercapaciteit is randvoorwaardelijk voor het realiseren van de Nederlandse AI-ambities. Wachtlijsten voor aansluitingen en bouwstops belemmeren de groei van deze sector. Het recente advies van Peter Wennink benadrukt terecht de urgentie om netcongestie aan te pakken via betere netbenutting, flexibiliteit, prioritering en publiek-private samenwerking.
In 2023 is in de algemene maatregel van bestuur (AMvB) in het Besluit kwaliteit leefomgeving (paragraaf 5.1.7.7) een instructieregel opgenomen waaruit volgt dat de bouw van hyperscale datacenters – met een vermogen van meer dan 70 MW en een ruimtebeslag van meer dan 10 hectare – op dit moment inderdaad feitelijk in slechts twee gemeenten mogelijk is. Dit beleid voorziet in landelijke regie op deze zeer grootschalige faciliteiten vanwege hun impact op leefomgeving, energievoorziening en infrastructuur, en is daarmee niet toe te schrijven aan netcongestie. Er bestaan geen landelijke restricties voor vestiging van datacenters onder de drempelwaardes van hyperscale datacenters uit deze AMvB. Grote datacenters kunnen worden gebouwd zolang zij niet tegelijk aan beide criteria voldoen. De besluitvorming hierover is een bevoegdheid van gemeenten en provincies. Zij bepalen of, en onder welke voorwaarden zij datacenters op hun grondgebied toestaan.
Datacenters die onder de criteria van deze AMvB ontwikkeld mogen worden kunnen evengoed een waardevolle bijdrage leveren aan de ontwikkeling van AI-capaciteit en digitale infrastructuur.

Vraag 12

Gezien het projectvoorstel «AI Gigafabriek» >100.000 GPU’s en 250–750 MW IT-capaciteit noemt, welke harde randvoorwaarden stelt het kabinet aan netinpassing, flexibiliteit en restwarmte zodat dit niet tot extra congestie leidt?

De precieze grootte van de omvang van een AI-gigafabriek staat niet vast en kan verschillen per projectvoorstel. AI-infrastructuur vormt de fundering onder moderne AI-modellen en -toepassingen. Het kabinet verwelkomt daarom AI-infrastructuur initiatieven en investeringen waar zij positief bijdragen aan een evenwichtige ontwikkeling van het nationale en Europese AI-ecosysteem.
Dit kunnen volledig private AI-infrastructuur projecten zijn.
Met betrekking tot het specifieke publiek-private Europese AI-gigafabrieken initiatief heeft het kabinet nog geen definitieve besluitvorming afgerond of formele keuze gemaakt om mee te financieren aan een AI-gigafabriek binnen de EuroHPC call voor AI-gigafabrieken die nog opengesteld moet worden.23 De precieze randvoorwaarden voor ondersteuning en co-financiering van een AI-gigafabriek worden op dit moment nog uitgewerkt door de Europese Commissie en zullen bij openstelling van de call bekend zijn. Wel is in de amendering van de EuroHPC-verordening al benadrukt dat voor AI-gigafabrieken energie-efficiëntie en duurzaamheid deel zullen uitmaken van de criteria die de Commissie wil meenemen in het selectieproces.

Vraag 1

In hoeverre deelt u de analyse dat ruimtegebruik van de energietransitie oorzaak is voor het mogelijk verdwijnen van Moerdijk?

Het kabinet en de regio hebben nog geen besluit genomen over het mogelijk verdwijnen van het dorp Moerdijk. Het kabinet en de regio zijn voornemens om in juni 2026 een gezamenlijke voorkeur uit te spreken voor waar de ontwikkelingen van het haven- en industriecluster Moerdijk gerealiseerd gaan worden. Een definitief besluit over waar de ontwikkelingen gaan plaatsvinden wordt pas genomen na vaststelling van een gebiedsplan. Bij het Bestuurlijk Overleg Leefomgeving1 (BOL) van 2025 hebben het kabinet en de regio afgesproken om ruimte te bieden aan de energietransitie (installaties en tracés voor kabels en leidingen) en autonome groei van bedrijvigheid, waaronder verduurzaming en circulair maken van de bestaande industrie. Hiervoor wordt (deels) gekeken naar ruimte buiten het haven- en industriecluster Moerdijk en het Amercentrale-terrein in Geertruidenberg. Op basis van de verrichte technische studies (fase 2B2) hanteren het kabinet en de regio voor de voornoemde onderdelen een indicatieve ruimtevraag van 700 hectare voor de gehele Powerport regio. De concrete invulling van de ruimtevraag wordt nader uitgewerkt.

Vraag 2

Kunt u aangeven hoeveel extra ruimtegebruik de energietransitie vraagt in Nederland tot aan 2040?

De energietransitie vraagt extra ruimte overal in Nederland. Dit is nodig om netcongestie op te lossen en onze onafhankelijkheid te waarborgen. Deze ruimtevraag wordt vooral gebundeld in en rondom de haven- en industrieclusters, zoals aangegeven in de ontwerp-Nota Ruimte3. Het precieze extra ruimtegebruik tot aan 2040 in deze clusters is afhankelijk van de economische ontwikkeling en de keuzes in het energiesysteem. Met het Programma Energiehoofdstructuur4 (PEH) is de verwachte ruimtevraag in kaart gebracht voor de energietransitie in de haven- en industrieclusters tot en met 2050.

Vraag 3

In hoeverre heeft u in kaart waar deze extra ruimtevraag in Nederland nodig is, en kunt u deze delen? Zo ja, welke daar nu bestaande functies zoals wonen, bedrijven, landbouw moeten daardoor verdwijnen?

Zie het antwoord op vraag 2. Binnen de haven- en industrieclusters en andere NOVEX-gebieden worden verschillende functies (waaronder wonen, bedrijven, landbouw en energie) integraal afgewogen. Per gebied wordt daarin gekeken wat, alles overwegend, de beste manier is om nieuwe ruimtevragers in te passen. Deze aanpak volgen we ook in het haven- en industriecluster Moerdijk.

Vraag 4

Op welke manier neemt u de extra ruimtevraag en het verdwijnen van hele gemeenschappen mee in de veelgeprezen versterking van de «brede welvaart» afweging?

Het kabinet en de regio hebben bij het BOL van 2025 afgesproken dat een strategische uitbreiding alleen kan als de brede welvaart en leefbaarheid gelijktijdig, geloofwaardig en structureel versterkt worden. Brede welvaart is een expliciet onderdeel van het nog op te stellen gebiedsplan.

Vraag 5

In hoeverre deelt u de mening dat kernenergie per eenheid opgewekte elektriciteit aanzienlijk minder ruimte vergt dan een energietransitie die primair is gebaseerd op wind- en zonne-energie, mede gelet op internationale studies waaruit blijkt dat kernenergie per eenheid elektriciteit 18 tot 27 maal minder land vereist dan zonne-energie1?

Het kabinet deelt de opvatting over dat kernenergie minder ruimte vergt per eenheid opgewekte elektriciteit, in relatie tot andere energiebronnen zoals wind- en zonne-energie. Het verschil tussen het ruimtegebruik op land van kernenergie en windenergie geproduceerd op zee is echter klein. Converterstations voor aanlandingen van wind op zee hebben een relatief klein ruimtegebruik op land. Voor een robuust, duurzaam en betaalbaar energiesysteem is een diverse energiemix essentieel, met daarin voldoende ruimte voor wind, zon en kernenergie. Per onderdeel van het energiesysteem worden de best geschikte locaties gezocht, waarin de overkoepelende ruimtelijke keuzes voor het energiesysteem gemaakt worden via het PEH.

Vraag 6

Kunt u daarbij aangeven of bij de ruimtelijke beoordeling een scenario met substantiële kernenergieproductie is onderzocht, wat dit zou betekenen in termen van hectares ruimtebesparing voor de regio Moerdijk en voor Nederland, en – indien dat niet het geval is – of u bereid bent dit alsnog te (laten) berekenen en met de Kamer te delen?

In het eerste PEH en het Nationaal Plan Energiesysteem (NPE) zijn ook scenario's met substantiële hoeveelheden kernenergie onderzocht. Ook wanneer er relatief veel kernenergie ontwikkeld wordt, blijft het een aanvulling op zon en windenergie en blijft er dus ruimte nodig voor o.a. de aanlanding van wind op zee. Nederland heeft een verzameling aan energiebronnen nodig om energieonafhankelijkheid, leveringszekerheid en verduurzaming te borgen. Het kabinet zet daarom in op een verdere opschaling van wind op zee en kernenergie.

Vraag 7

Welke rol speelt ruimtegebruik bij uw afweging voor de energietransitie?

Het energiesysteem en de transitie van fossiele naar duurzame bronnen zijn complexe vraagstukken met veel verschillende onderdelen die afhankelijk zijn van elkaar. Middels het NPE worden keuzes over de energiemix van het toekomstige energiesysteem gemaakt, via het PEH worden keuzes gemaakt over het ruimtegebruik en de locaties van de onderdelen van het energiesysteem. Ruimtegebruik is een van de factoren die meeweegt in het maken van keuzes voor het energiesysteem van de toekomst, net als verschillende andere publieke belangen zoals betaalbaarheid, duurzaamheid en leveringszekerheid.

Vraag 8

Ziet u mogelijkheden om de inwoners van de kern Moerdijk opnieuw te vestigen binnen de gemeente Moerdijk in één van de andere woonkernen? Zo ja, wat gaat u doen om dit mogelijk te maken?

Het kabinet en de regio werken een transitiestrategie uit met én voor de inwoners in het gebied, passend bij het principebesluit waarvan het voornemen is dit in juni 2026 te nemen. Hierin is oog voor de verschillende wensen van de betrokken inwoners en het behouden van de leefbaarheid en voorzieningenniveau in het dorp. Binnen deze transitiestrategie kan ook worden onderzocht of het mogelijk is om inwoners van de kern Moerdijk elders in de regio te huisvesten.

Vraag 9

Hoe wordt geborgd dat basisvoorzieningen zoals de basisschool, sportverenigingen, zorgpost en supermarkt tot het einde openblijven?

Zie het antwoord op vraag 8.

Vraag 10

Hoe verhoudt het besluit om de dorpskern Moerdijk te schrappen zich tot de vastgestelde zoekgebieden in het Programma Energiehoofdstructuur (PEH) en het Nationaal Plan Energiesysteem (NPE)?

Zie het antwoord op vraag 1, er is geen besluit genomen om de dorpskern Moerdijk te schrappen. Het PEH is de ruimtelijke doorvertaling van het NPE. De ruimtevraag die in kaart is gebracht in het PEH is onderdeel van de bredere opgave voor de Powerport regio Moerdijk. In de bredere opgave voor Powerport Regio Moerdijk valt ook de ruimtevraag voor de groei van bedrijvigheid, het verduurzamen en circulair maken van de industrie.

Vraag 11

Wat is het totale ruimtebeslag van de Powerportopgave per onderdeel (stations, kabels, opslag, waterstof- en CO2-leidingen, havenlogistiek) en hoe verklaart u het verschil tussen de 28 hectare (ha) voor het 380/150/20 kV-station2 en de 400–500 ha die de gemeente noemt voor de totale opgave?

Zie het antwoord op vraag 1. De verdeling is te vinden in de technische studie7 van de Ontwerptafel Powerport regio Moerdijk. Het kabinet en de regio hanteren daarin een indicatieve ruimtevraag van 700 ha, nodig voor de verduurzaming en het circulair maken van bedrijvigheid en de energietransitie. De 28 ha die benodigd is voor het hoogspanningsstation dat gebouwd moet worden is onderdeel van die totaalopgave.

Vraag 12

In hoeverre is de sloop van het dorp nodig voor de logistieke uitbreiding (PowerPort) in plaats van alleen voor energie-infrastructuur?

Powerport is de benaming voor de gehele ontwikkeling in de regio Moerdijk. Een groot deel van de ruimtevraag komt voort uit de autonome groei van bedrijvigheid (waaronder het circulair maken van de industrie) en logistiek. In de technische studie genoemd bij het antwoord op vraag 11 is een nadere uitwerking van de ruimtevraag te vinden.

Vraag 13

Wat zijn de geraamde totale kosten van het opheffen van Moerdijk, uitgesplitst naar (a) verwerving en taxatie van 1.100 woningen/bedrijven en compensatie voor immateriële schade, (b) verplaatsing van publieke voorzieningen zoals school, sport en begraafplaats, (c) aanleg van de nieuwe energie-infrastructuur en (d) leefbaarheids- en gebiedsfonds? Hoe wordt dit gefinancierd (Rijk, provincie, havenbedrijf, TenneT/Enexis) en zijn hiervoor middelen gereserveerd in de Rijksbegroting?

Hier moet nader onderzoek naar worden gedaan. Als onderdeel van de besluitvorming op 1 december jl. heet het kabinet een eenmalige bijdrage toegekend van € 17 miljoen om de garantiewaarde van de Moerdijkregeling te verhogen van 95% tot 100%. Een verdere verkenning naar de totale kosten en de verdeling hiervan over partijen moet nog worden uitgevoerd en wordt onderdeel van het te nemen principebesluit in juni 2026.

Vraag 14

Hoe worden de kosten van onteigening, verplaatsing en leefbaarheidsmaatregelen op project- en systeemniveau bijgehouden en betrokken bij de nationale kosten-batenanalyse? Bent u bereid een openbaar register in te richten waarin alle ruimtelijke kosten (grondaankoop, onteigening, waardedaling, leefbaarheidsfondsen, juridisch verweer) worden vastgelegd?

Dit is onderdeel van de nog uit te werken transitiestrategie en financiële afspraken. Een openbaar register is geen onderdeel van deze financiële afspraken.

Vraag 15

Wie heeft de regie in dit project? Het participatieplan vermeldt dat TenneT en Enexis initiatiefnemer zijn en dat het Ministerie van Klimaat en Groene Groei het bevoegd gezag is3. Wat is de rol van de Minister van Binnenlandse Zaken, de Minister van Infrastructuur en Waterstaat, de provincie Noord-Brabant en de gemeente Moerdijk? Wie beslist uiteindelijk over de opheffing van het dorp en wie over de inrichting van het gebied?

Uitwerking van de uitbreiding van Powerport Moerdijk vindt plaats onder regie van alle betrokken overheden: Rijksoverheid (KGG, IenW en VRO), provincie Noord-Brabant, Gemeenten Moerdijk, Drimmelen en Geertruidenberg en waterschap Brabantse Delta. Deze partijen beslissen ook gezamenlijk over de toekomst van het dorp Moerdijk.
Het participatieplan waar naar verwezen wordt heeft betrekking op de realisatie van een nieuw hoogspanningsstation waarvoor Enexis en TenneT de initiatiefnemers zijn. De Minister van KGG is in afstemming met de Minister van VRO het bevoegd gezag voor het Projectbesluit van dit hoogspanningsstation. Het hoogspanningsstation is slechts een klein onderdeel van de gehele uitbreiding binnen de Powerport regio Moerdijk.

Vraag 16

Acht u het maatschappelijk en juridisch wenselijk dat de energietransitie gepaard gaat met het verwijderen van dorpen? Welke precedenten bestaan er in Nederland of elders en wat zijn de belangrijkste lessen?

Nederland is druk en de opgaven zijn groot. Om ook voor de toekomst voldoende ruimte te kunnen bieden aan groeiende economie en bevolking is uitbreiding van het energienet noodzakelijk. Dat is nodig om woningen en bedrijven van stroom te kunnen voorzien. Er zullen moeilijke keuzes gemaakt moeten worden, waarbij lokale, regionale en landelijke belangen met elkaar afgewogen worden. Soms betekent dit dat bepaalde functies zullen verdwijnen om plaats te maken voor andere. Het opheffen van een dorp of dorpskern is daarbij een heel zwaar besluit dat niet vaak genomen zal worden. Dat kan alleen indien uit een integrale afweging blijkt dat er geen redelijke alternatieven zijn en er voldoende compenserende maatregelen genomen worden.
Er is in Nederland geen precedent waarbij op deze schaal een dorp of dorpskern is verplaatst voor energie-infrastructuur, maar het komt wel degelijk voor dat woningen of andere functies soms plaats moeten maken voor infrastructuur of andere ontwikkelingen. Daarbij zijn naast goed overleg tussen alle betrokken overheden, inwoners en andere partijen ook een goede afweging van alternatieven, maatschappelijke kosten en baten en compenserende maatregelen van belang.

Vraag 17

Acht u dat de grote ruimtelijke claim van een 100% hernieuwbaar energiescenario aanleiding is om, conform het NPE dat wind, zon en kernenergie als mix benoemt4 en een opschaling naar 70 GW wind op zee en 3,5–7 GW kernenergie voorziet, het energiesysteem te herijken en extra kernenergie of andere compacte bronnen toe te voegen?

Het NPE wordt op dit moment geactualiseerd. Het kabinet verwacht dit te publiceren met Prinsjesdag 2026. Onderdeel van de actualisatie is ook een herijking van de verwachte benodigde capaciteiten aan wind, zon en kernenergie, waarin ook de verhouding tussen productie in Nederland en import een rol speelt. Het ruimtebeslag van energiebronnen is een van de factoren op basis waarvan besluiten worden genomen over de toekomst van het energiesysteem en de samenstelling van de energiemix.

Vraag 18

Kunt u deze vragen een voor een beantwoorden?

Ja, de vragen zijn één voor één beantwoord.

Vraag 19

Kunt u deze vragen beantwoorden vóór het nog in te plannen plenaire debat over Moerdijk?

Ja.