Vraag 1

Welke factoren vindt u van belang bij het aanwijzen van locaties voor de bouw van de twee nieuwe kerncentrales? Op welke manier onderzoekt u momenteel deze factoren?

De volgende factoren zijn van belang bij de locatiekeuze voor de bouw van een kerncentrale:
de aanwezigheid van koelwater,
de bereikbaarheid (voor o.a. hulpdiensten, aan – en afvoer van stoffen),
de ligging ten opzichte van bevolkingscentra c.q. bevolkingsdichtheid en de mogelijkheid te voldoen aan de eisen voor veiligheid van omwonenden,
de geschiktheid van de elektriciteitsinfrastructuur en de toekomstige mogelijkheden voor investering in aanpassingen,
de aanwezigheid van mogelijke gebruikers/afnemers van de geproduceerde energie (en van restproducten),
de mogelijkheden voor ruimtelijke inpassing,
de mogelijkheden om negatieve milieueffecten voor natuurbeschermingsgebieden in de omgeving te voorkomen,
het maatschappelijk draagvlak.
Uiteraard is daarbij ook een samenhang van deze factoren met andere aspecten van belang, zoals het aantal centrales, de omvang van en techniek gebruikt bij de centrales die op een locatie geplaatst zouden (kunnen) worden. Uiteindelijk gaat het er bij de locatiekeuze om, om op basis van een samenhangende weging van bovengenoemde factoren, de beste keuze te maken.
Ik verwacht uw Kamer voor het zomerreces in een aparte Kamerbrief te informeren over de stappen die ik momenteel zet richting de bouw van twee nieuwe kerncentrales.
De scenariostudie die momenteel in uitvoering is, bekijkt de mogelijke rol en omvang van kernenergie in de energiemix richting 2030–2050 en daarna. Deze studie biedt ook input en richting voor de locatiekeuze. Deze studie wordt naar verwachting voor de zomer afgerond. Ik zal uw Kamer na de zomer middels een Kamerbrief over de resultaten en de betekenis daarvan voor het vervolg informeren.
In een volgende fase van het traject worden vanuit de resultaten van de scenariostudio en andere verkennende onderzoeken en lopende gesprekken, vervolgstappen bepaald en gezet. Deze hebben onder andere betrekking op de locatiekeuze.

Vraag 2

Welke locaties zijn het meest geschikt als het gaat om een aansluiting op het hoogspanningsnet? Voor welke locaties heeft TenneT een voorkeur vanuit dat perspectief?

Uit de marktconsultatie van KPMG (Kamerstuk 32 645, nr. 96) kwam naar voren dat TenneT oordeelt dat een locatie nabij het hoofdnet het meest economisch en gemakkelijkst inpasbaar is. Als er sprake is van grote centrales (> 1,2 GW), moet potentiële lokale netcongestie worden meegenomen in de locatiekeuze, bijvoorbeeld bij locaties met nabijgelegen aanlanding van offshore windenergie. Een en ander hangt uiteraard ook samen met mogelijke ontwikkelingen op het gebied van vraag en aanbod, zoals elektrificatie van (in de nabijheid aanwezige) industrie. De actuele netcapaciteit wordt in het lopende onderzoeksproces meegenomen. Het vraagstuk van de elektriciteitsinfrastructuur en mogelijke netcongestie zal nog nader worden uitgewerkt en geactualiseerd. Dit gebeurt onder meer vanuit de resultaten van de scenariostudie.

Vraag 3

Hoe ziet u de plaatsing van kerncentrales dichtbij grote verbruikers van elektriciteit, om zo de benodigde elektriciteitsinfrastructuur zo klein mogelijk te houden?

Dit is zeker een aspect waarmee ik in de verkenningen die worden uitgevoerd en bij de uiteindelijke locatiekeuze rekening zal houden.

Vraag 4

Betekent het feit dat kerncentrales veel technici nodig hebben dat u ook kansen ziet om de lokale werkgelegenheid in de regio te faciliteren?

Ja, ik zie dat zeker als een kans voor een regio. De marktconsultatie van KPMG sprak voor de bouw van een kerncentrale van 1.000 MW over ongeveer 12 duizend directe arbeidsjaren.
Daarnaast levert de operatie van een kerncentrale van 1.000 MW gemiddeld 600 voltijdsbanen op per jaar uitgaande van een levensduur van 50 jaar. Over de gehele levensduur van een kerncentrale van deze grootte levert deze ook 1.000 indirecte banen op.
Uit de marktconsultatie is ook naar voren gekomen dat (hoogwaardige) lokale werkgelegenheid, de effecten op het vestigingsklimaat en het vergaren en behoud van kennis voor provincies als positieve aspecten meespelen in de afweging.

Vraag 5

Gaat u bij de locatiekeuze verder met de conclusies van de marktconsultatie van KPMG?

Ik zal de bevindingen uit de marktconsultatie betrekken bij de afweging en waar nodig actuele ontwikkelingen meenemen.

Vraag 6

Hoe waardeert u het feit dat er groot draagvlak is in Zeeland voor een nieuwe kerncentrale?

Draagvlak is een belangrijke factor in dit proces. De marktconsultatie van KPMG benoemt het brede politieke draagvlak voor het realiseren van een nieuwe kerncentrale in de provincie Zeeland. Ik heb hiervan kennisgenomen en weeg dit mee in de locatiekeuze.

Vraag 7

Welke (praktische) voordelen ziet u om meerdere kerncentrales op dezelfde locatie te bouwen?

Het bouwen van meerdere kerncentrales op eenzelfde locatie kan zeker voordelen hebben, onder andere waar het gaat om een beperking van de kosten.

Vraag 8

Op welke termijn bent u voornemens een besluit te nemen over de locatiekeuze, ook gezien de noodzaak tot versnelling?

Zoals ik heb aangegeven bij het antwoord op vraag 1 zal ik uw Kamer voor het zomerreces per Kamerbrief informeren over de stappen die ik momenteel zet richting de totstandkoming van nieuwe kerncentrales. Na de zomer zal ik vanuit de resultaten van de scenariostudio en andere verkennende onderzoeken en gesprekken die momenteel worden uitgevoerd, vervolgstappen uitzetten, onder andere ten aanzien van de locatiekeuze.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Interesse in kerncentrales groeit, maar: waar zijn de nucleair specialisten»?1

Ja.

Vraag 2

Wat is uw inschatting van het tekort aan mensen bij de overheid, toezichthouder, universiteiten en andere relevante organisaties voor de bouw van twee kerncentrales? Kunt u dat per organisatie uitsplitsen?

Er is op voorhand geen inschatting te maken van een eventueel tekort aan arbeidskrachten voor de bouw van nieuwe kerncentrales. De marktconsultatie van KPMG (Kamerstuk 32 645, nr. 96) laat zien dat de bouw van een kerncentrale van 1.000 MW ongeveer twaalf duizend directe arbeidsjaren oplevert. Ook na ingebruikname levert een kerncentrale een bijdrage aan de (lokale) economie en werkgelegenheid. De operatie van een kerncentrale van 1.000 MW levert gemiddeld zeshonderd voltijdsbanen op per jaar uitgaande van een levensduur van 50 jaar.
Een belangrijk onderdeel van de stappen die ter uitvoering van het coalitieakkoord zijn gezet, is een studie over de inpassing van kernenergie in de Nederlandse energiemix richting 2030–2050 en daarna. De studie modelleert het energiesysteem in Nederland als deel van Noordwest Europa voor verschillende scenario’s en gevoeligheidsanalyses. Hierbij gaat de studie in op factoren als grondstoffen- en energiezekerheid, maatschappelijke en ruimtelijke inpassing, kosten en financieringsinstrumenten en de rol van nieuwe technieken als Small Modular Reactors (SMR’s).

Vraag 3

Gelden de tekorten zoals hiervoor benoemd ook als er meer dan twee kerncentrales gebouwd zouden worden? Om hoeveel extra Full-time equivalent (fte) zou het gaan bij meer dan twee kerncentrales?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 4

Welke stappen neemt u dit jaar om een begin te maken met het inlopen van dit tekort?

Het kabinet heeft in het coalitieakkoord aangegeven dat het hebben van voldoende vakmensen, nu, maar ook op weg naar 2050 een randvoorwaarde is voor een ambitieus klimaatbeleid. Het kabinet gaat met onderwijsinstellingen, overheden, en de sector zelf aan de slag om te bezien hoe meer interesse kan worden gewekt voor werk in het nucleaire domein, om zodoende meer vakmensen op te leiden en, waar nodig, om of bij te scholen. In de Kamerbrief aanpak arbeidsmarktkrapte, die voor de zomer uitgaat, wordt nader ingegaan op de overkoepelende kabinetsaanpak tegen krapte. Hierin zullen maatregelen op verscheidene beleidsterreinen en voor verschillende sectoren aan bod komen.
Om als Nederland op een effectieve en veilige wijze nieuwe kerncentrales te bouwen, moet de daarvoor vereiste kennisinfrastructuur op orde zijn. Ik werk hier samen met mijn collega’s van VWS, IenW, OCW, SZW en de Autoriteit Nucleaire Veiligheid en Stralingsbescherming (ANVS) aan. Eind 2020 is een interdepartementale werkgroep opgericht naar aanleiding van het verschijnen van het rapport «Naar een Agenda en Platform Nucleaire Technologie en Straling» (Bijlage bij Kamerstuk 25 422, nr. 266) van de Commissie Van der Zande. Deze werkgroep is bezig een beter beeld te verkrijgen van de omvang van de dreigende schaarste aan nucleaire experts en de achterliggende oorzaken daarvan, met als doel om effectieve en gerichte maatregelen te kunnen nemen.

Vraag 5

Hoe snel verwacht u dat de benodigde kennis bij alle relevante instellingen op peil is?

In haar rapport heeft de Commissie Van der Zande aanbevolen om voor Nederland een «Human Resources Observatorium voor Nucleaire Technologie en Straling» op te richten, om eventuele kwetsbaarheden beter in kaart te brengen. De werkgroep heeft hierover eerste gesprekken gevoerd met het European Human Resources Observatory for the Nuclear Energy Sector (onderdeel van het Joint Research Center van de Europese Commissie) dat als taak heeft om op Europees niveau de ontwikkelingen in vraag en aanbod van nucleaire kenniswerkers in kaart te brengen. Hieruit blijkt dat het verkrijgen van de gewenste (vergelijkbare) input data de nodige uitdagingen kent. Vooruitlopend op de eventuele oprichting van zo’n observatorium voor Nederland is de werkgroep bezig geweest een indicatief beeld te krijgen van de eventuele huidige en toekomstige schaarste: wat voor type nucleaire experts dreigen schaars te worden, uitgaande van verschillende toekomstscenario’s voor initiatieven op nucleair terrein. Deze scenario’s variëren van geen nieuwe initiatieven tot bepaalde nieuwe initiatieven op het gebied van kernenergie of medische isotopenproductie. Hiervoor zijn interviews gehouden met verschillende partijen die in de nucleaire keten actief zijn, inclusief de relevante onderwijsinstellingen. Ook is dit voorjaar vanuit de werkgroep een ronde tafel bijeenkomst georganiseerd met de sector om een compleet beeld te krijgen van de nucleaire kennisproblematiek. De analyse van deze interviewresultaten en de rondetafelbijeenkomst vormen de basis voor het verder verkennen en beoordelen van verschillende oplossingsrichtingen. Uw Kamer zal middels een Kamerbrief van de Staatssecretaris van IenW nader geïnformeerd worden over de resultaten van deze verkenning.

Vraag 6

Hoe bent u van plan invulling te geven aan het begrotingsamendement van Erkens en Dassen, waarbij vijf miljoen euro wordt uitgetrokken voor het versterken van de kennisinfrastructuur op de korte termijn? Op welke termijn kunt u de Kamer hierover informeren?

De interdepartementale werkgroep kijkt ook hoe invulling kan worden gegeven aan het begrotingsamendement van de leden Erkens en Dassen (TK 35 925 XIII, nr. 14), waarbij vijf miljoen euro wordt uitgetrokken voor het versterken van de kennisinfrastructuur op de korte termijn. Ik zal uw Kamer middels een Kamerbrief dit najaar informeren over de resultaten en de betekenis hiervan. Ik vind het belangrijk dat de eerste resultaten van de interdepartementale werkgroep over de beoordeling van de verschillende oplossingsrichtingen bekend zijn, zodat deze extra impuls op een effectieve wijze bijdraagt aan het versterken van de kennisinfrastructuur.

Vraag 7

Welke structurele uitgaven verwacht u om de kennisinfrastructuur voor de lange termijn te versterken en borgen?

Zoals ik heb aangegeven in mijn antwoord op de vragen 2 en 3 bezie ik op dit moment welke stappen er gezet moeten worden richting de totstandkoming van de twee nieuwe kerncentrales. Daaronder vallen ook de vragen rond het arbeidskrachtentekort en het op peil houden van kennis en de kennisinfrastructuur. Ik zal uw Kamer na de zomer middels een Kamerbrief informeren over de resultaten van onder meer de studie over de inpassing van kernenergie in de Nederlandse energiemix richting 2030–2050 en daarna en de betekenis daarvan voor het vervolg.

Vraag 8

Bent u bereid met kennisinstellingen in gesprek te gaan over de opleiding van voldoende nucleaire specialisten? Zo ja, op welke termijn verwacht u dit te doen?

Zoals blijkt uit mijn voorgaande antwoorden ben ik al in gesprek met de relevante andere departementen (OCW, VWS, IenW en de ANVS), en worden er diverse rondetafelgesprekken georganiseerd en interviews afgenomen met relevante kennisinstellingen. Wat betreft het opleiden van voldoende nucleair specialisten weten we dat het aantrekken van hooggekwalificeerde medewerkers, de ontwikkeling van programma’s, zowel ten behoeve van onderwijs, als onderzoeksdoelen, zorgvuldige afstemming en veel tijd kost. Daarbij moet worden bedacht dat opleidingstrajecten meerdere jaren omvatten.
Voor een versterking van de kennisinfrastructuur is mogelijk versteviging en verbreding van het nucleair onderwijs nodig. Daarbij moet in het oog gehouden worden dat in de huidige kennismaatschappij de nucleaire sector in competitie is voor talent met andere hoog-technische sectoren en dat zij als relatieve nieuwkomer hier extra inzet op zal moeten tonen.

Vraag 9

Gaat u actief kenniswerkers uit het buitenland, specifiek België en Duitsland, werven? Zo nee, waarom niet?

Kennisinstellingen en betrokken bedrijven werven op dit moment al kenniswerkers uit het buitenland. Kennisinfrastructuur vormt de basis voor de borging van nucleaire- en stralingsveiligheid, de ontwikkelingen van nieuwe inzichten en toepassingen van nucleaire technologie en stralingstoepassingen. Om nieuwe ontwikkelingen mogelijk te maken en de gewenste groei in het nucleaire- en stralingslandschap te kunnen accommoderen, moet er in kennis en in kennisinfrastructuur worden geïnvesteerd. Dit is een complex veld, omdat het de gehele levenscyclus van nucleair technologische installaties (van ontwerp, bouw en operatie tot afvalverwerking en ontmanteling), de ontwikkeling van nieuwe technologieën en de toepassing van hun opbrengsten omvat. Dit vindt plaats in een zeer internationale context van regelgeving en samenwerking (en competitie).

Vraag 10

Bent u bereid om kernenergie toegang te geven tot de topsectorregeling energie? Zo nee, waarom niet?

Binnen de Topsector Energie vindt een korte verkenning plaats over de rol die de Topsector kan spelen in de Nederlandse bevordering van innovatie rondom kernenergie. Onderwerpen waar de Topsector een rol zou kunnen spelen:
Systeemfunctie van kernenergie binnen het energiesysteem;
Eventuele bijdrage van kernenergie aan productie van CO2-vrije waterstof;
Stimulering en mogelijke verbreding van innovatie in het ecosysteem rond kernenergie (inclusief bijvoorbeeld toeleveranciers voor de bouw van kerncentrales);
Stimulering van de kennisontwikkeling en opleidingscapaciteit ten behoeve van goed geschoold personeel.
Het streven is om eind dit jaar deze verkenning af te ronden en daarna uw Kamer hierover te informeren.

Vraag 1

Hoe beoordeelt u het feit dat de gaswinning in het Nederlandse deel van de Noordzee al jaren terugloopt en dat naar verwachting blijft doen tot 2030?

De afgelopen tien jaar is de productie uit Nederlandse kleine velden gedaald, onder meer door uitputting van bestaande reserves en een lage gasprijs. De verwachting is dat de productie uit Nederlandse kleine velden op Noordzee richting 2030 verder afneemt en dat deze afname niet kan worden voorkomen. Wel kan de afname worden afgevlakt door opsporing en winning van aardgas te stimuleren. In dat kader is per 1 januari 2020 de investeringsaftrek verruimd van 25 naar 40% en is de aftrek generiek gemaakt. Zoals beschreven in de Kamerbrief van 14 maart 2022 over «gasleveringszekerheid de komende winter en verder» (Kamerstuk 29 023, nr. 283), wil ik voorkomen dat de productie uit Nederlandse kleine velden sneller daalt dan de Nederlandse vraag naar aardgas, want daardoor zou de importafhankelijkheid verder toenemen. Ik werk samen met de sector aan een versnellingsplan om projecten naar voren te halen en extra gaswinning te stimuleren. Dit versnellingsplan zal uiterlijk in juli naar de Tweede Kamer worden gestuurd.

Vraag 2

Deelt u de mening dat gaswinning op de Noordzee de komende jaren onze afhankelijkheid van Russisch gas kan verminderen?

Ja, gaswinning uit Nederlandse kleine velden op de Noordzee maakt Nederland en West-Europa minder afhankelijk van import van aardgas uit landen zoals Rusland. Productie in eigen land draagt daarmee bij aan energieleveringszekerheid. Vanwege de hoge gasprijzen wordt er op dit moment door marktpartijen maximaal geproduceerd vanuit de bestaande producerende kleine velden in Nederland. Voor de komende winter is het daardoor niet mogelijk om de productie uit de bestaande producerende velden nog verder te vergroten. Zoals beschreven in het antwoord op vraag 1 werk ik samen met de sector aan een versnellingsplan om opsporings- en winningsactiviteiten op de Noordzee op (middel)lange termijn te versnellen.

Vraag 3

Hoeveel aardgas zit er nog in het Nederlandse deel van de Noordzee?

In het Jaarverslag 2020 Delfstoffen en Aardwarmte in Nederland1 wordt een beeld gegeven van de Nederlandse aardgasvoorraad per 1 januari 2021. De aardgasvoorraad uit kleine velden op zee is ongeveer 80 miljard m3. De verwachte totale productie uit reserves, voorwaardelijke voorraad en nog te ontdekken voorkomens voor de komende 5 jaar (2022 t/m 2026) voor gaswinning uit Nederlandse kleine velden op de Noordzee komt uit op ongeveer 44 miljard m3. Daarbij is uitgegaan van jaarlijks vier exploratieboringen op zee, gebaseerd op het aantal boringen van afgelopen jaren. De toekomstige winning uit Nederlandse kleine velden is de komende decennia in grote mate afhankelijk van winning uit nog te ontdekken voorkomens. Het aantal exploratieboringen is daarbij van grote invloed. TNO komt op korte termijn met het jaarverslag 2021 waarin een update van de cijfers is opgenomen.

Vraag 4

Hoeveel extra aardgas kan er binnen termijnen van een, twee en vijf jaar gewonnen worden op de Noordzee?

Zoals beschreven in het antwoord op vraag 2 is het voor de komende winter niet mogelijk de productie uit de bestaande producerende velden nog verder te vergroten. De branchevereniging NOGEPA heeft aangegeven dat men binnen 2 tot 5 jaar 6 miljard m3 gas zou kunnen produceren. Dit gaat dan om het extra totale volume en niet om jaarlijkse extra productie. Ik ben in gesprek met NOGEPA, EBN en TNO over de mogelijkheden van extra productie. In het versnellingsplan, dat ik uiterlijk in juli naar de Tweede Kamer zal sturen, zal ik ingaan op de mogelijkheden voor extra gaswinning op de middellange en lange termijn.

Vraag 5

Hoeveel schoner is de winning van dit aardgas in vergelijking met gaswinning in onder andere Noorwegen, het Verenigd Koninkrijk, Algerije, Qatar, de Verenigde Staten en Rusland?

In een recent onderzoek van het Oxford Institute for Energy Studies2 is de uitstoot van broeikasgassen door productie van aardgas uit Nederlandse kleine velden vergeleken met de broeikasgassen van een portfolio van Liquified Natural Gas (LNG) en aardgas per pijpleiding geleverd uit Noorwegen en Rusland. Noors aardgas heeft ongeveer dezelfde broeikasgassenemissie-equivalent (CO2 eq) als Nederland, maar Russisch pijpleidinggas en LNG hebben een veel hogere uitstootwaarde. Wanneer 1 miljard m3 in Nederland geproduceerd gas vervangen wordt voor pijpleidinggas uit Rusland, levert dit een hogere uitstoot op van gemiddeld 296.000 ton CO2 eq. Voor LNG is dit verschil gemiddeld 443.100 ton CO2 eq. Bij mij zijn geen specifieke cijfers bekend over broeikasgassen van gaswinning uit het VK, Algerije, Qatar of de VS. Er zit een grote onzekerheidsmarge op de getallen.

Vraag 6

Kunt u een vergelijking maken tussen het vestigingsklimaat van bedrijven die aardgas winnen op de Noordzee in Nederland en het Verenigd Koninkrijk? Wat zijn de verschillen qua fiscale regels, regeldruk, (doorlooptijden van) vergunningverlening en andere relevante onderdelen van het vestigingsklimaat voor bedrijven die gas winnen?

In het kader van de wijziging van de Mijnbouwwet (het verwijderen of hergebruiken van mijnbouwwerken en investeringsaftrek) (Kamerstuk 35 462, nr. 2) is het belastingregime voor olie- en gaswinning in Nederland vergeleken met dat van het Verenigd Koninkrijk. Uit deze vergelijking is gebleken dat het karakter van de investering en de prijs een belangrijke rol spelen ten aanzien van het rendement, maar dat in het algemeen het Britse systeem aantrekkelijker was. De belangrijkste verschillen met het Verenigd Koninkrijk waren gelegen in het lagere tarief voor de mijnbouwheffingen (in Nederland 50%, in het Verenigd Koninkrijk 40%) en de directe aftrekbaarheid in het Verenigd Koninkrijk van de CAPEX investeringen in het eerste jaar waarin de investeringen zijn gedaan. Destijds is geconcludeerd dat de verhoging en het generiek maken van de investeringsaftrek van 25 naar 40% Nederland niet op gelijke voet met het Verenigd Koninkrijk zou brengen, maar wel het investeringsklimaat aanzienlijk zou kunnen verbeteren en een te snelle afname van de opsporing en winning van de resterende gas- en oliereserves zou kunnen afremmen. Overigens ligt het aantal exploratieboringen in Nederland hoger dan in het gebied Southern North Sea Basin in het Verenigd Koninkrijk, wat qua oppervlakte en ondergrond het meest vergelijkbaar is met het Nederlandse deel van de Noordzee. De afgelopen 6 jaar zijn er gemiddeld in Nederland jaarlijks drie exploratieputten op zee gerealiseerd tegenover gemiddeld één in het Southern North Sea Basin gebied in het Verenigd Koninkrijk.
Een vergelijking van de systematiek van vergunningenverlening tussen het Verenigd Koninkrijk en Nederland is lastig, omdat ze grotendeels op een andere leest zijn geschoeid. Het Verenigd Koninkrijk werkt met een ronde-systeem, wat betekent dat periodiek (een- tweejaarlijks) de mogelijkheid geboden wordt aanvragen in te dienen voor productievergunningen voor specifieke gebieden. In Nederland hanteren we een open systeem, waarbij het mogelijk is om op elk willekeurig moment een vergunning in te dienen. In het versnellingsplan zal ik kijken naar mogelijkheden om doorlooptijden van vergunningsprocedures te verkorten. Daarbij zal ik ook bezien of de systematiek in het Verenigd Koninkrijk voordelen kan bieden. Ook zal ik in het versnellingsplan breder kijken naar mogelijkheden om de doorlooptijden te verkorten.
Daarnaast zorgt met name een meerjarig stabiel en voorspelbaar vestigingsklimaat voor een zekere rechtspositie voor bedrijven, wat hen comfort biedt voor de investeringen die zij doen op de langere termijn.

Vraag 7

Op welke van de in vraag zes benoemde onderdelen denkt u op korte termijn aanpassingen te kunnen doen, zodat de neerwaartse trend van gaswinning op de Noordzee gestopt wordt?

Zoals beschreven in het antwoord op vraag 2 wil ik opsporings- en winningsactiviteiten op de Noordzee op (middel)lange termijn versnellen en zal hiervoor uiterlijk in juli een versnellingsplan naar de Tweede Kamer sturen.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Gekkenhuis op markt voor zonnepanelen en warmtepompen»?1

Ja.

Vraag 2

Welke verdere toename, naast de in het artikel beschreven piek in het aantal aanvragen van zonnepanelen van de afgelopen weken, verwacht u naar aanleiding van de geopolitieke situatie?

De huidige geopolitieke situatie en de stijging van de gas- en elektriciteitsprijzen die mede daaruit voortvloeit, veroorzaken een stijging in de vraag naar onder andere zonnepanelen. Particulieren zien hun energierekening stijgen en proberen daar wat aan te doen. Door de hoge elektriciteitsprijzen, veroorzaakt door de hoge prijzen voor gas, is de businesscase van zonnepanelen verbeterd. Het artikel waar u naar verwijst, signaleert een groei in het aantal aanvragen van zonnepanelen. Ik verwacht dat deze verhoogde vraag zal aanhouden zolang de elektriciteitsprijzen hoger dan gemiddeld zijn. Het verdere verloop van de vraag naar zonnepanelen is lastig te voorspellen, omdat de toekomst van de geopolitieke situatie onzeker is. Naast de stijging van de vraag naar zonnepanelen, stijgt ook de vraag naar (hybride) warmtepompen en isolatiemaatregelen. Deze verduurzamingsopties kunnen ook op relatief korte termijn het energieverbruik verminderen. Mijn beeld is dat op energiegebied de verhoogde vraag naar verduurzamingsopties voorlopig aan zal houden, omdat deze opties op langere termijn gunstig kunnen zijn voor huishoudens.

Vraag 3

Welke concrete acties kan de overheid nemen om de lange levertijden voor zonnepanelen en warmtepompen, als gevolg van een tekort aan grondstoffen en chips, te verminderen?

Het tekort is een gevolg van een wereldwijde verstoring van de markt, veroorzaakt door sterke schommelingen in de vraag en in de transportketen. Deze wereldmarkt is zich nu aan het herstellen, maar het zal nog enige tijd duren voordat grondstoffen en chips weer voldoende beschikbaar zijn. Bij een sterke vraagstijging binnen een korte termijn zijn lange levertijden niet onverwacht. Eventuele oplossingen voor de levertijden van verduurzamingsopties zoals zonnepanelen liggen echter hoofdzakelijk bij de markt. Grondstoffen en benodigde onderdelen, zoals chips, zijn onderhevig aan vraag en aanbod, waarbij op dit moment voor veel producten de vraag hoog is en het aanbod niet altijd toereikend. Daardoor kunnen de levertijden toenemen. Voor de lange termijn onderzoekt de overheid verschillende manieren om meer onafhankelijkheid te creëren op energiegebied. Dit gebeurt tevens in Europese context. Op het gebied van zonnepanelen onderzoekt Nederland in Europees verband de mogelijkheden voor het (opnieuw) opbouwen van Europese productie, teneinde de afhankelijkheid van Azië te verminderen. Verder relevant in dit kader is de aankondiging van Nederlandse zonnepanelenfabrikant Solarge om een nieuwe fabriek op te zetten in Weert, die naar verwachting al in 2023 honderdduizend zonnepanelen kan produceren. Voor hybride warmtepompen heeft de branchevertegenwoordiger van de fabrikanten (De Nederlandse Verwarmingsindustrie) aangekondigd dat er op korte termijn in Nederland nieuwe productiefaciliteiten voor hybride warmtepompen worden gerealiseerd.

Vraag 4

Welke concrete acties kan de overheid nemen om de lange wachttijden voor de daadwerkelijke installatie van deze zonnepanelen en warmtepompen door installateurs te versnellen?

De wachttijden voor installatie zijn onder andere afhankelijk van het aantal beschikbare installateurs en de door hen benodigde materialen. Het vergroten van het arbeidsaanbod van installateurs is een kwestie van lange adem. Werkgevers en werknemers zelf spelen een belangrijke rol om te investeren in om- en bijscholing en het zorgen voor banen waar op de arbeidsmarkt vraag naar is. Het Rijk helpt hierbij waar nodig en mogelijk. Een voorbeeld van een maatregel op dit gebied is het Techniekpact, een afspraak van bestuurders uit het onderwijs, bedrijfsleven, van werkgevers en werknemers, de regio’s en het Rijk. De ambitie van het Techniekpact is om door een structurele aanpak zorg te dragen voor een goed opgeleide beroepsbevolking met voldoende vakbekwame technici voor de banen van nu en morgen. Daarnaast is er ook dit jaar budget vrijgemaakt voor een nieuwe openstelling van de regeling «Omscholing naar kansrijke beroepen in de ICT of techniek». Op verzoek van uw Kamer2 werkt het kabinet samen met regio's, sociale partners en branches aan een aanvalsplan om de inzet op dit onderwerp uit te breiden. Uw Kamer is onlangs geïnformeerd over de inzet van de Minister voor Klimaat en Energie om aanvullend beleid op te nemen in een Actieplan Groene Banen (Kamerstuk 32 813, nr. 974).

Vraag 5

Voor welke type woningen zijn hybride warmtepompen het best geschikt? Voor welke woningen werkt een elektrische warmtepomp het beste? Hoe kan de overheid ervoor zorgen dat de warmtepompen terecht komen bij de huishoudens die er het meeste baat van hebben?

De inzet van een hybride warmtepomp is voor de consument in veel gevallen een goede keuze en de eenmalige investering verdient zich in verreweg de meeste gevallen terug. De terugverdientijd is afhankelijk van de hoogte in het gasverbruik, de mate van isolatie en aanwezigheid van het type afgifte systeem. Dit is anders voor de volledig elektrische warmtepomp. Voor deze techniek is er in elke situatie goede isolatie nodig, een laagtemperatuurafgiftesysteem en een goed functionerend ventilatiesysteem om de woning op een betaalbare en robuuste manier te verwarmen. Dit geldt vooral voor woningen die relatief nieuw zijn (bouwjaar na 2000), of bij woningen die zelfstandig hebben geïnvesteerd in isolerende maatregelen in combinatie met de juiste ventilatie en afgiftesysteem. Het kabinet ondersteunt beide ontwikkelingen via de Investeringssubsidie duurzame energie en energiebesparing (ISDE). Daarnaast is o.a. op de website Verbeterjehuis.nl, ontwikkeld door Milieu Centraal, informatie te vinden over de inzet van zowel de hybride als de volledige elektrische warmtepomp waarbij huishoudens inzicht krijgen in de baten die de warmtepompen voor hen hebben.

Vraag 6

Hoe zorgt de overheid ervoor dat ook woningcoöperaties en particuliere verhuurders hun woningen sneller gaan verduurzamen, de geschikte maatregelen kiezen en dat vóór deze winter nog doen?

De overheid gaat met een programmatische aanpak woningen sneller, slimmer en socialer isoleren. De Minister voor Volkshuisvesting en Ruimtelijke Ordening (VRO) zal de Kamer eind mei informeren over het Programma Versnelling Verduurzaming Gebouwde Omgeving en heeft de Kamer begin april het Nationaal Isolatie Programma gestuurd. Er zijn reeds afspraken gemaakt met Aedes over het beter isoleren van sociale huurwoningen met een slechte energieprestatie, vanwege de verlaging van de verhuurderheffing met 500 miljoen euro3.
Er zullen aanvullende afspraken worden gemaakt over de afschaffing van de verhuurderheffing, zoals die in het Coalitieakkoord is afgesproken. Een woningrenovatie vereist instemming van huurders en vormt meestal onderdeel van een meerjarig onderhoudsplan. Particuliere verhuurders met gereguleerde huurwoningen kunnen vanaf 1 april 2022 een subsidie krijgen voor energiebesparing, onderhoud en ook energieadvies (zodat zij weten welke maatregelen logisch en geschikt zijn).
Met kleinere bespaarmaatregelen en advies, kunnen huishoudens veelal ook al worden geholpen. Via de gemeenten loopt een aanpak energiearmoede (veelal in samenwerking met corporaties) om voor komende winter zoveel mogelijk kwetsbare huishoudens te bereiken.

Vraag 7

Kunt u de vragen één voor één beantwoorden?

Ja.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Baanbrekende technologie kan CO2-uitstoot met 99 procent verminderen» door Wetenschap in Beeld?1

Ja.

Vraag 2

Hoe apprecieert u de nieuwe techniek om door middel van een elektrochemisch systeem op basis van waterstof, CO2 uit de lucht te onttrekken? Welke mogelijkheden ziet u voor Nederland om aan te sluiten bij dit onderzoek? Bent u ook voornemens om dit te gaan doen? Kunt u uw antwoord toelichten?

Het betreft een interessant onderzoek naar een nieuwe technologie om CO2 uit de lucht te filteren door het gebruik van waterstof. De technologie legt de CO2 niet definitief vast zodat het niet direct een oplossing biedt voor het klimaatvraagstuk. Zoals aangeven bij het antwoord op vraag 4 loopt er een verkennend onderzoek naar de mogelijkheden van technieken die negatieve emissies veroorzaken. In de kabinetsreactie op dat onderzoek wordt de kabinetsinzet toegelicht.

Vraag 3

Wat is het huidige kabinetsbeleid ten opzichte van het onttrekken van CO2 uit de lucht door bijvoorbeeld de toepassing van Carbon capture and utilization (CCU) of andere vormen van negatieve emissies? Welke rol en potentie ziet u hiervoor weggelegd in de energietransitie?

Het huidige beleid richt zich met name op het faciliteren van CCUS voor vermijding van fossiele CO2-uitstoot, zoals via de SDE++, maar het kabinet onderkent de mogelijke bijdrage van CCU op basis van biogene CO2 en atmosferische CO2 (Direct Air Capture (DAC). Met die technieken kan gekomen worden tot negatieve emissies, mits de CO2 daarbij permanent wordt vastgelegd. Negatieve emissies kunnen nodig zijn ter compensatie van lastig te mitigeren emissies. Het kabinet zal hier aandacht aan besteden in de update van de langetermijnstrategie die in 2019 bij het Klimaatplan is aangeboden aan uw Kamer en ingediend bij de Europese Commissie. Het kabinet wil deze visie als onderdeel van het nieuwe Klimaatplan op basis van de Klimaatwet (eind 2023/begin 2024) gereed hebben.

Vraag 4

Wat is de huidige stand van zaken in Nederland op het gebied van technieken die bijdragen aan het afvangen en verwijderen van CO2 uit de lucht? Welke technieken zijn er beschikbaar en welk onderzoek loopt er? Wat doet de overheid om dit te stimuleren en wat is hier het afwegingskader?

Naar aanleiding van de motie van 8 juli 2021 van de leden Henri Bontenbal (CDA) en Mustafa Amhaouch (CDA) is een verkennend onderzoek gestart naar de mogelijkheden van technieken die negatieve emissies veroorzaken. De resultaten van dit onderzoek verwacht ik u voor de zomer met een kabinetsreactie toe te sturen.

Vraag 5

Wat is er nodig om technieken voor het afvangen en verwijderen van CO2 uit de lucht verder op te schalen in Nederland? Welke knelpunten ervaren de verschillende technieken en wat kan de overheid hieraan doen?

In de brief waarmee ik het onderzoek, waar in het antwoord op vraag 4 naar verwezen wordt, aan de Tweede Kamer aanbiedt zal ik ook ingaan op het beantwoorden van deze vraag.

Vraag 1

Deelt u de mening dat voor 1 april 2022 geregeld moet zijn wie de Nederlandse gasopslagen vult en onder welke voorwaarden?

In de brief van 14 maart jl. over gasleveringszekerheid komende winter en verder (kamerstuk 29 023, nr. 283) zijn de Staatssecretaris Mijnbouw en ik uitgebreid ingegaan op de maatregelen die er onder meer voor moeten zorgen dat de gasopslagen aan het begin van de winter adequaat zijn gevuld. Momenteel wordt daaraan de laatste hand gelegd waarbij de focus, zoals aangegeven in voornoemde brief, ligt op de gasopslag Bergermeer. Ik verwacht uw Kamer hierover op korte termijn te kunnen informeren.

Vraag 2

Welke partijen voorziet u de gasopslagen te kunnen laten vullen? Wat zijn de voor- en nadelen per partij?

Zoals aangegeven in het antwoord op vraag 1 wordt dit voor de gasopslag Bergermeer momenteel nader uitgewerkt. De gasopslagen Alkmaar, Norg en Grijpskerk worden door NAM en GasTerra gevuld op grond van de daarover in het Norg Akkoord met Shell en Exxon Mobil gemaakte afspraken.

Vraag 3

Bent u bereid om dit voor de komende winter te beleggen in een crisisteam waarbij alle relevante partijen aansluiten en om parallel de beste structurele borging verder te onderzoeken?

De wijze waarop invulling zal worden gegeven aan de structurele borging zal voor een belangrijk deel worden bepaald door het voorstel van de Europese Commissie COM(2022)135 van 23 maart 2022: «Proposal for a Regulation of the European Parliament and of the Council amending Regulation (EU) 2017/1938 of the European Parliament and of the Council concerning measures to safeguard the security of gas supply and Regulation (EC) 715/2009 of the European Parliament and of the Council on conditions for access to natural gas transmission networks». In dit wetgevende voorstel geeft de Commissie aan hoe naar haar mening tijdige en adequate vulling van de opslagen kan en moet worden geborgd. Het kabinet is dit voorstel thans aan het bestuderen en zal uw Kamer daarover op korte termijn informeren via een BNC-fiche.

Vraag 4

Hoe hebben buurlanden de vulling van gasopslagen geregeld? Welke partij is daar verantwoordelijk voor het laten vullen en hoe is het risico afgedekt?

Het vullen van de opslagen is momenteel in elk land anders geregeld. In Duitsland (opslagvolume 230 TWh (ca. 25% van het binnenlands verbruik)) is het tot op heden volledig aan de markt om dit regelen. Per 1 mei treedt er echter naar verwachting wetgeving in werking die voorschrijft dat de opslagen per 1 december voor 90% moeten zijn gevuld.
In België (opslagcapaciteit 9 TWh (ca. 5% van het binnenlands verbruik)) wordt de enige opslag gevuld door gasinfrastructuurbedrijf Fluxys. Frankrijk (opslagcapaciteit 128 TWh (ca. 30% van het binnenlandse verbruik)) kent wetgeving die leveranciers aan beschermde afnemers verplicht voorafgaand aan de winter gas op te slaan.
In Nederland (opslagvolume 144 TWh (ca. 35% van het binnenlandse verbruik)) kennen we verschillende regimes zoals uiteengezet in voornoemde brief over gasleveringszekerheid en in het antwoord op vraag 2.
Overigens zal het in het antwoord op vraag 3 genoemde wetgevende voorstel van de Europese Commissie hier voor vergaande harmonisatie gaan zorgen.

Vraag 5

Wat is de rol van de overheid in het eigenaarschap van de gasopslagen in onze buurlanden? Hoe ziet u dat in Nederland?

In Duitsland zijn alle opslagen in handen van private partijen. De Belgische opslag is in handen van Fluxys, een gasinfrastructuurbedrijf waarin ook de Belgische overheid een belang heeft. In Frankrijk is het merendeel van de opslagen in handen van Storengy, een dochteronderneming van Engie, een bedrijf waarin ook de Franse overheid een belang heeft.
In Nederland zijn de opslagen Bergermeer en Alkmaar eigendom van Taqa en Energie Beheer Nederland (EBN). De opslagen Norg en Grijpskerk zijn eigendom van NAM en EnergyStock is een dochteronderneming van Gasunie.

Vraag 6

Hoe is de vulling van strategische oliereserves geregeld? Hoe is daar de vulling geregeld? Wie betalen mee? Welke partijen dragen het risico?

De Nederlandse voorraadplicht is gebaseerd op de netto import-methode, gehanteerd door het Internationaal Energie Agentschap en de EU, en de consumptiemethode gehanteerd door de EU. De netto import-methode is het verschil tussen olie-import (in Nederland zowel ruwe olie als olieproducten) en olie-export (in Nederland hoofdzakelijk doorgevoerde en geproduceerde olieproducten). De omvang van de nationale strategische olievoorraad wordt jaarlijks vastgesteld door de Minister van Economische Zaken en Klimaat (EZK). Dit gebeurt op basis van in de Wet voorraadvorming aardolieproducten vastgelegde rekenmethoden.
De stichting Centraal Orgaan Voorraadvorming Aardolieproducten (COVA, een EZK-agentschap) is verantwoordelijk voor ongeveer 80% van de nationale voorraadplicht. De COVA-verplichting bestaat uit het verschil tussen de totaal berekende nationale plicht en die van het bedrijfsleven. De voorraadplicht van het bedrijfsleven is ongeveer 20% van de nationale voorraadplicht en wordt berekend aan de hand van hun binnenlandse verkopen.
COVA is een stichting zonder winstoogmerk. De staat is aansprakelijk voor schulden van COVA die overblijven na haar eventuele liquidatie als rechtspersoon. De exploitatiekosten van COVA worden gefinancierd door een voorraadheffing op olieproducten. Deze bedraagt € 8 per 1.000 liter zoals vastgelegd in Artikel 27 Wet voorraadvorming aardolieproducten 2012.
COVA maakt als rechtspersoon met een wettelijke taak (RWT) gebruik van schatkistbankieren bij de rijksoverheid, en heeft geen credit rating. De jaarrekening wordt ter goedkeuring aan de Minister van EZK voorgelegd.

Vraag 7

In hoeverre is de methode van de strategische oliereserves toe te passen op de gasopslagen? Hoe voorkomen we hiermee (grote) financiële risico’s?

Bij het uitwerken van de maatregelen die op korte termijn zullen worden genomen om de gasopslag Bergermeer tijdig en adequaat te vullen, wordt dit aspect ook bezien. Tevens komt dit aan de orde in het voornoemde wetgevende voorstel van de Commissie.
Overigens is het kabinet geen voorstander van het verplicht aanleggen van een strategische gasreserve. Voor de korte termijn kan dit alleen door bestaande opslagcapaciteit aan de markt te onttrekken, hetgeen leidt tot schaarste. Voor de lange(re) termijn zou kunnen worden overwogen om hiervoor een nieuwe opslag aan te leggen, maar dat kan alleen tegen zeer hoge kosten vanwege onder meer het aan te schaffen kussengas (het gas dat de opslag op druk houdt), het aan te schaffen werkgas en de benodigde installaties, kosten die snel in de miljarden lopen. Daarnaast kent de aanleg van een nieuwe opslag een doorlooptijd van zeker vier jaar.

Vraag 8

Welke andere modellen ziet u om financiële risico’s voor de staat verder te beperken?

Ook dit maakt onderdeel uit van het uitwerken van de maatregelen om de gasopslag Bergermeer te vullen en het wetgevende voorstel van de Commissie. Er zijn daarbij verschillende modellen voorhanden zoals ook blijkt uit de praktijk in andere landen. Gedacht kan worden aan een taak voor de netbeheerder(s) waarbij de kosten deels via de transporttarieven worden verhaald. Een ander model is het opleggen van een opslagverplichting aan leveranciers aan beschermde afnemers (voornamelijk de gebouwde omgeving) die hun kosten vervolgens doorberekenen aan hun afnemers.

Vraag 9

Kunt u deze vragen zo snel mogelijk beantwoorden?

De vragen zijn zo snel mogelijk beantwoord.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel van EenVandaag gepubliceerd op 4 februari 2022?1

Ja.

Vraag 2

In Petten wordt gebouwd aan de nieuwe isotopenreactor PALLAS, kunt u een update geven van de status van de bouw? Wanneer wordt verwacht dat deze reactor klaar zal zijn en welke stappen moeten hier nog voor worden gezet?

Uw Kamer is op Prinsjesdag geïnformeerd over het kabinetsbesluit om middelen te reserveren voor een mogelijke investering in de bouw van de nieuwe PALLAS-reactor in Petten. Met dit voornemen zet het kabinet in op het borgen van de toekomstige voorzieningszekerheid voor de patiënt.
Het kabinet zal naar verwachting in het voorjaar van 2023 een definitief besluit nemen over de investering in het PALLAS-project. Daarbij moet worden voldaan aan enkele belangrijke voorwaarden, namelijk:
Het Ministerie van VWS reserveert € 1,29 miljard beschikbaar uit de opbrengst van de vitamine D maatregel2 (€ 129 miljoen euro per jaar tot en met 2032) en € 30 miljoen vanuit de eigen begroting voor een mogelijke investering in PALLAS. Van deze middelen wordt € 129 miljoen in 2023 beschikbaar gesteld op de begroting van het Ministerie van VWS om, zonder onomkeerbare stappen, het investeringstraject te starten zodat de voorbereidingen voor de bouw voortgezet kunnen worden en het project op tijd en binnen budget opgeleverd wordt. Hiermee wordt geborgd dat PALLAS op tijd de rol van de bestaande reactor kan overnemen.
Zoals door de toenmalige Minister voor Medische Zorg en Sport aangekondigd in haar Kamerbrief3, zijn in de tussentijd al een aantal voorbereidingen in gang gezet waarbij geen onomkeerbare stappen mogen worden gezet, zolang er nog geen positief besluit ligt van het kabinet. Stichting voorbereiding PALLAS-reactor (verder PALLAS) heeft in 2021 het basisontwerp van de PALLAS-reactor afgerond. Ook heeft PALLAS in juni 2022 een aanvraag voor het verkrijgen van de Kernenergiewetvergunning voor het oprichten (bouwen) van de reactor ingediend bij de Autoriteit Nucleaire Veiligheid en Stralingsbescherming. Als het kabinet volgend jaar definitief besluit om het PALLAS-project voort te zetten, dan moeten de volgende stappen zijn doorlopen om met de bouw van de PALLAS-reactor te kunnen starten:
Na het afronden van de bouwfase zal een programma van testen doorlopen moet worden in het kader van het in bedrijf nemen van de reactor. Om te kunnen starten met dit programma dient PALLAS de volgende stappen succesvol te nemen:
Na het succesvol afronden van het programma van testen is de reactor gereed voor commercieel gebruik. Indien alle bovengenoemde stappen succesvol zijn doorlopen, is de verwachting dat PALLAS de productie van isotopen rond 2030 kan starten.

Vraag 3

Vindt u ook dat de Nederlandse isotopenreactor een belangrijke bijdrage levert aan de gezondheidszorg in Nederland, maar ook wereldwijd? Deelt u de mening dat het voor Nederland goed is om een leidende positie na te streven op het gebied van innovatieve nucleaire geneeskunde en dat deze reactor daaraan bijdraagt?

Nederland heeft met de aanwezigheid van de huidige Hoge Flux Reactor (HFR) in Petten en partners zoals Curium en Urenco, een leidende positie op de wereldmarkt voor medische isotopen. Dagelijks zijn vele duizenden patiënten binnen en buiten Nederland voor hun diagnose of behandeling afhankelijk van medische isotopen die geproduceerd worden in Petten. Het gaat om patiënten met vaak ernstige aandoeningen, zoals verschillende vormen van kanker, hart- en vaatziekten en andere chronische aandoeningen.
Als gevolg van deze leidende positie, kunnen Nederlandse patiënten profiteren van de excellente nucleair geneeskundige zorg en het onderzoek dat in Nederland wordt gedaan naar nieuwe kankerbehandelingen, ook als het gaat om commercieel minder aantrekkelijke behandelingen.

Vraag 4

Hoe apprecieert u dat verschillende projecten met een positieve business case en die bijdragen aan maatschappelijke transities, (in de beginfase) niet altijd private financiering kunnen aantrekken vanwege risico’s die niet door de markt kunnen worden beïnvloed? Denk bijvoorbeeld aan projecten, als PALLAS, met lange terugverdientijden of risico’s die afhangen van vergunningsverlening of wet- en regelgeving van de overheid. Wat doet u om deze projecten van de grond te laten komen?

Het PALLAS-project is een voorbeeld van een project dat maatschappelijke relevantie heeft maar vanwege de risico’s rondom dit project niet wordt opgepakt door de markt. Deze financiële risico’s bij grote nucleaire productiefaciliteiten voor medische isotopen worden ook geconstateerd in twee omvangrijke Europese studies die in 2021 zijn gepubliceerd en met uw Kamer zijn gedeeld4 , 5. Dit is de reden dat het kabinet substantiële middelen heeft gereserveerd voor een mogelijke investering in het PALLAS-project.

Vraag 5

Wat vindt u van het verstrekken van voorfinanciering vanuit de overheid voor deze projecten? Welke andere mogelijkheden ziet u voor projecten die bijdragen aan maatschappelijke transities, een positieve business case hebben, maar geen private financiering kunnen aantrekken in de beginfase? Kunt u uw antwoord toelichten?

Zoals in bovengenoemde antwoorden beschreven en aangekondigd in de Kamerbrief over PALLAS die op Prinsjesdag naar de Kamer is gestuurd, heeft het kabinet besloten om middelen op de VWS begroting te reserveren voor een mogelijke investering in de bouw van de nieuwe PALLAS-reactor in Petten. In het voorjaar van 2023 zal worden besloten over de resterende dekkingsopgave van € 330 miljoen. Het kabinet kijkt hierbij ook naar de mogelijkheden in het kader van het Nationaal Groeifonds. Onder andere de Ministers van VWS en EZK trekken hierin nauw samen op.

Vraag 6

Deelt u de mening van de indieners dat het voor projecten die zichzelf kunnen terugverdienen, logischer is om te kiezen voor voorfinanciering in plaats van subsidies? Kunt u uw mening toelichten?

Zie antwoord vraag 5.

Vraag 7

Een first loss facility kan als instrument worden gebruikt om vanuit de overheid voorfinanciering te verstrekken voor rendabele, maar risicovolle activiteiten; welke mogelijkheden ziet u om een first loss facility te creëren voor de bovenstaande projecten?

Zie antwoord vraag 5.

Vraag 8

De facility zou als doel hebben om projecten te financieren die bijdragen aan vraagstukken op het gebied van klimaat, duurzaamheid, gezondheidszorg etc; ziet u daarom mogelijkheid om een deel van de hiervoor gereserveerde middelen in te zetten voor het buffervermogen van de facility? Ziet u mogelijkheden voor Invest NL om hier een rol bij te spelen? Wat is er volgens u nodig om Invest NL deze rol te laten vervullen en kan u dit realiseren?

Zie antwoord vraag 5.

Vraag 1

Hoe apprecieert u het feit dat de Title Transfer Facility (TTF)-gasprijzen van nu, komende zomer en het derde kwartaal 2022 nagenoeg gelijk blijven? Wat betekent dat voor de vulling van de gasopslagen voor komende winter, waarvan het vulseizoen rond 1 april begint?

De prijzen voor gas worden bepaald op de interne gasmarkt van de Europese Unie, waarbij de Nederlandse marktplaats (de TTF) een belangrijke rol speelt. Ik kan verder geen oordeel geven over de prijsvorming als zodanig die eerst en vooral is ingegeven door aanbod en vraag naar gas, en verwachtingen daaromtrent.
Wat de huidige gasprijzen betekenen voor het vullen van de gasopslagen is benoemd in de brief over gasleveringszekerheid die de Staatssecretaris voor Economische Zaken en Klimaat en ik op 14 maart jl. aan de Tweede Kamer hebben toegestuurd (Kamerstuk 29 023, nr. 283). In de brief van 22 april jl. (Kamerstuk 29 023, nr. 302) hebben de Staatssecretaris en ik de Tweede Kamer geïnformeerd over de maatregelen die worden genomen om de gasopslagen voor de komende winter te vullen.

Vraag 2

In hoeverre ziet u mogelijkheden om de productie van aardgas op de Noordzee te vergroten? Hoe snel kan dat? Om hoeveel gaswinning zou dat gaan?

De afgelopen tien jaar is de productie uit Nederlandse kleine velden gedaald, onder meer door uitputting van bestaande reserves en een lage gasprijs. De verwachting is dat de productie uit Nederlandse kleine velden op de Noordzee richting 2030 verder afneemt. Om opsporing en winning van aardgas op de Noordzee te stimuleren is per 1 januari 2020 de investeringsaftrek verruimd van 25 naar 40%. Zoals beschreven in voornoemde Kamerbrieven van 14 maart en 22 april jl. wil ik voorkomen dat de productie uit Nederlandse kleine velden sneller daalt dan de Nederlandse vraag naar aardgas, want daardoor zou de importafhankelijkheid verder toenemen. Ik werk samen met de sector aan een versnellingsplan om projecten naar voren te halen en extra gaswinning te stimuleren. Dit versnellingsplan zal uiterlijk in juli 2022 naar de Tweede Kamer worden gestuurd.

Vraag 3

Hoe ver bent u met het invulling geven aan de afspraak in het coalitieakkoord dat er verplichte vulgraden voor onze gasopslagen komen? Welke methoden ziet u om tot de verplichte vulgraden te komen? Bent u bereid om vóór 1 april via een aanwijzing de gasopslagen te gaan laten vullen?

In voornoemde brieven van 14 maart jl. over gasleveringszekerheid komende winter en verder, en van 22 april jl. zijn de Staatssecretaris van Economische Zaken en ik uitgebreid ingegaan op de maatregelen die er onder meer voor moeten zorgen dat de gasopslagen aan het begin van de winter adequaat zijn gevuld. In de brief van 22 april jl. is bovendien concreet beschreven welke maatregelen worden genomen om te verzekeren dat de gasopslag Bergermeer wordt gevuld.

Vraag 4

Welke opties ziet u om langetermijncontracten voor Liquid Natural Gas (LNG) af te sluiten voor komende winter? Deelt u daarbij de mening dat langetermijncontracten het risico op mogelijke schaarste en extreme prijspieken voor de volgende winter verminderen?

Zie wat betreft de acties om LNG-importcapaciteit te vergroten voornoemde brieven van 14 maart en 22 april jl. Daarnaast heeft de Europese Raad op 25 maart jl. geconcludeerd dat er binnen de EU gewerkt moet worden aan samenwerking voor de vrijwillige gemeenschappelijke aankoop van gas, LNG en waterstof. De Europese Commissie werkt in samenwerking met de lidstaten de opties uit. Het zijn uiteindelijk primair de marktpartijen, en niet overheden, die gas inkopen. Inkoopcontracten kunnen daarbij voor meerdere jaren worden afgesloten.

Vraag 5

Hoe staat het met de concrete invulling van het Bescherm- en Herstelplan Gas? Wanneer denkt u de Kamer daarover te kunnen informeren?

De Kamer is hierover geïnformeerd met de brief over gasleveringszekerheid van 14 maart jl.

Vraag 6

Ziet u nog ruimte om een of meerdere grootverbruikers van gas per direct op een duurzame optie over te laten schakelen?

Ik zie geen ruimte om meerdere grootverbruikers van gas per direct over te laten schakelen op duurzame alternatieven. Het volledige overschakelen van gas naar een duurzame optie is veelal een zeer ingrijpend proces dat zorgvuldig moet worden voorbereid en uitgevoerd. Daarbij kan de overheid een dergelijk overschakeling naar duurzame opties bij een of meerdere grootverbruikers niet zomaar juridisch afdwingen. Dat neemt niet weg dat het kabinet zich inzet voor energiebesparing en verduurzaming. Dit is uitgebreid toegelicht in de brief aan de uw Kamer van 22 april jl.

Vraag 7

Hoeveel ruimte is al gebruikt in relatie tot de 35%-limiet die nu tijdelijk ingesteld is voor Nederlandse kolencentrales? Hoeveel ruimte resteert er naar uw inschatting voor de komende winter?

De productiebeperking is erop gericht de CO2-uitstoot van kolencentrales op jaarbasis te beperken. Het staat de eigenaren van de centrales daarbij vrij om zelf te beslissen hoe zij hun eenheden inzetten over het jaar. Het is dus mogelijk dat de exploitanten soms op een hoog vermogen draaien en soms op een laag vermogen, zolang zij op jaarbasis maar onder het maximum blijven. De centrale van Uniper heeft minder vrijheid bij het bepalen van de inzet, doordat zij contractuele verplichtingen heeft om het hele jaar door reststromen te verbranden. De centrales van Onyx en RWE verbranden geen reststromen en zijn daarmee flexibeler in te zetten.
Op basis van openbare bronnen1 is te zien dat de centrale van Onyx dit jaar relatief veel heeft gedraaid, waardoor zij relatief veel ruimte heeft gebruikt in relatie tot het maximum onder de productiebeperking. De centrale van RWE op de Eemshaven en de centrale van Uniper hebben ten opzichte van Onyx minder gedraaid, waardoor zij meer ruimte hebben in relatie tot het maximum onder de productiebeperking. De Amercentrale van RWE draait ook relatief veel, maar deze centrale wordt niet door de productiebeperking geraakt omdat deze centrale relatief veel biomassa verbrandt en relatief weinig kolenstook heeft.

Vraag 8

Hoe snel denkt u te kunnen beginnen met de opschaling van het isoleren van huizen en het installeren van hybride warmtepompen? Bent u bereid daar een concreet doel voor komende winter aan te koppelen, gericht op de huizen waar de maatregelen het meeste effect hebben? Bent u bereid hiertoe een maximale inspanning te leveren, samen met de Minister voor Volkshuisvesting en Ruimtelijke Ordening en dat tot uitdrukking te brengen in het aangescherpte en opgeschaalde Nationaal Isolatieprogramma, dat conform de motie-Grinwis c.s. (Kamerstuk 35 925-VII, nr. 121) binnenkort naar de Kamer komt?

Zie wat dit betreft de brief van 14 maart jl. Wat betreft de vraagreductie in de gebouwde omgeving heeft de Minister voor Volkshuisvesting en Ruimtelijke Ordening uw Kamer op 4 april jl. (Kamerstuk 30 196, nr. 787) geïnformeerd over het nationaal isolatieprogramma.

Vraag 9

Hoe apprecieert u het actieplan van de VVD en ChristenUnie voor thuis- en buurtbatterijen? Wanneer denkt u met de uitvoering daarvan te kunnen beginnen?

Ik waardeer het initiatief van de VVD en de ChristenUnie om opslag door middel van thuis- en buurtbatterijen onder de aandacht te brengen. Het actieplan past bij de ambities van het kabinet voor opslag door batterijen; waar mogelijk grijp ik de aanknopingspunten uit het plan aan om deze ambities verder uit te werken. Over het gebruik van thuis- en buurtbatterijen en hoe de inzet hiervan bij kan dragen aan een efficiënt energiesysteem bestaat echter nog veel onduidelijkheid. Ik ben daarom in het proces van analyseren van de mogelijke toegevoegde waarde van deze batterijen en de eventuele wenselijkheid en mogelijkheden van stimulering hiervan. Ik neem hierbij de voorgestelde actiepunten van VVD en ChristenUnie mee.

Vraag 10

Welke andere manieren ziet u nog om snel het gasverbruik in Nederland naar beneden te brengen, bijvoorbeeld door besparing en handhaving daarvan in de industrie, het bevorderen van het beter inregelen van installaties en duurzame opwek in de elektriciteitssector?

Vraag 11

Kunt u deze vragen uiterlijk vrijdag 11 maart 2022 beantwoorden?

De vragen zijn zo snel als mogelijk beantwoord.

Vraag 1

Voor hoeveel procent is Nederland afhankelijk van gasleveranties uit Rusland de laatste 10 jaar? Welk deel daarvan is afkomstig van Gazprom of Gazproms dochterondernemingen?

De Nederlandse gasmarkt is onderdeel van de Europese gasmarkt met de grootste gashandelsbeurs van Europa, met veel doorvoer van gas naar andere Europese markten. Het aandeel Russisch gas in de inkoopportefeuilles van Europese energiebedrijven is private commercieel gevoelige informatie en niet publiekelijk toegankelijk. Het is dus niet exact aan te geven welk aandeel van de Nederlandse consumptie bestaat uit Russisch gas. Schattingen (met name gebaseerd op monitoring van bepaalde importstromen uit Duitsland) gaan uit van een aandeel van circa 15%. Het percentage is de afgelopen jaren toegenomen, met name doordat de eigen gasproductie in Nederland en Noordwest-Europa drastisch is afgenomen. Gas dat binnenkomt via pijpleidingen is afkomstig van Gazprom (of dochtermaatschappijen van Gazprom), Daarnaast wordt Russisch gas geïmporteerd via LNG. LNG kan ook geleverd worden door andere Russische energiebedrijven zoals Rosneft en Novatek.

Vraag 2

Welke manieren zijn er om de afhankelijkheid van Russisch gas zo snel mogelijk naar 0 te brengen? Welke maatregelen zouden daarvoor genomen moeten worden? Hoe snel kan dat?

In de Kamerbrieven van 14 maart en 22 april (Kamerstuk 29 023, nrs. 283 en 302) is uitgebreid ingegaan op de maatregelen op de korte, middellange en lange termijn om het gasverbruik- en het verbruik van Russisch gas in het bijzonder snel te reduceren, Daarbij staat de drieslag energie-efficiëntie, versnellen duurzame energieproductie en vergroten aanbod van andere fossiele bronnen (via extra LNG-importcapaciteit) centraal.

Vraag 3

Welke Russische energie(gerelateerde) bedrijven zijn actief in Nederland? Kunt u verder duiden in welke subsectoren?

Het energiesysteem bestaat uit veel onderdelen. Voor aardgas is de infrastructuur (aardgasnetwerk, LNG-terminal) in publieke handen (GTS, Gasunie). In een open interne energiemarkt kunnen Russische ondernemingen gebruik maken van deze infrastructuur. Ten aanzien van de gasopslagen heeft Gazprom een gebruiksrecht voor de gasopslag te Bergermeer. Op dit moment lijkt Gazprom geen gebruik te maken van dit gebruiksrecht. U wordt op korte termijn nader geïnformeerd over de gasopslag te Bergermeer. Russische bedrijven verkopen gas aan klanten «over the counter», via lange termijncontracten of kunnen dit via de beurs (TTF) verkopen. Dit betreffen commerciële contracten waar de overheid geen direct inzicht in heeft of mag delen met derden. Aangezien de gasmarkt een Europese markt is, kan het ook gaan over Europese energiebedrijven die in hun inkoopportefeuille Russisch gas hebben, wat over verschillende lidstaten wordt gealloceerd. De relatie met Russische bedrijven is dan indirect.

Vraag 4

Welke activiteiten ontplooit Gazprom in Nederland?

Zie antwoord op vraag 3.

Vraag 5

Kunt u aangeven in hoeverre Gazprom 100 procent of minder aandeelhouder is van noodzakelijke infrastructuur (gasopslagen, pijpleidingen) in Nederland?

Gazprom is geen aandeelhouder van noodzakelijke infrastructuur in Nederland. Wel geldt voor de gasopslag te Bergermeer dat het noodzakelijke kussengas in eigendom is van Gazprom en dat dientengevolge Gazprom een gebruikersrecht heeft ten aanzien van de beschikbare capaciteit, De Kamer is hier onder andere over geïnformeerd in de Kamerbrieven van 14 maart en 22 april (Kamerstuk 29 023, nrs. 283 en 302).

Vraag 6

Kunt u aangeven in hoeverre Gazprom in bovengenoemde infrastructuur een cruciale rol speelt? Welke activiteiten zouden ook per direct overgenomen kunnen worden door andere marktactoren en/of staatsdeelnemingen?

Zie antwoord op vraag 5.

Vraag 7

Hoe kunnen gemeenten snel af van hun energiecontracten met Gazprom? Welke opties ziet u daarvoor?

Gemeenten zullen op grond van het 5e EU-sanctiepakket een andere aanbieder voor gas moeten vinden. In eerste instantie ligt hier de taak bij de gemeenten om via de geëigende inkoopprocedures alternatieve gaslevering te bewerkstellingen. Er wordt nauw contact gehouden met de regionale overheden. Daarvoor is een speciale overlegstructuur opgezet. Er zijn begrijpelijkerwijs veel vragen, die worden allemaal beantwoord. Ook worden de medeoverheden nauw betrokken bij het op te stellen ontheffingskader voor uitzonderlijke gevallen.

Vraag 8

Hoeveel Russische olie importeert Nederland?

Nederland importeerde in 2021 voor 18,4 miljard euro aan goederen uit Rusland, waarvan 87 procent minerale brandstoffen (ruim de helft ruwe aardolie en verder vooral aardgas en aardolieproducten) (bron: CBS).

Vraag 9

Hoe afhankelijk is Nederland van Russische olie? En in welke subsectoren wordt deze olie gebruikt?

Olieproducten zijn overal in de Nederlandse economie verweven en vormen een belangrijke grondstof voor veel maatschappelijke functies. Hierbij kan een opsplitsing worden gemaakt per sector. Wegtransport, zoals benzine en diesel, betreft een deel (~25%) van de in Nederland gebruikte olie(producten). Een groter deel betreft bunkerbrandstoffen voor de internationale zeevaart (~29%) en internationale luchtvaart (~10%). Daarnaast is er ook energetisch verbruik van olie(producten) door de chemie en raffinage sectoren (~11%). Het niet-energetisch gebruik van olie(producten) als grondstof voor o.a. de chemie betreft eveneens een aanzienlijk deel (~16%). Dit wordt gebruikt voor producten zoals plastics, cosmetica, PET-flessen, bouw- en isolatiematerialen, medische hulp- en beschermmiddelen, kleding, etc. Vervolgens is er een heel scala aan speciale olieproducten die op uiteenlopende wijze worden geconsumeerd (~9%), denk bijvoorbeeld aan bitumen voor asfalt, smeermiddelen voor motoren, terpentine voor verf, handgels etc.

Vraag 10

Zijn de mondiale oliemarkten en/of onze oliereserves in staat om deze Russische olie per direct te vervangen? Zo nee, hoe snel zou dit kunnen?

Ja. Nederland beschikt voor de korte termijn over een strategische oliereserve van 90 dagen consumptie. Voorts begrijpen wij van de sector dat olie van elders betrokken kan worden, zij het tegen hogere kosten.

Vraag 11

Hoe afhankelijk zijn andere nabije landen (België, Duitsland en Frankrijk) van Russische olie en gas?

De relevante statistieken over dit onderwerp zijn gepubliceerd door het Internationaal Energieagentschap (www.IEA.com).

Vraag 12

Ziet u mogelijkheden om deze afhankelijkheid van Russisch gas en olie in samenwerking met onze buurlanden af te bouwen?

Nederland houdt in EU-verband zeer nauw contact met alle lidstaten en de buurlanden in het bijzonder. Het Europese REPowerEU-plan van de Europese Commissie van 18 mei jl. is met name gericht op het gezamenlijk afbouwen van de energieafhankelijkheid van Rusland.

Vraag 13

Hoe kunnen we onze buurlanden helpen met het afbouwen van deze afhankelijkheid?

Zie het antwoord op vraag 12.

Vraag 14

Wat betekent het streven naar onafhankelijkheid van Russische fossiele brandstoffen voor ons bredere buitenlandbeleid?

Afbouwen van de afhankelijkheid vereist in eerste instantie nauwe samenwerking met Europese lidstaten, omdat Nederland onderdeel uitmaakt van een Europese energiemarkt. Zoalshiervoor is genoemd bij het antwoord op vraag 12, heeft de Europese Commissie op 18 mei jl. het REPowerEU-voorstel gepresenteerd gericht op het zo spoedig mogelijk afbouwen van de afhankelijkheid van Russische fossiele brandstoffen. De kabinetsbeoordeling van dit voorstel zal uw Kamer spoedig toekomen.

Vraag 15

Zou u deze vragen zo snel mogelijk kunnen beantwoorden?

Deze vragen zijn zo spoedig mogelijk beantwoord.

Vraag 1

Bent u bekend met artikel «Voor windturbines moeten geen geluids- maar afstandsnormen worden ingevoerd»?1

Ja.

Vraag 2

Kunt u binnen de ingediende Wind op Land-projecten in de RES 1.0 onderscheid maken tussen projecten in ontwerpfase, in het vergunningsverleningstraject, projecten waarvan het vergunningsverleningstraject is afgerond en projecten die al gebouwd zijn? Hoeveel TWh aan projecten zit er in elke fase?

Onderstaande tabel geeft een overzicht van het netto opgesteld vermogen (MW) per projectfase per 31-12-’21 op basis van voorlopige RVO-data voor de Monitor Wind op Land. De voorgenomen sanering (bijvoorbeeld bij repowering) is in de cijfers verdisconteerd.
Per fase is de verwachte jaarproductie (TWh) aangegeven. Hierbij is gebruik gemaakt van gegevens uit Windstats en waar voorhanden, de informatie uit de windrapporten (P50). Voor de projecten die nog in procedure zitten (fasen ruimtelijke ordening en vergunningen) is de productie berekend door het opgesteld vermogen (MW) x te vermenigvuldigen met het aantal vollasturen (op basis van windcategorie).
Fase per
Dec ’21
Opgesteld vermogen (MW)
Verwachte
jaarproductie
(TWh)
Toelichting
Gerealiseerd
5.286
15,23
Bouw in opdracht
900
3,27
Vergunningen onherroepelijk, turbines besteld/in aanbouw
Bouw in voorbereiding (onherroepelijk)
450
1,78
SDE-beschikking & Vergunningen onherroepelijk
Bouw in voorbereiding (juridische procedure)
380
1,36
SDE-beschikking & Vastgestelde Vergunningen (bezwaar- en/of beroepsprocedure loopt nog)
Vergunning verleend & SDE aangevraagd
67
0,20
In afwachting van SDE-beschikking
In procedure (vergunning naar verwachting binnen 1,5 jaar verleend)
193
0,65
RO- en/of Vergunningprocedure
In procedure (vergunning naar verwachting niet binnen 1,5 jaar verleend)
46
0,14
Voortraject
300–500
1,0–1,61
Ruime bandbreedte i.v.m. onzekerheid in de planning en op realisatie.
Op basis van 3.350 vollasturen

Vraag 3

Kunt u per project en per fase aangeven hoe hoog de geplande windmolens zijn en op welke afstanden relatief aan bewoning deze projecten staan?

Tabel 2 geeft de verwachte tiphoogtes van de geplande windprojecten die nog in procedure zijn (ruimtelijke- of vergunningprocedure) en die nog geen SDE- subsidie hebben aangevraagd. Het gaat hier om 8 projecten waarvoor naar verwachting binnen 1,5 jaar een vergunning kan worden verleend. Het gaat in totaal om 39 windturbines met een gezamenlijk vermogen van 193 MW. Dit zijn projecten waarvoor de plannen nog in ontwikkeling zijn en soms nog wijzigingen kunnen optreden. Dit overzicht geeft daarom een voorlopig inzicht.
Verwachte tiphoogtes
Aantal MW
<200 meter
14
200–220 meter
140,6
220–240 meter
38,5
Daarnaast is in tabel 3 voor deze windparken aangegeven hoeveel woningen zich binnen een straal van 500 meter bevinden en wat de afstand tot lintbebouwing/woonkernen is. De afstand tot de eerste woning bij deze projecten bevindt zich in een range van 240 tot 820 meter. Hierbij moet worden opgemerkt dat een enkele woning in de nabijheid van een windturbine in eigendom van de eigenaar/exploitant kan zijn.
Windpark
Aantal woningen binnen 500m
Afstand tot woonkern/ lintbebouwing
1
0
1.070 meter
2
5
710 meter
3
0
890 meter
4
0
700 meter
5
3
710 meter
6
3
860 meter
7
9
430 meter
8
1
670 meter
Voor de overige projecten, die zich in het voortraject bevinden of waarvoor alleen nog zoekgebieden bekend zijn, is nog te weinig informatie beschikbaar om de afstand tot nabij gelegen woningen aan te geven.

Vraag 4

Wanneer worden de zoekgebieden in de RES-plannen concreet geborgd in het omgevingsbeleid en/of een projectbesluit? Zijn deze plannen later nog aan te passen als blijkt dat ze buiten de nieuwe geluids- en afstandsnormen voor Wind op Land dreigen te vallen? Hoe concreet zijn de voorgestelde zoekgebieden al in afstand tot bewoond gebied?

In het Klimaatakkoord hebben we afgesproken dat de medeoverheden het voortouw nemen in het inpassen van de opwek van 35 TWh aan grootschalig hernieuwbaar op land (zon en wind) in de leefomgeving in 2030. Dit doen zij in de Regionale Energiestrategieën. Daarbij maken zij, in samenspraak met allerlei stakeholders waaronder het Rijk, een afweging tussen draagvlak, impact op het net, en ruimtelijke inpassing.
Het RES-bod is een optelsom van gerealiseerd, pijplijn en ambitie. Voor het ambitiedeel zijn zoekgebieden aangewezen. Voor de borging van zoekgebieden voor zon en wind moet vaak nog een nadere afweging gemaakt worden. Die afweging gaat over de relatie met andere opgaven (o.a. woningbouw) en belangen (o.a. natuur). In dat proces worden de zoekgebieden nog nader uitgewerkt en geconcretiseerd. Het vastleggen van de keuzes die daarbij worden gemaakt vindt plaats in omgevingsvisies en programma’s. De omgevingsvisie bevat het beleid op hoofdlijnen. Programma’s bevatten de uitwerking daarvan. Het verschilt per regio hoe dit proces wordt ingericht en welk tijdpad daarbij wordt gevolgd. In algemene zin vindt deze borging plaats in het proces richting de RES 2.0 van juli 2023 en de RES 3.0 van juli 2025. Voor 1 juli 2025 moeten vergunningen zijn afgegeven om de doelen voor 2030 te kunnen realiseren.
De verwachting is dat de nieuwe windturbinenormen medio 2023 worden vastgesteld en in werking zullen gaan. Hierbij kan een (specifieke) overgangsregeling worden vastgesteld voor bestaande windparken. Deze overgangsregeling kan er bijvoorbeeld toe leiden dat ook bestaande windparken op termijn aan de nieuwe geluidsnorm moeten voldoen. Wat een nieuwe afstandsnorm op termijn al dan niet kan betekenen daarbij valt op dit moment nog niet vast te stellen. Dit is onderdeel van de voorbereiding van de nieuwe normen en het effect van die normen op de bestaande situatie. Dit maakt onderdeel uit van het traject van plan-mer en het opstellen van de bijbehorende nieuwe algemene milieunormen.

Vraag 5

Hoeveel van de Wind op Land-projecten bevinden zich op plekken waar nu al schaarste is op het elektriciteitsnet? En hoeveel Wind op Land-projecten bevinden zich op plekken met nog veel ruimte op het elektriciteitsnet waarvan het vrij zeker is dat het elektriciteitsnet geen beperkende factor zal zijn?

Zowel het aantal windprojecten als de capaciteit van het elektriciteitsnetwerk zijn continu in ontwikkeling. In algemene zin kan worden opgemerkt dat doorlooptijden van windprojecten, van het eerste idee tot daadwerkelijke bouw, vele jaren beslaan. In deze tijd kan het elektriciteitsnet worden aangepast omdat de doorlooptijden van netuitbreidingen vergelijkbaar zijn. Hierdoor kunnen netbeheerders over het algemeen windprojecten van capaciteit voorzien.

Vraag 6

Hoeveel gemeenten, provincies en/of RES-regio’s werken intussen aan eigen normen voor wind op land? Vindt u het wenselijk dat er per regio verschillende normen komen? Zo ja, waarom wel? Zo nee, waarom niet?

Op dit moment weet ik dat 15 decentrale overheden bezig zijn met het opstellen van locatie-specifieke normen. Ik vind het niet per definitie wenselijk of onwenselijk dat er per regio verschillende normen komen. Ook onder de oude landelijke normen was het voor gemeenten mogelijk om in specifieke gevallen maatwerkvoorschriften vast te stellen die afweken van de landelijke norm. In de huidige situatie is de kans op variatie tussen gemeenten wel groter, omdat er niet meer gebruik kan worden gemaakt van een landelijke norm. Mijn beeld is, mede op basis van signalen vanuit deze gemeenten en provincies, dat men zeer zorgvuldig werkt aan eigen, locatie-specifieke milieunormen. Vanuit de website www.helpdeskwindopland.nl wordt ook actief kennis uitgewisseld tussen decentrale overheden.

Vraag 7

Wanneer denkt u de nieuwe nationale normen gereed te hebben? Is daar een versnelling op mogelijk

Op 23 december 2021 is de participatie voor de plan-milieueffectrapportage (plan-mer) gestart voor het vaststellen van nieuwe algemene milieuregels voor windturbines met de publicatie van de Notitie Reikwijdte en Detailniveau (NRD) door de Staatssecretaris van IenW. Gedurende acht weken kon een ieder hierop een zienswijze indienen. Deze zienswijzen worden vervolgens zorgvuldig verwerkt en hierna kan de plan-mer worden uitgevoerd. Volgens planning is het milieueffectrapport medio 2022 gereed op basis waarvan een zorgvuldige afweging kan worden gemaakt over het beschermingsniveau voor de relevante milieuaspecten. Verder worden nieuwe algemene milieuregels voor windturbineparken opgesteld met toepassing van de reguliere AMvB-procedure, waarbij inspraak voor een ieder op zowel het milieueffectrapport als de concept-AMvB mogelijk zal zijn via de internetconsultatie. Voorhang zal naar verwachting in het laatste kwartaal van 2022 kunnen plaatsvinden. Uitgaande van deze procedure met brede participatie, (internet)consultatie, toetsen, advies van de Commissie m.e.r., voorhang en advies van de Raad van State, een procedure waarin veel stappen ook wettelijk zijn voorgeschreven, wordt verwacht dat de nieuwe regels vanaf medio 2023 in werking kunnen treden. Aangezien het kabinet niet tekort wil doen aan de verschillende stappen, zoals de participatie en consultatie, om te komen tot nieuwe normen, ligt een versnelling hierin niet voor de hand. Het is de inzet van de Staatssecretaris van IenW en mijzelf om voortvarend aan de slag te gaan met de verschillende stappen om zo spoedig mogelijk nieuwe algemene normen voor het milieubeschermingsniveau vast te stellen en daarmee duidelijkheid voor de uitvoeringspraktijk te realiseren.
Daarnaast zal ik zoals ik heb aangegeven in het debat op 17 februari jl. met uw Kamercommissie, in overleg treden met de medeoverheden om te spreken over gezamenlijke uitgangspunten voor de plaatsing van nieuwe windparken in de periode waarin er nog geen nieuwe landelijke windturbinenormen zijn.

Vraag 8

Kunt u deze vragen beantwoorden uiterlijk 21 februari?

Ja.

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht «Sabic overweegt sluiting naftakraker op Chemelot»?1

Ja.

Vraag 2

Klopt het dat Sabic overweegt om de naftakrakers te sluiten? Wat zou dit betekenen voor de werknemers en voor de andere bedrijven op het chemiecomplex?

SABIC heeft haar medewerkers medegedeeld dat SABIC bezig is met een strategische heroriëntatie waarbij het sluiten van een kraker een eventuele optie is. In dit proces is – voor zover mij bekend – echter nog geen besluit genomen.
Chemelot is een geïntegreerd chemiecomplex waardoor het sluiten van een grote fabriek invloed heeft op de rest van de site. Om die reden hebben de directie van stichting Chemelot, de provincie Limburg en het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat (EZK) onlangs een gesprek gevoerd met SABIC. Daarin is door SABIC aangegeven dat er nog geen definitief besluit is genomen. Verder heeft SABIC aangegeven vergaande plannen te hebben voor de verduurzaming en koolstofneutraal maken van de SABIC-site in Geleen.
Over de plannen en de gevolgen moeten de bedrijven onderling met elkaar in gesprek. Het Ministerie van EZK en de provincie Limburg volgen de uitkomsten van deze gesprekken om de gevolgen voor de gehele site te monitoren. Aangezien er nog geen definitief besluit door SABIC is genomen, kunnen over de gevolgen voor de werknemers geen uitspraken worden gedaan.

Vraag 3

Wat doet u om de mogelijke sluiting te voorkomen? Hoe kunt u eraan bijdragen dat Sabic juist Chemelot kiest als locatie om investeringen te doen om te verduurzamen?

Het is primair aan SABIC om te bepalen welke besluiten in het kader van de strategische heroriëntatie worden genomen. Op korte termijn wordt het gesprek aangegaan met SABIC hoofdkantoor om te bevestigen hoe belangrijk SABIC voor Nederland en het chemiecomplex Chemelot is, en hoe belangrijk de reeds eerder gepresenteerde verduurzamingsplannen zijn.

Vraag 4

Wat betekent een mogelijke sluiting voor de verduurzamingsplannen van het complex Chemelot? Wat betekent dit voor de voorstellen in de Meerjarenprogramma Infrastructuur Energie en Klimaat (MIEK)?

Zoals aangegeven wordt door SABIC niet gesproken over sluiting van het gehele complex en zijn de verduurzamingsplannen nog steeds relevant. Juist voor de verduurzaming van het complex is infrastructuur noodzakelijk. Mochten de verduurzamingsplannen wijzigen dan zullen de eventuele effecten een plaats krijgen in de Cluster-energie strategie van Chemelot. Van daaruit zal dan worden gekeken naar de effecten op de planning van betrokken projecten in het Meerjarenprogramma Infrastructuur Energie en Klimaat (MIEK). Er zijn geen aanwijzingen dat de verduurzamingsplannen wijzigen.

Vraag 5

Kunt u snel beginnen met het maken van de maatwerkafspraken voor verduurzaming van de industrie, specifiek bij Chemelot? Welke acties gaat u op korte termijn ondernemen?

Ik ben nu bezig met een aanpak voor maatwerkafspraken met de grote (industriële) uitstoters. Chemelot en de bedrijven SABIC en OCI horen zeker bij de groep uitstoters waarmee ik mogelijk maatwerkafspraken wil maken. Ik verwacht op korte termijn in gesprek te treden met deze bedrijven.

Vraag 6

Wat is er nog meer nodig voor de verduurzaming van het cluster? Waar zitten de knelpunten en hoe kunnen deze worden opgelost?

In de plannen beschreven in het Chemelot Strategie 2050 van de CES (Cluster energie strategie Chemelot 2030–2050) is aangegeven dat vooral goede en tijdige infrastructuur voor elektriciteit en voor buisleidingen van belang zijn voor de verduurzaming van het cluster. Deze infrastructuur wordt opgepakt in het MIEK.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel gepubliceerd door Energeia?1

Ja.

Vraag 2

Bent u ervan op de hoogte dat afgelopen zomer vijfentwintig waterstof projecten door de overheid zijn geselecteerd en dat deze zijn ingediend voor de Important Project of Common European Interest (IPCEI) waterstof? Klopt het dat er sindsdien geen nieuwe ontwikkelingen zijn geweest en dat er geen geld beschikbaar is gesteld voor de projecten? Kunt u uw antwoord toelichten?

De Rijksdienst voor Ondernemend Nederland (RVO) heeft in opdracht van het Ministerie van Economische Zaken Klimaat in september 2020 een interessepeiling georganiseerd in het kader van IPCEI-waterstof waarbij 83 projectvoorstellen zijn ingediend. Hieruit zijn 25 Nederlandse projecten gekozen die als kansrijk werden beschouwd om deel nemen aan het Europese matchmakingproces voor de eerste golven. Deze stap is gezet op verzoek van de Europese Commissie en de Duitse overheid die het IPCEI-waterstof proces coördineert voor de deelnemende lidstaten aan de IPCEI.
Vervolgens zijn de gekozen projecten op basis van het Europese matchmaking proces per thema geclusterd en is door de Duitse Coördinatie en de deelnemende lidstaten – in samenwerking met de Europese Commissie – besloten om met twee zogenaamde IPCEI-golven te beginnen, te weten de golven technologie en de decarbonisatie van de industrie, waarbij de laatste zich richt op de productie van hernieuwbare waterstof (elektrolyse capaciteit). Voor deze twee golven heeft de Nederlandse overheid op 31 augustus 2020 13 projecten geselecteerd – vier projecten in de golf technologie en negen in de golf decarbonisatie van de industrie – om mee te doen aan de zogenaamde pre-notificatie fase van het Europese IPCEI-staatssteunproces. De Nederlandse bedrijven zijn vanaf het begin van het proces op de hoogte gebracht van de onzekerheden ten aanzien van het beschikbaar komen van nationaal budget.
Op 21 september 2021 is door het kabinet in de Miljoenennota 2022 bekend gemaakt dat er 35 miljoen beschikbaar zal komen ten behoeve van cofinanciering van een aantal Nederlandse waterstof projecten. Het is mijn inzet om deze 35 miljoen vooralsnog beschikbaar te stellen aan projecten in de IPCEI technologie golf en die door Nederland gepre-notificeerd zijn bij de Europese Commissie.
Momenteel wordt gewerkt aan de aanpassing van de IPCEI-subsidieregeling waarvan de intentie is dat die zo snel mogelijk zal worden opengesteld. Op grond van de selectie van de aanvragen die zijn ingediend, kan dan een definitieve selectie van Nederlandse project(en) voor deze eerste IPCEI technologie golf worden gemaakt die mee kunnen doen in het verdere Europese IPCEI staatssteuntraject.
Het pre-notificatie proces voor de tweede golf is op dit moment gaande. De Europese Commissie en de lidstaten bespreken in dit proces op informele en vertrouwelijke basis de gepre-notificeerde projectvoorstellen. Daarbij wordt gekeken of de projecten voldoen aan de criteria van het IPCEI-steunkader, dat voor projecten die activiteiten omvatten op het terrein van bijzonder innovatief onderzoek, ontwikkeling of innovatie en/of eerste industriële toepassing onder meer bepaalt dat alleen de «eerste industriële toepassing» subsidiabel kan zijn waarbij het dient te gaan om de opschaling van proeffaciliteiten, demonstratie-installaties of de allereerste uitrusting en faciliteiten die de fasen ná de proeflijn – met inbegrip van de testfase en het opschalen van de serieproductie – omvatten, maar niet de massaproductie of de commerciële activiteiten. Er is veel behoefte vanuit het bedrijfsleven dat er snel een besluit genomen wordt over het wel of niet toekennen van financiële middelen voor deelname aan de tweede golf decarbonisatie van de industrie. Tot nu toe is het besluit over het beschikbaar maken van middelen uitgesteld tot de komst van een nieuw coalitieakkoord en het daarin opgenomen belang van waterstof in de energietransitie. Het besluit om nu ook daadwerkelijk middelen voor de tweede golf beschikbaar te stellen hangt af van welke fases van de productie projecten subsidiabel zijn en onder welke voorwaarden. Hierover zal de Europese Commissie de komende tijd meer duidelijkheid moeten verschaffen. Ik zal mij inzetten voor een spoedige en zorgvuldige definitieve selectie van projecten.

Vraag 3

De aanmelding voor ronde twee van het IPCEI-proces is binnenkort. Klopt het dat als er vóór deze datum geen geld beschikbaar wordt gesteld voor de aangemelde projecten, deze projecten zich niet kunnen aanmelden voor ronde twee van het IPCEI-proces? Hoe apprecieert u dit?

De negen projecten uit de tweede golf kunnen niet genotificeerd worden als er geen nationale middelen beschikbaar zijn. De datum van notificatie is nog onbekend. Naar verwachting is dit binnen enkele maanden. Het notificatiemoment wordt niet alleen door Nederland zelf bepaald, maar is een gezamenlijk besluit van alle deelnemende lidstaten en is afhankelijk van de snelheid waarmee de Europese Commissie de pre-notificatiefase afrond.
De subsidiebehoefte voor de tweede golf is veel groter dan voor de eerste golf. Het definitieve subsidiebedrag hangt sterk af van de definitieve projectvoorstellen. In de position paper aangeboden door de gelegenheidscoalitie van bedrijven en provincies aan het Ministerie van EZK, waar in het Energeia artikel naar wordt verwezen, wordt gevraagd om een tijdig besluit te nemen over het beschikbaar stellen van middelen voor Nederlandse waterstofprojecten in het kader van IPCEI. Dat is ook mijn inzet.
Zodra van de kant van de Europese Commissie duidelijkheid ontstaat over welke fases van de projecten van de tweede golf subsidiabel zijn en onder welke voorwaarden zal het kabinet besluiten over het wel of niet beschikbaar stellen van financiële middelen en het aanpassen van de IPCEI-subsidieregeling zoals dat ook voor de eerste golf technologie wordt gedaan. Overigens zal naast het besluit over het beschikbaar komen van middelen deelname aan de notificatie fase ook afhangen van de verdere onderbouwing van de projectvoorstellen door de bedrijven en de mate waaraan de initiatieven aan de eisen van het IPCEI-steunkader voldoen.

Vraag 4

Kunt u toezeggen dat u gaat proberen te voorkomen dat deze projecten niet door kunnen gaan naar ronde twee van het IPCEI-proces? Kunt u uw antwoord toelichten?

Ja. Het kabinet zal zich de komende tijd blijven inzetten om Nederlandse projecten mee te laten lopen in het EU-IPCEI-proces. Deelname aan de notificatie fase zal afhangen van de verdere onderbouwing van de projectvoorstellen door de bedrijven, de mate waaraan de initiatieven aan de eisen van het IPCEI-steunkader voldoen en het nog te nemen besluiten van het kabinet over de besteding van de in het regeerakkoord gereserveerde middelen voor de vroege fase-opschaling van hernieuwbare energiedragers.

Vraag 5

Deelt u de mening dat de IPCEI-classificatie van deze bedrijven de opschaling van de Nederlandse waterstofambities vergemakkelijkt en daarom wenselijk is? Kunt u toelichten welke voordelen u ziet?

Ja. De IPCEI-classificatie zou de realisatie van bovengenoemde waterstofprojecten en daarmee de Nederlandse waterstofambities kunnen vergemakkelijken, aangezien het IPCEI-staatssteunkader de Nederlandse overheid in staat stelt de subsidiabele activiteiten van deze projecten te ondersteunen. Dit kader biedt de overheid meer ruimte voor ondersteuning dan normaal gesproken is toegestaan, al is de precieze ruimte voor ondersteuning van projecten in de tweede golf nog onbekend. Verder zou een IPCEI-classificatie relatief snel zekerheid voor bedrijven kunnen geven. Indien de negen projecten uit de tweede golf niet zouden worden genotificeerd, dan kan bezien worden of deze projecten alsnog in een latere golf mee kunnen doen. Overigens is een IPCEI niet de enige route voor ondersteuning, de overheid werkt momenteel aan meerdere instrumenten om waterstofprojecten te ondersteunen, waaronder het opschalingsinstrument waterstof.

Vraag 6

Kunt u deze vragen uiterlijk vrijdag 21 januari aanstaande beantwoorden?

Ik heb er alles aan gedaan deze vragen zo spoedig mogelijk te beantwoorden. De interne afstemming vereiste echter enige tijd, waardoor de ambitieuze deadline niet gehaald is. Ik vraag uw begrip hiervoor.

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Warmtewet laat nog minstens een jaar op zich wachten»?1

Ja.

Vraag 2

Bent u ervan op de hoogte dat in de Warmtewet is vastgelegd dat de Autoriteit Consument en Markt (ACM) jaarlijks het maximale leveringstarief voor warmte moet vaststellen op de basis van de gasprijs en dat doordat de gasprijzen nu zo hoog zijn de warmtetarieven ook hard stijgen? Hoe apprecieert u dit?

Ja, in artikel 5, tweede lid van de Warmtewet is bepaald dat de door de ACM jaarlijks vast te stellen maximumprijs voor warmte gebaseerd moet zijn op de integrale kosten die een verbruiker zou moeten maken voor het verkrijgen van dezelfde hoeveelheid warmte bij het gebruik van gas als energiebron. Deze koppeling heeft er inderdaad toe geleid dat de gestegen gasprijzen hebben doorgewerkt in een aanmerkelijk hogere door de ACM voor 2022 vastgestelde maximum warmteprijs. Om de effecten van de stijging van de energierekening te compenseren zijn eind vorig jaar maatregelen getroffen die ook voor warmte-afnemers gelden. Het kabinet houdt ook de komende tijd vinger aan de pols, met name voor financieel kwetsbare huishoudens.
Het is evident dat de warmtetarieven moeten worden losgekoppeld van de gasprijs. De tarieven moeten gebaseerd worden op de onderliggende kosten van warmte. Dat biedt consumenten de zekerheid dat ze niet meer betalen dan de kosten die redelijkerwijs gemaakt moeten worden voor de warmte die ze afnemen. Anderzijds krijgen warmtebedrijven daarmee de zekerheid dat efficiënte kosten die zij moeten maken voor de uitvoering van hun taak kunnen worden terugverdiend, inclusief een redelijk rendement. Dit laatste is ook van belang voor de borging van de leveringszekerheid van het systeem. De nieuwe Wet collectieve warmtevoorziening die ik op dit moment in voorbereiding heb bevat bepalingen die de overstap naar op kosten gebaseerde tarieven regelt. Ik heb versnelling aangebracht in de voorbereiding van deze nieuwe wet. Het wetsvoorstel gaat voor de zomer naar de Raad van State en ik verwacht het voorstel eind 2022 aan te kunnen bieden aan de Tweede Kamer. Vooruitlopend daarop heeft de ACM onlangs de bevoegdheid gekregen om onderzoek te doen naar de rendementen van een individuele leverancier, en het tarief voor de betreffende leverancier te corrigeren indien blijkt dat het door deze leverancier behaalde rendement hoger is dan een door de ACM vast te stellen redelijk rendement. ACM is op dit moment hard bezig met de implementatie van deze nieuwe bevoegdheden. Onderdeel daarvan is het transparant maken van gedetailleerde kosteninformatie van warmtebedrijven. Met deze nieuwe bevoegdheden is dan ook een belangrijke stap gezet naar de nieuwe tariefsystematiek op basis van de onderliggende kosten. Immers, zonder de beschikking over deze gedetailleerde kosteninformatie kan ACM geen op kosten gebaseerde tarieven vaststellen.

Vraag 3

Kunt u de daadwerkelijke stijging van de warmtetarieven inzichtelijk maken? Kunt u daarbij ook een indicatie geven van wat de stijging zou zijn geweest als de koppeling met de gasprijzen er niet was?

De grote warmteleveranciers2 hebben hun warmtetarieven voor 2022 bekend gemaakt. Daaruit blijkt dat kosten bij een gemiddeld jaarverbruik van 35 GJ bij deze leveranciers tussen de 18 en 25% lager liggen dan wanneer zou worden uitgegaan van het door de ACM vastgestelde maximum tarief. Ten opzichte van de tarieven die deze leveranciers in 2021 in rekening brachten is er wel sprake van een flinke stijging. Bij het genoemde gemiddelde jaarverbruik van 35 GJ gaat om stijgingen tussen 30 en 54%. Dit ligt eveneens lager dan de stijging wanneer zou worden uitgegaan van het door de ACM vastgestelde maximum tarief. Laatstgenoemde stijging is 67%. De warmteleveranciers hebben aangegeven dat zij genoodzaakt zijn om hun daadwerkelijke warmtetarieven te verhogen omdat de kosten van warmtelevering direct en indirect gekoppeld zijn aan de gasprijzen. In haar brief van 1 november 20223 heeft mijn ambtsvoorganger hierover al aangegeven dat de stijgende gasprijzen invloed hebben op de onderliggende kosten voor warmtebedrijven, omdat aardgas direct (gas als warmtebron of back-up warmtebron) en indirect (bijv. via subsidiebedrag in de SDE++ en koppeling van warmtecontracten aan de prijs van aardgas) een rol speelt als warmtebron voor warmtenetten.
Bij het loslaten van de koppeling tussen het maximum tarief en de gasprijzen zullen de maximum tarieven geleidelijk steeds meer worden gebaseerd op de werkelijke kosten van warmte. Ik kan nu niet aangeven wat het effect daarvan zou zijn geweest op de hoogte van het maximum tarief, maar gelet op het voorgaande kan niet zondermeer worden verondersteld dat dit zou hebben geleid tot lagere tarieven.

Vraag 4

Wat betekent de stijging van de warmtetarieven concreet voor de consument? Om hoeveel geld gaat het per huishouden? Op welke manier wordt hierop toezicht gehouden door de overheid?

Bij de in het antwoord op vraag 3 genoemde grote warmteleveranciers leidt de stijging van hun warmtetarieven bij een gemiddeld verbruik van 35 GJ tot een stijging van de jaarkosten tussen € 430 en € 728. Hierbij is geen rekening gehouden met de effecten van de bij vraag 2 genoemde compenserende maatregelen. Zoals ik in mijn antwoorden op vraag 2 en 3 heb aangegeven liggen de daadwerkelijke tarieven van de grote warmteleveranciers onder het door de ACM vastgestelde maximum tarief.
Op grond van de huidige Warmtewet wordt er op drie manieren toezicht gehouden op de warmtetarieven. Allereerst door te toetsen of de daadwerkelijke tarieven zich onder het toegestane maximum tarief bevinden. Ten tweede, voert ACM tweejaarlijks een rendementsmonitor uit waarbij zij de ontwikkeling van de rendementen in de warmteleveringsmarkt monitort. En tot slot, heeft ACM, zoals ik in mijn antwoord op vraag 2 heb aangegeven, recent nieuwe bevoegdheden verkregen waarmee zij onderzoek kan doen naar de rendementen van een individuele leverancier, en het tarief voor de betreffende leverancier kan corrigeren indien blijkt dat deze leverancier een rendement behaalde dat hoger is dan een door de ACM vast te stellen redelijk rendement.

Vraag 5

Consumenten die gebruik maken van een warmtenet kunnen niet veranderen van leverancier; wat doet u om te voorkomen dat warmteleveranciers onredelijke tarieven in rekening brengen dan wel misbruik maken van hun marktmacht nu de warmtetarieven hard stijgen?

Zie het antwoord op vraag 2. Uit de meest recente rendementsmonitor4 blijkt overigens dat de gemiddelde rendementen van de warmteleveranciers zijn gedaald. Dat wijst er niet op dat warmteleveranciers gemiddeld gesproken onredelijke tarieven in rekening brengen.

Vraag 6

In de voorgestelde nieuwe warmtewet worden de warmtetarieven losgekoppeld van de gasprijzen, maar vanwege het uitstel laat dit langer op zich wachten; ziet u mogelijkheid om de warmtetarieven al eerder (tijdelijk) los te koppelen van de gastarieven? Indien ja, vanaf wanneer en hoe zou dat kunnen? Indien nee, bent u bereid om alvast te beginnen met het voorbereiden van de overgang naar een nieuw systeem voor het bepalen van de warmtetarieven, zodat er nadat de wet in werking treed snel kan worden gestart met het loskoppelen van de warmtetarieven? Kunt u uw antwoord toelichten?

Het in de huidige Warmtewet vastgelegde uitgangspunt van de gasreferentie biedt mij geen mogelijkheid om zonder wetswijziging de koppeling van het maximum tarief aan de gemiddelde kosten van een verbruiker van aardgas los te laten. Zoals aangegeven in het antwoord op vraag 2 heb ik het wetsvoorstel dat een op kosten gebaseerde tariefregulering mogelijk maakt reeds in voorbereiding en verwacht ik dit voorstel eind 2022 aan te kunnen bieden aan de Kamer. De overgang naar een nieuw op kosten gebaseerd systeem is reeds in gang gezet doordat de in het antwoord op vraag 2 genoemde recente aanvullende bevoegdheden de ACM de mogelijkheid geeft om gedetailleerde kosteninformatie bij warmtebedrijven op te vragen. Daarnaast heb ik op dit moment een extern onderzoek in voorbereiding naar de nadere uitwerking van de op kosten gebaseerde tariefregulering onder de nieuwe Wet collectieve warmtevoorziening.
Ik verwacht dat dit onderzoek kort na de zomer wordt afgerond zodat ik daarna duidelijkheid kan scheppen en concreter in gesprek kan gaan met betrokkenen over de transitie naar de op kosten gebaseerde tariefregulering.
R.A.A. Jetten
Minister voor Klimaat en Energie

Vraag 1

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

Ja.

Vraag 2

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

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

Vraag 3

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

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

Vraag 4

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

Ja.

Vraag 5

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

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

Vraag 6

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

Ja.

Vraag 7

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

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

Vraag 8

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

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

Vraag 9

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

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

Vraag 10

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

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

Vraag 11

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

Ja.

Vraag 12

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

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

Vraag 13

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

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

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel van de Financial Times «European gas prices shoot to new high as energy crunch worsens»? Hoe apprecieert u de aanblijvende hoge energieprijzen en -krapte?1

Ja. De redenen voor de hoge gasprijs zijn onder meer aangegeven in de antwoorden op Kamervragen en in Kamerbrieven van 23 september 2021 (Aanhangsel Handelingen, vergaderjaar 2021–2022, nr. 19), 1 november 2021 (Kamerstuk 29 023, nr. 276) en 24 december 2021 (Aanhangsel handelingen, vergaderjaar 2021–2022, nr. 1213). In de afgelopen periode was er door verschillende oorzaken sprake van krapte op de gasmarkt, niet alleen in de Nederland c.q. de EU maar wereldwijd (hoge vraag in Azië; grootschalige onderhoud en productie-onderbrekingen in Noorwegen en Rusland, etc.). Deze krapte werd versterkt doordat Gazprom in de afgelopen periode, in tegenstelling tot eerdere jaren, alleen zijn aangegane leveringsverplichtingen na kwam en niet of nauwelijks leverde op de spotmarkten. De markt reageerde hierop met sterke prijssignalen waarop met name industriële afnemers hun vraag terugbrachten. Daarnaast leidden de hoge prijzen in de afgelopen periode tot een sterke toename van de aanvoer van LNG, ook in Nederland (de GATE LNG-terminal kende in december een bezettingsgraad van 90% die opliep tot praktisch 100% in januari en ook voor februari wordt een hoge bezettingsgraad verwacht).
Door de brute inval van Rusland in Oekraïne zijn de gasprijzen inmiddels nog verder tot gestegen tot boven de 110 euro/ MWh, hetgeen de huidige onzekerheid in de markt reflecteert.

Vraag 2

Deelt u de mening dat er de komende maanden serieuze risico’s bestaan voor een betaalbare en betrouwbare energievoorziening? Zo nee, waarom niet? Zo ja, wat zijn volgens u de grootste risico’s en wat gaat u hier aan doen?

In de afgelopen periode heeft de situatie op de gasmarkt reden tot zorg gegeven, In eerste instantie was er de zorg dat de Europese H-gasopslagen door een lage vulgraad aan het einde van de winter onvoldoende flexibiliteit zouden kunnen bieden in geval van een langdurige koude periode of onderbreking van het aanbod. Mede door de milde winter en forse toename van LNG-import heeft dit risico zich niet voorgedaan. Wel heeft de mondiale aanbodkrapte geleid tot fors hogere prijzen, hetgeen reden is geweest voor het kabinet om maatregelen te nemen om deze hoge prijzen te compenseren. In aanvulling daarop houdt het kabinet de betaalbaarheid van energie in den breedte nauwlettend in de gaten.
Om goed voorbereid te zijn op elke situatie heeft het kabinet de voorbereidingen getroffen voor het eventueel uitvoeren van het Bescherm- en Herstelplan Gas (Kamerstuk 29 023, nr. 252) onder de huidige wetgeving. Zie wat dit betreft de antwoorden op de vragen 3 en 4 en ook de Kamerbrief van 14 maart over gasleveringszekerheid. Een tweede zorg is het grote aandeel Russisch gas in de Europese gasimport. Via de geïntegreerde Europese gasmarkt raakt dit ook Nederland. In de Kamerbrief van 14 maart ben ik ingegaan op de acties op korte, middellange en lange termijn om deze afhankelijkheid te verminderen en tegelijkertijd de robuustheid van ons energiesysteem te versterken.

Vraag 3

Wat heeft u gedaan om voorbereid te zijn op mogelijke tekorten de komende maanden? Welke instrumenten heeft u beschikbaar om tekorten af te wenden of om er zo goed mogelijk mee om te gaan? Welke instrumenten ontbreken er nog volgens u?

Zoals aangegeven in het antwoord op vraag 2 is het kabinet naar aanleiding van de situatie in de gasmarkt voorbereiding gestart voor het eventueel uitvoeren van het Bescherm- en Herstelplan Gas onder de huidige wetgeving. Dit betreft onder andere het afschakelen van niet-beschermde grote gasverbruikers. Omdat niet op voorhand is te bepalen wat de aard van een crisis is, welke reactie dat precies vraagt en wat het actuele verbruik van bedrijven is, is er niet op voorhand een prioriteitskader of afschakelvolgorde te bepalen. Bij de 49 grootste industriële verbruikers van gas met 60 locaties wordt informatie verzameld over de mogelijkheden en effecten van afschakelen. Mocht er zich een crisis voordoen dan zal aan de hand van de situatie, het actuele gasverbruik en die verzamelde informatie bekeken worden hoe het gasverbruik veilig en met zo min mogelijk maatschappelijke gevolgen is terug te brengen, iets dat uiteraard in overleg met de dan betrokken bedrijven zal gebeuren

Vraag 4

Heeft u naar aanleiding van de motie-Erkens (Kamerstuk 21 501-33, nr. 895) een prioriteringskader ontwikkelt dat ingezet kan worden bij een mogelijk gastekort? Specifiek voor de mogelijke afschaling van de productie van grote energieverbruikers? Hoe weegt u hierbij de rol van bestaande exportcontracten ten overstaande van de nationale behoefte?

Zoals in antwoorden op de vragen 2 en 3 aangegeven is het kabinet een voorbereiding gestart voor het eventueel uitvoeren van het Bescherm- en Herstelplan Gas onder de huidige wetgeving. Daarbij wordt dus expliciet aandacht besteedt aan de mogelijke afschaling van de productie van grote industriële gasverbruikers.
Het ingrijpen in de export van gas staat haaks op de gedachte van onderlinge solidariteit tussen lidstaten zoals vastgelegd in Verordening (EU) 2017/1938 betreffende maatregelen tot veiligstelling van de gasleveringszekerheid. Wel is in het Bescherm- en Herstelplan Gas aangegeven dat we in het geval van een noodsituatie als één van de eerste maatregelen met buurlanden in overleg zullen treden over het vrijwillig verminderen van de gasafname.
Wat betreft de omvang van de export geldt dat deze eerst en vooral wordt bepaald door de fysieke behoefte aan laagcalorisch gas bij eindgebruikers in België, Duitsland en Frankrijk en niet door exportcontracten. Het is ook die behoefte die, tezamen met de Nederlandse behoefte, leidend is bij de bepaling van het jaarlijks te winnen volume. Dit op basis van de raming die jaarlijks wordt opgesteld door GTS op grond van informatie van de netbeheerders uit de voornoemde landen. De bestaande leveringscontracten spelen daarbij geen rol, de netbeheerders hebben ook geen zicht op deze contracten.
Hierbij geldt verder dat België, Duitsland en Frankrijk grootschalige ombouwprogramma’s in gang hebben gezet waarbij miljoenen afnemers van laagcalorisch gas worden omgezet op andere energiebronnen. Zo zijn er in 2021 zijn er 925.000 afnemers in het buitenland omgeschakeld van laagcalorisch naar hoogcalorisch gas. Mijn Belgische ambtgenoot heeft inmiddels laten weten dat er een definitief besluit is genomen over de versnelling van de Belgische ombouw. Zoals eerder aangegeven door mijn voorganger in de Kamerbrief van 16 april 2021 (Kamerstuk 33 529, nr. 868) heeft dit de potentie om de export naar België al vanaf het gasjaar 2024–2025 te beëindigen. Ook Duitsland ziet versnellingsmogelijkheden vanaf 2026, waardoor de export in 2029 in plaats van 2030 beëindigd kan worden. De komende jaren blijft het ombouwtempo hoog en de verwachting is dat de export van laagcalorisch gas in 2029 volledig kan zijn afgebouwd.

Vraag 5

Hoe staat het met de vullingsgraden van de Nederlandse gasvoorraden? Kunt u specifiek onderscheid maken tussen hoog- en laagcalorisch gas?

De opslagen voor laagcalorisch gas waren aan het begin van het koudeseizoen voor meer dan 80% naar behoren gevuld. Momenteel (begin maart) bedraagt deze vulgraad ca. 37%.
De Nederlandse opslagen voor hoogcalorisch gas waren aan het begin van het koudeseizoen voor 45% gevuld. Momenteel (medio maart) bedraagt deze vulgraad ca. 6%. Als wordt rekening gehouden met de opslagen voor hoogcalorisch gas in Duitsland die direct vanuit Nederland toegankelijk zijn dan bedraagt deze laatste vulgraad ca. 15%.

Vraag 6

Hoe staat het met de gasvoorraden van andere EU-lidstaten?

Op dit moment (medio maart) zijn de Europese gasopslagen voor 26% gevuld (België: 16%, Duitsland: 25%, Frankrijk: 19%, Italië: 34% en Oostenrijk: 14%).

Vraag 7

Deelt u de mening dat een te grote afhankelijkheid van import ons kwetsbaar maakt in deze energiecrisis? Buurlanden zetten immers ook in op import. Hoe garandeert u dat Nederland niet achteraan in de rij komt te staan? Deelt u de mening dat niet elk Europees land kan inzetten op import en dat het ergens gaat knellen?

Ik deel de mening dat een te grote afhankelijkheid van import, zeker als het één exporteur betreft, onverstandig is met het oog op leveringszekerheid en flexibiliteit in tijden van crisis. Met de eigen gaswinning uit de kleine velden en ook nog uit het Groningenveld is Nederland minder van import afhankelijk dan andere EU-lidstaten. Om deze afhankelijkheid verder te verminderen steunt het kabinet de gaswinning in de Noordzee en komen er verplichte vullingspercentages voor de gasvoorraden.
Daarnaast wordt ingezet op energie-efficiëntie en het stimuleren van het aanbod van hernieuwbare energiebronnen, door extra wind op zee, zon-op-dak, aardwarmte, groen gas en aquathermie. Tegelijkertijd worden de productie en import van waterstof opgeschaald. Hierbij gaan verduurzaming en afbouw van afhankelijkheid hand in hand.

Vraag 8

Wat verwacht u dat het effect is van de verdere afbouw van kernenergie in Duitsland en België op de al broze situatie op de Europese energiemarkt? De samenstelling van de energiemix is een nationale keuze. Tegelijkertijd hebben de keuzes van onze buurlanden consequenties voor onze eigen leveringszekerheid. Bent u in gesprek met de regeringen van deze lidstaten hierover? Zo nee, bent u bereid dit te doen?

TenneT brengt elk jaar een monitor leveringszekerheid uit. De leveringszekerheid van elektriciteit is momenteel op orde. De monitorrapportages die TenneT de afgelopen jaren heeft gepubliceerd, lieten hetzelfde beeld zien. In de recente Monitoring Leveringszekerheid 2021 is rekening gehouden met de geplande nucleaire exit in Duitsland eind 2022 en België in 2025. Tegelijk is ook rekening gehouden met een toename van het gasvermogen in België in 2025. Als het beeld verandert, bijvoorbeeld over de mate waarin België nieuwe productiecapaciteit kan realiseren, zal dat in het jaarlijkse «Rapport Monitoring Leveringszekerheid» van TenneT worden meegenomen. De European Resource Adequacy Assessment (ERAA) 2021 is aan de orde geweest tijdens bijeenkomsten van het Pentalateraal energieforum (samenwerkingsverband tussen België, Nederland, Luxemburg, Frankrijk, Duitsland, Zwitserland en Oostenrijk) en in Europees verband in de Electricity Coordination Group besproken tussen lidstaten, toezichthouders en transmissie systeem beheerders (TSO’s). Ik verwacht dat dat ook zal gebeuren met de ERAA 2022.
Onder leiding van het Pentalateraal energieforum is in april 2020 ook de derde monitoring van de leveringszekerheid uitgebracht (Third Pentalateral Generation Adequacy Assessment). Onder andere op deze wijze ben ik hierover in gesprek met de andere lidstaten en ik verwacht dat deze gesprekken, mede als gevolg van de snelle veranderingen van de Europese elektriciteitsmarkt, in Pentalateraal en Europees verband alleen maar zullen toenemen.

Vraag 9

Vanaf begin januari zal in Nederland een productiebeperking gelden voor kolencentrales, gezien de hoge energieprijzen zullen de centrales waarschijnlijk veel van hun capaciteit in de eerste maanden van 2022 gebruiken; ontstaat er hierdoor het risico dat er eind 2022 onvoldoende capaciteit beschikbaar is mocht er zich weer krapte voordoen op de energiemarkt? Is er een clausule ingebouwd voor noodgevallen (bijvoorbeeld wanneer de leveringszekerheid in het geding zou komen)?

Uit de recente Monitoring Leveringszekerheid 2021 blijkt dat het operationele thermische productievermogen in Nederland is gestegen tot een niveau van 23,7 GW in 2021. Bij de vormgeving van deze beperking is nadrukkelijk rekening gehouden met het belang van leveringszekerheid van elektriciteit. Zowel door het percentage niet lager te stellen dan 35% als door de keuze om de beperking vorm te geven als een plafond op jaarbasis. Wanneer het plafond niet op jaarbasis geldt maar als minimum op elk moment, kunnen de kolencentrales in periodes met schaarste niet opregelen boven het wettelijk minimum. Het plafond op jaarbasis biedt kolencentrales ruimte om gedurende periodes met schaarste (hoge prijzen/winterperiodes) maximaal beschikbaar te zijn en daarmee bij te dragen aan de leveringszekerheid.
In de monitor leveringszekerheid van TenneT is rekening gehouden met 4 GW kolenvermogen in 2022. De productiebeperking ziet op het beperken van kolenstook voor elektriciteitsproductie, waardoor de Amercentrale (0,6 GW), die vooral biomassa verbrandt, niet wordt beperkt door de maatregel. De MPP3 centrale van Uniper (1,1 GW) verbrandt naast kolen ook reststromen. Deze reststromen worden redelijk gelijkmatig over het jaar aangeleverd bij de centrale en hebben een beperkte opslagcapaciteit, waardoor naar verwachting de verbranding van deze reststromen ook gelijkmatig over het jaar zal plaatsvinden. Hierdoor zal naar verwachting de MPP3-centrale meer dan andere centrales die geraakt worden door deze maatregel, gelijkmatig over het jaar elektriciteit leveren, waarbij Uniper binnen de technische mogelijkheden en het gestelde CO2-plafond vrij is meer of minder te produceren afhankelijk van de marktprijzen. De Staatssecretaris Klimaat en Energie heeft besloten steun te verlenen, zodat de kolencentrale van Onyx Power in Rotterdam (0,7 GW) vrijwillig en volledig kan sluiten. Hierdoor blijft alleen de Eemshavencentrale (1,6 GW) over, waarbij het denkbaar is dat aan het begin van het jaar zoveel wordt gedraaid dat aan het einde van het jaar het plafond is bereikt. Daarbij moet worden bedacht dat de bijstook van biomassa niet ten koste gaat van het plafond van 35%, waardoor de centrales gemiddeld over het jaar een groter aandeel van hun capaciteit kunnen inzetten. Ik verwacht daarom niet dat er aan het einde van het jaar onvoldoende capaciteit beschikbaar is. Er is in de wettelijke beperking geen clausule ingebouwd voor noodgevallen, maar ik houd de toekomstige ontwikkelingen op de elektriciteitsmarkt nauwlettend in de gaten, evenals het effect van de productiebeperking hierop. Als ik tot de conclusie kom dat deze maatregel tot onaanvaardbare risico’s leidt voor de leveringszekerheid van elektriciteit of de voorzieningszekerheid van gas, zal ik maatregelen nemen om dit te voorkomen.

Vraag 10

Hoe staat het met de uitvoering van de motie-Erkens (Kamerstuk 32 813, nr. 949) voor een onafhankelijk onderzoek naar de leveringszekerheid voor de komende 10–15 jaar?

Zoals aangegeven in het antwoord op de vragen 2 en 3 is het kabinet naar aanleiding van de situatie in de gasmarkt voorbereiding gestart voor het uitvoeren van het Bescherm- en Herstelplan Gas onder de huidige wetgeving. Daarnaast wordt bezien hoe de uitvoering van de motie-Erkens (Kamerstuk 32 813, nr. 949) het beste ter hand kan worden genomen. Gezien de mogelijke omvang van het onderzoek zal daarbij een aanbestedingsprocedure moeten worden gevolgd. Het kabinet zal zo spoedig mogelijk komen met de nadere invulling van het coalitieakkoord op het punt van de opslagverplichting. Zie wat dit alles betreft ook de Kamerbrief van 14 maart over gasleveringszekerheid.

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht «Zorgen en boosheid na plotseling afblazen contractondertekening voor verbreden A2, Rijkswaterstaat meldt miljoenentekort»?1

Ja.

Vraag 2

Wat is er precies aan de hand?

Kort voor de geplande vaststelling van enkele uitvoeringsovereenkomsten voor het project A2 Het Vonderen Kerensheide is besloten de ondertekening niet plaats te laten vinden. Dat heeft bij de regio – begrijpelijk – tot onvrede geleid. In het antwoord op vraag 3 ga ik daar nader op in. De overeenkomsten konden helaas niet worden getekend, omdat de (geactualiseerde) raming van het project hoger ligt dan het taakstellend budget. De voorbereidingen van het project lopen ondertussen conform planning door waardoor op dit moment geen effect is op het geplande moment van aanbesteding (voorjaar 2022).

Vraag 3

Wat is de reden dat het ondertekenen van de overeenkomst zo laat is afgezegd?

De annulering had ten eerste ruim eerder moeten plaatsvinden, omdat het genoemde tekort al eerder bekend was. De communicatie met de betrokken partijen over het annuleren van de ondertekening is voorts te laat opgestart en niet goed verlopen. Inmiddels heb ik hierover met de gedeputeerde van Limburg contact gehad en mijn verontschuldigingen hiervoor aangeboden.

Vraag 4

Het zou gaan om een tekort van «enkele miljoenen» op een totaal budget van 287 miljoen euro. Hoe groot is precies het tekort?

Het proces van validatie van de precieze omvang van het tekort voor de A2 Het Vonderen Kerensheide is op dit moment gaande, waardoor ik nog niet in kan gaan op de exacte hoogte van het tekort. Over de uitkomst van de validatie en het vervolg wordt u via de reguliere kanalen volgens het MIRT geïnformeerd, in vervolg op de MIRT-brief van 15 december jongstleden.

Vraag 5

Sinds wanneer is bekend dat er een tekort is? Was de provincie hiervan op de hoogte?

Bij vaststellen van het Tracébesluit (TB) in oktober 2019 is binnen het ministerie vastgesteld dat de raming hoger lag dan het met de provincie Limburg bestuurlijk vastgesteld taakstellend budget. Om deze spanning te beheersen is na ondertekening van het TB, conform de bestuursovereenkomst over dit project in opdracht van het Ministerie van I&W een onderzoek naar versoberingen uitgevoerd. Dit onderzoek is inmiddels afgerond en wordt door het ministerie in samenhang met de validatie van de raming beoordeeld. Over de uitkomst van deze beoordeling wordt u, na afstemming met de regio, via de reguliere kanalen geïnformeerd. De provincie is over het tekort recent, bij het annuleren van ondertekening van de overeenkomsten op bestuurlijk niveau geïnformeerd.

Vraag 6

Klopt het dat het niet ondertekenen van de overeenkomst geen effect heeft op de uitvoering van het project? Zo ja, waarom is de ondertekening geannuleerd als dit alleen een formaliteit is? Zo nee, waarom heeft Rijkswaterstaat dit dan aan de provincie laten weten? Wat is de actuele planning van het project?

Het niet ondertekenen van de overeenkomsten op 2 december heeft vooralsnog geen effect op de realisatie en/of planning van het project. Met ondertekening van de overeenkomsten ontstaat een verplichting. Het is daarom niet slechts een formaliteit. Het is noodzakelijk voor de start van de aanbesteding. We zetten er op in om een effect op de planning te voorkomen. Dit is afhankelijk van een besluit over het budget. De huidige planning gaat uit van de start van de aanbesteding in (voorjaar) 2022, gunning in 2023 en uitvoering van 2025 tot 2027.

Vraag 7

Welke oplossingen zijn er mogelijk om de overeenkomst alsnog te kunnen ondertekenen?

Op basis van de gevalideerde raming en het onderzoek naar versoberingen dient een besluit te worden genomen over het project.

Vraag 8

In hoeverre wordt de verdere uitvoering van dit project gehinderd door de stikstofproblematiek?

Verdere uitvoering van het project wordt niet gehinderd door stikstofproblematiek, omdat het Tracébesluit is vastgesteld en onherroepelijk is.

Vraag 9

Kunt u deze vragen één voor één beantwoorden?

Ja

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Waar blijft de toegezegde ruimhartige compensatie?»? Hoe apprecieert u dit artikel?1

Ja, ik ben bekend met dit artikel. Ik onderschrijf hierbij graag opnieuw het belang zoals onderkend door mijn voorganger om tot een ruimhartige en snelle schadeafhandeling te komen voor gedupeerden van de ramp. Op 17 december jl. heeft mijn voorganger mede namens de toenmalige ministers van IenW, LNV en EZK uw Kamer dan ook nader geïnformeerd over een aantal aspecten van de afhandeling van de waterschade.2 Daarin is onder andere aangegeven dat het kabinet begin 2022 een eenmalige omzetdervingsregeling zal publiceren voor getroffen ondernemers in Limburg en eenmalig zal komen met een tegemoetkoming voor agrariërs met teeltplanschade in de uiterwaarden van de bedijkte Maas. Tevens wordt er in nauwe afstemming met RVO hard gewerkt om uitbetaling van de tegemoetkoming van de schade binnen het kader van de Wet tegemoetkoming schade bij rampen (Wts) zo spoedig mogelijk te laten verlopen. Op deze manieren wordt werk gemaakt van een ruimhartige en snelle schadeafhandeling voor gedupeerden.

Vraag 2

Hoe staat het met de uitbetaling van de schadevergoedingen door de overheid?

De Regeling tegemoetkoming waterschade in Limburg en het onbedijkte gebied langs de Maas in de Noord-Brabant in juli 2021 is op 10 september 2021 in werking getreden. De Rijksdienst voor Ondernemend Nederland (RVO) draagt zorg voor de uitvoering van de Regeling.
Op peildatum 11 januari 2022 zijn er bij RVO 2.775 meldingen gedaan en zijn er 2.496 schade expertises gepland (of deels) uitgevoerd voor de inventarisatie van schade bij gedupeerden. Op genoemde peildatum is € 7.262.857,– aan 296 gedupeerden uitbetaald. Naar verwachting loopt dit bedrag de komende tijd verder op.

Vraag 3

Welke mogelijkheden ziet u om de uitbetaling te versnellen? Deelt u de mening dat een snelle uitbetaling van de schadevergoedingen cruciaal is voor een goed herstel van gedupeerde ondernemers in de regio?

Een snelle uitbetaling van de tegemoetkomingen van de onverzekerbare materiële schade is de inzet en daar wordt door de taxateurs en RVO hard aan gewerkt. Zoals aangegeven in de beantwoording van mijn voorganger op vragen van de leden Amahouch, Boswijk en Van Dijk3 wordt daarbij alles in het werk gezet om de doorlooptijden zo kort mogelijk te houden.

Vraag 4

Tijdens uw bezoek aan de regio heeft u toegezegd dat alle gedupeerden ruimhartig gecompenseerd zullen worden, hoe definieert u die ruimhartigheid? Hoe geeft u daar invulling aan?

Het kabinet staat de door de overstromingen getroffen inwoners en organisaties in Limburg bij door de Wet tegemoetkoming schade bij rampen (Wts) en een aantal gerichte regelingen in te zetten.
De ministeriële regeling in het kader van de Wts is heel snel van kracht gegaan en een tegemoetkoming in de geleden schade – op het vlak van onverzekerbare materiële schade – kon tot en met 16 december 2021 aangevraagd worden.
Naast het van toepassing verklaren van de Wts zijn er generieke regelingen met betrekking tot omzetderving van kracht, te weten de Tegemoetkoming Vaste Lasten (TVL) en de Noodmaatregel Overbrugging Werkgelegenheid (NOW). Ook zullen ondernemers met aanmerkelijke materiële schade door de ramp en met ten minste 50% omzetderving in het derde en vierde kwartaal van 2021 een tegemoetkoming krijgen voor het vierde kwartaal. De tegemoetkoming bedraagt 10% van de omzetderving. Deze tegemoetkoming is eenmalig, naast de openstelling van de NOW voor november en december en de TVL regeling voor het vierde kwartaal van 2021.
Het toenmalige kabinet heeft daarnaast besloten om, gezien de zeer uitzonderlijke omstandigheden, eenmalig te komen met een tegemoetkoming voor agrariërs met teeltplanschade in de uiterwaarden van de bedijkte Maas (van Boxmeer tot Geertruidenberg). Deze regeling wordt als aangegeven in de Kamerbrief van 17 december jl.4 momenteel voorbereid. Eind januari 2022 kunnen bedrijven zich gaan melden voor deze tegemoetkoming. Meer informatie komt binnenkort beschikbaar op de website van RVO.
Een aantal gemeenten – zoals Valkenburg aan de Geul – is zwaar getroffen door de wateroverlast. Gezien de relatief beperkte jaarlijkse baten en lasten van de gemeenten en de omvang van de (bestemmings-)reserves kan redelijkerwijs van deze gemeenten niet verwacht worden dat ze de schade binnen hun lopende begrotingen op kunnen vangen. Daarom worden deze gemeenten middels een specifieke uitkering gecompenseerd.
Kortom, naast het van toepassing verklaren van de Wts en financiële compensatie van een aantal gemeenten met een specifieke uitkering heeft het toenmalige kabinet, gelet op de zeer uitzonderlijke omstandigheden, besloten eenmalig te komen met een tegemoetkoming voor agrariërs met teeltplanschade in de uiterwaarden van de bedijkte Maas en een aparte, eenmalige omzetdervingsregeling voor Limburg.

Vraag 5

Hoe apprecieert u de zorgen van ondernemers in Limburg over het uitblijven van de uitbetaling van de schadevergoeding en de gevolgen hiervan ook rondom voortdurende omzetderving?

Ik begrijp deze zorgen heel goed. De bestaande zorgen zijn al groot vanwege de impact van de COVID-19 pandemie. Voor deze ondernemers is de extreme wateroverlast (tijdens de belangrijke zomerperiode) en impact daarvan daar nog eens bovenop gekomen. Ik onderschrijf de lastige situatie waar ondernemers in Limburg zich in bevinden, en dat is dan ook juist de reden dat RVO hard werkt om de tegemoetkomingen voor onverzekerbare materiële schade zo spoedig mogelijk uit te keren. Bovendien heeft het kabinet gesprekken gevoerd met de provincie Limburg over de situatie van de ondernemers. Het toenmalige kabinet heeft, zoals ook in het antwoord op vraag 4 is aangegeven, besloten 10% omzetderving te compenseren in het vierde kwartaal van 2021 voor ondernemers die in aanmerking komen voor de nieuwe regeling die begin 2022 zal worden gepubliceerd.

Vraag 6

Wat is nu het gebied in Brabant dat voor vergoeding van de schade in aanmerking komt? Klopt het dat het op dit moment in bepaalde delen van Brabant (stroomafwaarts na Sambeek) voor agrarisch ondernemers niet meer mogelijk is om schade te melden?

Voor het antwoord op deze vraag verwijs ik u naar de bijlage als bedoeld in artikel 2, tweede lid, van de Regeling met de contouren van het schadegebied. De Brabantse oever van de Maas stroomafwaarts tot aan Boxmeer wordt gerekend tot het schadegebied door overstroming. Tot Boxmeer is de Maas onbedijkt (evenals de rechteroever tot Mook). Vanaf Boxmeer ligt van oudsher al een primaire kering. Vanuit RVO en de taxateurs vindt maatwerk plaats om na te gaan en te bepalen of specifieke gevallen op de grenzen van deze contouren wel of niet in aanmerking komen.
Het was voor iedereen mogelijk schade te melden tot en met 16 december 2021. Het was daarbij niet nodig om al een compleet beeld te hebben van de schade. Na de genoemde datum kan de melding namelijk nog worden aangevuld.
Als aangegeven in het antwoord op vraag 4 komt er een aparte regeling voor teeltplanschade in de uiterwaarden van de bedijkte Maas van Boxmeer tot aan Geertruidenberg, wat stroomafwaarts is vanaf Sambeek. Deze regeling wordt voorbereid en op korte termijn zullen hiervoor aanvragen gedaan kunnen worden bij RVO.

Vraag 7

Klopt het dat u in gesprek zou gaan met de regio en ondernemersvertegenwoordigers over omzetderving? Hoe staat het daarmee en wat doet u daarop?

Het klopt dat het toenmalige kabinet met de regio en ondernemersvertegenwoordigers vanuit de provincie Limburg in gesprek is gegaan over omzetderving als gevolg van de waterramp halverwege juli. De afgelopen maanden hebben er veelvuldig gesprekken plaatsgevonden om de scope van de omzetderving te bepalen en om beelden te wisselen over de ontstane situatie. Inmiddels wordt er een regeling voor een tegemoetkoming in omzetderving voor het vierde kwartaal uitgewerkt. Die regeling zal begin 2022 in werking treden en door RVO worden uitgevoerd. Met de komst van de omzetdervingsregeling voor getroffen ondernemers wordt ook invulling gegeven aan de motie van de leden Graus en Van Kent over een ruimhartige omzetdervingsregeling voor Limburgse ondernemers die getroffen zijn door de watersnoodramp.5

Vraag 1

Bent u bekend met het artikel «Anode Energie vraagt faillissement aan vanwege energieprijzen»? Dit is de vierde energiemaatschappij die in korte tijd omvalt, terwijl de winter nog niet is begonnen, hoe apprecieert u dit?1

Ja, daar ben ik mee bekend. Deze periode van hoge prijzen voor gas en elektriciteit vormt een grote opgave. We zien dat meerdere energieleveranciers hierdoor helaas failliet zijn gegaan en dat dit nadelige gevolgen voor consumenten heeft. Dit vind ik vanzelfsprekend erg vervelend voor de gedupeerden.

Vraag 2

Kunt u inventariseren hoeveel klanten worden geraakt door deze faillissementen en welke financiële gevolgen dit voor hen heeft? Wat betekent dit concreet voor de terug geleverde energie van klanten?

Uit navraag bij de Autoriteit Consument en Markt (ACM) is gebleken dat bij de inmiddels acht faillissementen ruim 160.000 klanten (consumenten en kleinzakelijke klanten) geraakt zijn.2 Laat ik vooropstellen dat ik het uitermate vervelend vind wanneer huishoudens te maken krijgen met het faillissement van hun energieleverancier. Ongeveer 2% van de (totaal ca. 8 miljoen) Nederlandse huishoudens heeft deze winter te maken gehad met het faillissement van de energieleverancier. De energievoorziening van deze huishoudens komt niet in gevaar, maar een faillissement in de winter heeft helaas financiële gevolgen voor de huishoudens die hiermee te maken hebben.
De financiële gevolgen van een faillissement verschillen en zijn afhankelijk van de specifieke situatie van elke afnemer. De hoogte van de voorschotbedragen, een eventuele waarborgsom en het verbruik van energie zijn per afnemer verschillend. Afhankelijk van de hoogte van de betaalde voorschotbedragen, een eventuele waarborgsom of cash-back bonus, de hoogte van het verbruik, het moment dat de jaarrekening wordt opgesteld en het moment van het faillissement kan het mogelijk zijn dat de afnemer meer heeft betaald voor het verbruik dan nodig zou zijn geweest. Dit is een mogelijk nadelig financieel gevolg voor de afnemer, omdat de bovengenoemde gelden door het faillissement in de failliete boedel vallen. Voor hoeveel consumenten dit zal gelden, is niet te zeggen omdat ik geen inzage heb in de afgesloten overeenkomsten en het individuele verbruik.
Ja, het klopt dat veel klanten van energiebedrijven een maandelijks voorschot betalen. Het maandelijks voorschotbedrag aan de energieleverancier is gebaseerd op het verwachte jaarverbruik (plus belastingen en netwerkkosten). Hierdoor worden de energiekosten evenredig over het jaar in rekening gebracht terwijl de kosten van het daadwerkelijke verbruik sterk fluctueren over het jaar omdat huishoudens in de zomer doorgaans veel minder energie verbruiken dan in de winter. Ten opzichte van de wintermaanden worden in de zomermaanden dus meer betaald dan verbruikt.
Over consumenten die terugleveren, en dus gebruikmaken van de salderingsregeling, kan ik het volgende opmerken. Deze afnemers kunnen bij faillissement van hun leverancier nadeel ondervinden doordat zij hun elektriciteitsafname van het net niet meer volledig kunnen salderen met de door henzelf opgewekte elektriciteit, bijvoorbeeld met zonnepanelen. Saldering wordt toegepast over het totale verbruik van de jaar- of eindafrekening. Het is voor de consument voordelig dat dit op deze wijze gebeurt, omdat over het algemeen in de zomer meer elektriciteit op het net wordt ingevoed dan afgenomen en dit in de winter juist precies andersom is en het daardoor gunstig is een en ander tegen elkaar weg te kunnen strepen in de jaarfactuur. De consument heeft vooral te maken met een nadeel als hij op het moment dat het faillissement plaatsvindt meer elektriciteit van het net heeft afgenomen dan hij heeft kunnen invoeden. Door het faillissement van de energieleverancier is het voor de consument niet meer mogelijk dit verbruik nog te salderen met latere invoeding op het net, wat zonder faillissement wel had gekund doordat het contractjaar in dat geval zou zijn doorgelopen.
Ik heb geen inzicht in de boedelverdeling van een failliete energieleverancier. De financiële gevolgen vloeien voort uit het wettelijk systeem van faillissementen. Bij faillissement van een energiebedrijf gelden namelijk dezelfde regels als bij een faillissement van elk ander bedrijf, zoals bepaald in het Burgerlijk Wetboek en de Faillissementswet. In een eerdere brief d.d. 14 december 2021 heeft mijn ambtsvoorganger hier een nadere toelichting over gegeven.3
Op dit moment doe ik een onderzoek naar de vraag of het wenselijk en mogelijk is om nadere eisen te stellen aan het wettelijke kader en zo ja, welke eisen het doel het beste bereiken en goed uitvoerbaar zijn voor zowel energieleveranciers als de ACM. Dit is aangekondigd in december 2021 in antwoord op eerdere Kamervragen. 4 Daarbij wordt ook onderzocht wat de gevolgen zouden kunnen zijn op de prijsvorming en op de mogelijkheid voor nieuwe leveranciers om tot de markt toe te treden. Bij dit onderzoek heb ik tevens de onderzoekers gevraagd om te kijken naar eventuele mogelijkheden om de positie van consumenten bij faillissementen van energieleveranciers te verbeteren. Ik laat dit door een externe partij onderzoeken. Indien dit leidt tot wijzigingen in wetgeving, zal ik uw Kamer informeren.5

Vraag 3

Klopt het dat veel klanten van energiebedrijven een maandelijks voorschot betalen waar een marge in zit, zodat ze aan het einde van het jaar niet hoeven bij te betalen? Hoeveel klanten zijn bij een faillissement van de failliete energiemaatschappijen hun teveel betaalde voorschot kwijtgeraakt?

Zie antwoord vraag 2.

Vraag 4

Welke wettelijke bescherming is er voor klanten die energie terugleveren of die een positief saldo op hun maandelijks voorschot hebben bij een faillissement van een energiemaatschappij? Hoe houdt de Autoriteit Consument en Markt (ACM) hier toezicht op?

Allereerst geldt dat in geval van een faillissement van een energieleverancier de wettelijke procedure leveringszekerheid in werking treedt. Consumenten blijven gas en elektriciteit ontvangen van een leverancier met een vergunning op basis van het Besluit Leveringszekerheid Elektriciteitswet 1998 en het Besluit Leveringszekerheid Gaswet. De ACM zorgt ervoor dat deze procedure wordt toegepast en uitgevoerd.
Naast de procedure leveringszekerheid zoals genoemd in bovengenoemde besluiten is de Faillissementswet van toepassing op faillissementen. Consumenten die geld moeten terugkrijgen van de leverancier wegens teruglevering of een positief saldo op hun maandelijks voorschot kunnen als concurrent schuldeiser een vordering indienen bij de curator. De ACM heeft hierbij geen rol.
Op dit moment doe ik een onderzoek naar de vraag of het wenselijk en mogelijk is om nadere eisen te stellen aan het wettelijke kader en zo ja, welke eisen het doel het beste bereiken en goed uitvoerbaar zijn voor zowel energieleveranciers als de ACM. Bij dit onderzoek worden tevens de mogelijkheden uitgezocht om de positie van consumenten bij faillissementen van energieleveranciers te verbeteren. Indien dit leidt tot wijzigingen in wetgeving, zal ik uw Kamer informeren.6
Zoals ik in het antwoord op vraag 2 en 3 heb aangekondigd, zal ik de positie van de consument bij faillissement van een energieleverancier meenemen bij het onderzoek naar mogelijk extra financiële eisen aan energieleveranciers.

Vraag 5

Welke mogelijkheden, zoals een garantiefonds, zijn er om klanten van energiebedrijven beter te beschermen tegen het kwijtraken van hun voorschot of geld dat zij nog krijgen voor teruglevering van energie?

Een waarborgfonds heeft voordelen en nadelen. Het belangrijkste voordeel van een waarborgfonds is dat consumenten zekerheid hebben dat zij teveel betaalde voorschotten terugkrijgen die zij aan hun energieleveranciers hebben betaald die failliet gaan. Tegelijkertijd zie ik ook de volgende risico’s en bezwaren.
Allereerst de (hoge) kosten. Een garantiefonds is niet gratis. Het fonds moet van grote omvang zijn als het alle financiële gevolgen van huishoudens bij het omvallen van ook grote leveranciers zou moeten dekken. De vraag is dan ook door wie dit fonds gevuld zou moeten worden. Indien het fonds wordt gefinancierd door de sector, is het onvermijdelijk dat die kosten uiteindelijk bij huishoudens op hun energierekening neerslaan met als gevolg dat de energierekening zal stijgen.
Ten tweede kan er risicoverplaatsing optreden. Ook zijn er uitvoeringskosten (fondsbeheer) mee gemoeid. Als het fonds alleen door de sector wordt gefinancierd, draagt de gehele sector het financiële risico van commerciële partijen die risicovol gedrag vertonen. Hierdoor worden betrouwbare energieleveranciers als het ware «beboet» voor risicovol gedrag van concurrenten.
In het aangekondigde onderzoek waar ik in het antwoord op vraag 3 aan refereer, worden de mogelijkheden om al dan niet strengere financiële eisen aan leveranciers te stellen (en/of zekerheden, bijvoorbeeld bankgaranties) in het onderzoek meegenomen. Hiermee zou ten dele risicovolle gedrag van energieleveranciers kunnen worden voorkomen. Risicovol gedrag is echter nooit te voorkomen, maar ik vind het van groot belang te kijken naar de mogelijkheden om de kans hierop te verkleinen. Ik zal bij dit onderzoek ook kijken naar de mogelijkheid van een waarborgfonds. De vraag of er een uitvoerbare en doelmatige uitwerking van een dergelijke fonds mogelijk is zal dan worden meegenomen.

Vraag 6

Wat vindt u ervan dat zo’n hoog aandeel van de klanten bij energiebedrijven een variabel contract heeft, waarbij het risico van een tariefstijging volledig bij de consument ligt? Welke mogelijkheden ziet u om klanten er bewust van te maken dat zij na afloop van een energiecontract automatisch in een variabel contract terechtkomen?

Consumenten hebben de vrijheid om een contract met vaste tarieven te sluiten of een contract met variabele tarieven. De afgelopen jaren zijn er prijsdalingen geweest, waar consumenten met een variabel tarief meer van profiteerden en consumenten met een vast tarief niet. De afgelopen maanden zijn de energietarieven door de veranderingen op de markt enorm gestegen en in dat geval hebben de consumenten met een vast tarief een stabiele prijs.
Wanneer een energiecontract (bijna) afloopt, doet de energieleverancier over het algemeen een aanbod voor een energiecontract met vaste leveringstarieven. Ook kan de consument na het einde van de looptijd van een contract zonder opzegvergoeding overstappen naar een andere leverancier. Gaat de consument niet in op een eventueel aanbod van de leverancier en kiest hij er voor om niet over te stappen, dan krijgt de consument automatisch een contract voor onbepaalde tijd met variabele leveringstarieven. Met dit contract kan de consument zonder opzegvergoeding overstappen naar een andere leverancier. Dit kan op elk moment met een opzegtermijn van 30 dagen.
Ik ben het met de vragenstellers eens dat het belangrijk is om klanten er actief bewust van te maken dat zij na afloop van het eerder afgesloten energiecontract automatisch in een variabel contract terechtkomen. In de Elektriciteitsrichtlijn die in het wetsvoorstel voor de Energiewet wordt geïmplementeerd, wordt bepaald (in bijlage I van de Elektriciteitsrichtlijn) dat de eindafnemer in de factuur en factureringsinformatie duidelijk geattendeerd moet worden op de einddatum van het contract, indien van toepassing. Het wetsvoorstel van de Energiewet bevat een grondslag om bij lagere regelgeving hieromtrent nadere regels te stellen. Het wetsvoorstel Energiewet ligt momenteel voor bij betrokken toezichthouders voor een uitvoerbaarheids- en handhaafbaarheidstoets. Ik verwacht dit wetsvoorstel na advisering van de Raad van State eind dit jaar aan uw Kamer te sturen. Met de wijziging zal de consument tijdig op de hoogte worden gebracht van het feit dat het contract afloopt.

Vraag 7

Waar kunnen de gedupeerden terecht die een nieuw energiecontract nodig hebben? Wat doet u om de klanten die moeten overstappen naar een andere energieleverancier bij te staan in het krijgen van een redelijk contract?

Allereerst geldt dat in geval van een faillissement van een energieleverancier de wettelijke procedure leveringszekerheid in werking treedt. Consumenten wiens leverancier failliet is gegaan, worden op grond van de besluiten Leveringszekerheid beleverd door een nieuwe leverancier. Dit kan gaan via een overname door een nieuwe leverancier, of via restverdeling waarbij de klanten over verschillende andere leveranciers worden verdeeld. Bij dit besluit staat de leveringszekerheid voorop, dat wil zeggen de zekerheid dat de consument kan rekenen op elektriciteit en gas en niet door het faillissement van de energieleverancier in een koud huis komt te zitten.
In de periode vanaf het faillissement en het overgaan naar de nieuwe leverancier, de zogenoemde vensterperiode die maximaal 20 dagen duurt, kunnen de consumenten niet overstappen. Deze periode is nodig voor de leveringszekerheid, om te zorgen dat de overstap goed in de systemen geregistreerd wordt. Direct na de vensterperiode kunnen de consumenten weer overstappen naar een andere energieleverancier, met inachtneming van de reguliere wettelijke opzegtermijn. De consument kan zelf vrij kiezen van welke leverancier en tegen welke voorwaarden hij/zij elektriciteit en/of gas wil afnemen, waaronder de keuze voor grijze of hernieuwbare elektriciteit, de keuze voor vaste of variabele prijzen en de keuze voor een kort of lang lopend contract. De ACM houdt er toezicht op dat vergunninghoudende energieleveranciers zich aan de wet houden en eerlijk zaken doen.
Via de website of telefoonlijn van de ACM via ConsuWijzer kan de consument praktische onafhankelijke informatie verkrijgen over onder meer het afsluiten van een energiecontract, overstappen, vergelijken, meters, verbruik, en over de verschillende soorten leveringstarieven (vast, variabel of dynamisch). Voor juridisch advies kunnen zij zich (eventueel) richten tot hun rechtsbijstandverzekering of het Juridisch Loket.
Tot slot, zoals omschreven staat in het antwoord op vraag 6, is het kabinet geen contractspartij en heeft om die reden geen bemoeienis in de totstandkoming en de inhoud van het contract. De consument kan wel, indien een energieleverancier zich (vermoedelijk) niet aan de regels houdt, hier een melding van doen via de website van ConsuWijzer. De ACM kan in dat geval handhavend optreden.

Vraag 8

Bent u bekend met het verslag van het faillissement van Energieflex waarin wordt gesteld dat toezichthouder ACM geen vergunning had mogen geven aan Energieflex? Hoe apprecieert u dit? Geeft dit volgens u de noodzaak aan dat een vergunning in de toekomst minder makkelijk afgegeven moet worden? Welke acties gaat u op dit vlak ondernemen?2

Ja, daar ben ik bekend mee.
In de Elektriciteitswet 1998 en de Gaswet en de Besluiten vergunning levering gas en elektriciteit aan consumenten is geregeld aan welke eisen een aanvrager moet voldoen om een leveringsvergunning van de ACM te krijgen. Deze eisen gaan over de benodigde organisatorische, financiële en technische kwaliteiten. De ACM toetst hieraan en geeft er invulling aan. Het is aan de aanvrager van een vergunning om aan te tonen dat hij aan de vergunningsvereisten voldoet en aan de ACM om als onafhankelijke toezichthouder een vergunning af te geven als de aanvrager aan de (wettelijke) vereisten voldoet. Het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat heeft daarbij geen rol.
Uiteraard vind ik het belangrijk dat consumenten worden beleverd door betrouwbare leveranciers. Dit is ook wettelijk geregeld. Om dat nog beter te kunnen waarborgen, worden in het wetsvoorstel voor de Energiewet ten aanzien van de inhoud en toezicht op de vergunning een aantal aanpassingen voorgesteld die ervoor zorgen dat leveranciers aan meer eisen moeten voldoen om elektriciteit en gas te kunnen leveren aan consumenten. Het wetsvoorstel Energiewet ligt momenteel voor bij betrokken toezichthouders voor een uitvoerbaarheids- en handhaafbaarheidstoets. Ik verwacht dit wetsvoorstel na advisering van de Raad van State eind dit jaar aan uw Kamer te sturen.
In het wetsvoorstel worden de volgende aanpassingen voorgesteld. Leveranciers (het bedrijf en de bestuurders) zullen bij de aanvraag (en periodiek na afgifte) van een vergunning een Verklaring Omtrent Gedrag (hierna: VOG) moeten overleggen. De eis voor het overleggen van een VOG zal in lagere regelgeving worden opgenomen en verder worden uitgewerkt. Hierbij moet gedacht worden aan de vaststelling van termijnen waarbinnen de VOG zal moeten worden overlegd, en consequenties van het niet kunnen overleggen van een VOG. Op deze wijze wordt eentoets(moment) uitgevoerd dat zorgt voor een grotere betrouwbaarheid en integriteit van energieleveranciers (het bedrijf en de bestuurders). Ze moeten niet alleen hun taken goed (kunnen) uitvoeren, maar als leverancier van nutsvoorzieningen ook in algemene zin integer zijn. Bovendien leidt een VOG-screening tot bescherming van de afnemers, omdat beter geborgd is dat zij beleverd worden door betrouwbare leveranciers.
Ten tweede biedt het wetsvoorstel de ACM de mogelijkheid gebruik te kunnen maken van de wet Bevordering Integriteits Beoordelingen door het Openbaar Bestuur (wet Bibob). De Wet Bibob maakt het mogelijk dat de integriteit van de aanvrager van een vergunning wordt getoetst. Het doel is daarmee ook de integriteit van het toetsende bestuursorgaan, in dit geval de ACM, te beschermen, door te voorkomen dat vergunningen worden verleend aan niet betrouwbare en/of niet- integere partijen. Ook kunnen al afgegeven vergunningen worden ingetrokken.
Hiermee wordt voorkomen dat de ACM ongewild criminele activiteiten faciliteert.
Verder wordt voorgesteld te expliciteren dat de vergunninghouder aan de bij de vergunningaanvraag gestelde eisen moet blijven voldoen. In het wetsvoorstel is daartoe een bepaling opgenomen dat een leverancier om een vergunning te krijgen en behouden, moet beschikken over de benodigde organisatorische, financiële en technische kwaliteiten alsmede voldoende deskundigheid voor een goede uitvoering van zijn taak. Dit is nu niet als zodanig expliciet in de wet opgenomen.
Nieuw opgenomen is de kwaliteit van voldoende deskundigheid. Deze moet borgen dat leveranciers met voldoende kennis van zaken actief zijn op de markt.
In lagere regelgeving zal hier nadere uitwerking aan worden gegeven.
In het wetsvoorstel is een grondslag opgenomen om bij lagere regelgeving nadere uitwerking te geven aan de genoemde kwaliteiten. Wijzigingen in één of meer van deze kwaliteiten kunnen er toe leiden dat niet meer voldaan wordt aan de vergunningseisen. Voor de verdere invulling hiervan zal lagere regelgeving een plicht gaan bevatten om wijzigingen in bepaalde aspecten van die kwaliteiten te melden.
Het kan hier bijvoorbeeld gaan om bij grote organisatorische of financiële veranderingen.
Een dergelijke meldplicht was niet eerder expliciet bepaald, wel was dit door de wetgever beoogd en als zodanig door de ACM in de vergunningseisen opgenomen.8 Naast deze meldplicht zal in lagere regelgeving worden bepaald dat bij de vergunningsaanvraag een accountantsverklaring (controle verklaring) overlegd moet worden en dit na vergunningverlening jaarlijks te herhalen.
De ACM controleert als onafhankelijk toezichthouder of energiebedrijven kunnen voldoen aan de eisen voor betrouwbare levering en monitort in dat kader de financiële positie van energieleveranciers. Zij doet dit jaarlijks in oktober en vanwege de huidige marktomstandigheden afgelopen jaar al in september, maar ook doorlopend o.b.v. signalen en door middel van risico georiënteerd toezicht. De ACM kijkt daarbij een jaar vooruit.
Naar aanleiding van de ontwikkelingen op de energiemarkt is en wordt gekeken of het wettelijk kader, op de naleving waarvan de ACM toezicht houdt, robuust genoeg is. Hierover zijn door mijn voorganger gesprekken gestart met zowel ACM als met de energieleveranciers. Deze gesprekken zal ik voortzetten. Het is een gezamenlijke opdracht om te zorgen dat de energieleveranciers voldoende kwaliteit, klantgerichtheid en risicomanagement hebben om de verwachtingen van consumenten te kunnen waarmaken. Klanten moeten er vanuit kunnen gaan dat hun leverancier voldoende financiële middelen heeft om de inkoop voor energie ook bij hogere marktprijzen te kunnen garanderen. De ACM heeft zelf ook aangekondigd dat zij laat onderzoeken of en zo ja, hoe zij in dergelijke gevallen de belangen van consumenten nog beter kan waarborgen.
Zoals uiteengezet in het antwoord op vraag 2 en 3, vind ik het dan ook belangrijk – gezien de faillissementen van de afgelopen maanden en de nadelige financiële gevolgen voor consumenten – om in aanvulling op de al voorgestelde aanpassingen in het wetsvoorstel voor de Energiewet een onderzoek te doen naar de wenselijkheid en mogelijkheid van het stellen van extra financiële eisen aan energieleverancier om zo de kans te verkleinen dat faillissementen zich voordoen.
Bij dit onderzoek wil ik tevens de mogelijkheden onderzoeken om de positie van consumenten bij faillissementen van energieleveranciers te verbeteren.
Als aangekondigd, laat ik dit door een externe partij onderzoeken. Indien dit leidt tot wijzigingen in de wetgeving, zal ik uw Kamer informeren.

Vraag 9

Hoe garandeert u dat de levensvatbaarheid van bestaande energiebedrijven voldoende is getoetst? Hoe worden consumenten op de energiemarkt beschermd tegen zwakke energiebedrijven? Wat doet u om dit te waarborgen en hoe kan dit worden verbeterd? Bent u hierbij bereid om op korte termijn de ACM te verzoeken een stresstest uit te voeren gegeven de voortdurende hoge energieprijzen en verwante faillissementen?

Zie antwoord vraag 8.

Vraag 10

Hoe kan worden voorkomen dat er deze winter nog meer consumenten de dupe zullen worden van zwakke energiebedrijven die omvallen? Hoe gaat u hieraan bijdragen?

Vraag 1

Bent u bekend met het bericht «Facebook vs. Zeewolde: hoe lokale politici moeten beslissen over een landelijke kwestie»?1

Ja, daar ben ik mee bekend.

Vraag 2

Hoe oordeelt u over het feit dat er in Zeewolde wellicht een van de grootste datacentra van Europa gebouwd gaat worden?

In de Nationale Omgevingsvisie (NOVI)2 wordt aangegeven dat de vestiging van nieuwe hyperscale datacenter(cluster)s een goede ruimtelijke afweging en afstemming vergt met andere belangen in de leefomgeving. In de NOVI wordt de voorkeur uitgesproken om hyperscale datacenters te vestigen aan de randen van Nederland, op locaties waar veel aanbod is van (hernieuwbare) elektriciteit, waar aansluiting op het elektriciteitsnetwerk kan worden geboden en waar ruimte minder schaars is. De voorkeur gaat uit naar vestiging in de randen van Nederland, zoals op de bestaande locaties Eemshaven en Middenmeer. Daarnaast geeft de NOVI richtingen mee voor het benutten restwarmte, landschappelijke inpassing en duurzame energie.
De provincie en gemeente hebben hierbij eigen afwegingen gemaakt. Voor realisatie van het beoogde bedrijventerrein zijn Rijksgronden benodigd. Als grondeigenaar heeft de Staatssecretaris van BZK, mede namens de Ministers van BZK en LNV en de Staatssecretaris van EZK, voorwaarden gesteld voor de verkoop aan de gemeente Zeewolde. Deze liggen in het verlengde van keuzes in NOVI, zijn gebaseerd op een advies van het College van Rijksadviseurs (CRa) en betreffen maximale energiezuinigheid van servers, maximale opwekking van zonne-energie op daken en gevels van het datacenter, minimaal gebruik van water voor koeling en het gebruik van restwarmte voor een warmtenet.

Vraag 3

Welke impact heeft de komst van grote hyperscale datacentra op de internationale concurrentiekracht van het economisch kerngebied van Nederland en onze digitale infrastructuur ten opzichte van regionale, kleinere datacentra?

Rond Amsterdam zitten veel co-locatie (of multi-tenant) datacenters met zeer snelle onderlinge verbindingen. Dit zorgt voor zogeheten hyperconnectiviteit tussen deze datacenters. Op dit moment hebben maar vijf steden in Europa3, waaronder Amsterdam, de unieke vestigingsvoorwaarden voor (hyperconnectiviteit)datacenters. Dit is dus bijzonder en speelt een belangrijke faciliterende rol voor de Nederlandse maar ook de Europese digitale economie. Deze hyperconnectiviteit rond Amsterdam draagt bij aan een zeer gunstig vestigingsklimaat voor co-locatie datacenters en bepaalde dienstverlening waarvoor hyperconnectiviteit een vereiste is.
Hyperscale datacenters zijn voor de kwaliteit van hun dienstverlening niet genoodzaakt om zich te vestigen in een regio met hyperconnectiviteit, internationale ontsluiting vindt plaats via eigen connecties met hyperconnectiviteitsclusters. Dit betekent dat de locatie waar het hyperscale datacenter is gevestigd vanuit het perspectief van de gebruiker weinig uitmaakt.
Dit heeft tot gevolg dat hyperscale datacenters weinig bijdragen aan het in stand houden van of uitbreiden van de in Nederland bestaande hyperconnectiviteitsclusters, onderdeel van de Nederlandse digitale infrastructuur en daarbij voor de ambitie uit het coalitieakkoord om van Nederland een digitaal knooppunt te maken. Ook faciliteren co-locatie datacenters meer dan hyperscale datacenters regionale partijen in hun digitaliseringsbehoefte, omdat hyperscale datacenters primair worden gebruikt voor het opslaan van data of het verlenen van dienstverlening voor de internationale markt. Dit betekent dat de vestiging van hyperscale datacenters een relatief beperkte invloed heeft op de internationale concurrentiekracht van Nederland en de digitale infrastructuur ten opzichte van co-locatie datacenters.

Vraag 4

Deelt u de mening dat het van belang is dat Nederland haar koploperspositie niet verliest aan Frankfurt, Londen, Amsterdam, Parijs (de FLAP-steden), Noord-Ierland of Zweden? Kan dit ook zonder de komst van hyperscale centra?

Nederland heeft vanwege de vele onderlinge verbindingen van co-locatie datacenters rond Amsterdam een koploperpositie binnen Europa op het gebied van hyperconnectiviteit. Deze hyperconnectiviteit rond Amsterdam draagt bij aan een zeer gunstig Nederlands vestigingsklimaat voor multi-tenant datacenters en bepaalde dienstverlening waarvoor hyperconnectiviteit een vereiste is.
De FLAP-D steden zijn van groot belang voor de doorvoer van internetverkeer in Europa. Nederland fungeert hierbij als datacenterrotonde van Europa. De hyperconnectiviteitsclusters rond de FLAP-D steden bedienen zowel de nationale als Europese markt. Het is van belang dat Nederland deze belangrijke rol blijft houden, mede omdat het voor alle in Europa gevestigde bedrijven en organisaties het van belang is dat de (Europese) datacentercapaciteit groeit.
Hyperscale datacenters dragen weinig tot niet bij aan het in stand houden van of uitbreiden van de in Nederland bestaande hyperconnectiviteitsclusters. Dit betekent dat de Nederlandse koppositie op het gebied van hyperconnectiviteit behouden kan blijven zonder de aanvullende vestiging van hyperscale datacenters.

Vraag 5

Deelt u de mening dat een slimme datacenterstrategie ook betekent dat er gekeken wordt naar het opvangen en gebruiken van restwarmte, een lang gekoesterde wens van menig datacentrum?

Ja, het streven dient altijd te zijn om restwarmte voor zover mogelijk te benutten. Maar of dit daadwerkelijk lukt is complex en van de specifieke situatie afhankelijk. Een haalbare businesscase voor een warmtenet is van veel factoren afhankelijk. Datawarmte is van (zeer) lage temperatuur (in de regel 20–30°C4, soms hoger) en moet opgewaardeerd worden indien een bestaand of beoogd warmtenet een hogere temperatuur heeft. Cruciaal is dat er voldoende warmtevraag moet zijn in de nabijheid van een datacenter; het vollooprisico is één van de grootste belemmeringen voor een goede business case. Het gebruik van warmtebronnen is vraaggestuurd; een warmtebedrijf bepaalt uiteindelijk of het afnemen van restwarmte zinvol is om een kosteneffectieve warmtevoorziening te realiseren.
EZK stelt kaders en instrumenten ten behoeve van de benutting van restwarmte. O.a. via het wetsvoorstel voor de Wet Collectieve Warmtevoorziening waarin een «ophaalrecht» voor restwarmte is opgenomen. Hiermee krijgen restwarmteproducenten zoals datacenters de verplichting om hun restwarmte af te staan aan een warmtebedrijf indien die daarom vraagt en dat met de aanleg van een warmtenet mogelijk maakt, waarbij uitsluitend de feitelijke uitkoppelkosten aan de restwarmteproducent worden vergoed. De SDE++-subsidie biedt financiële ondersteuning bij het realiseren van duurzame warmteprojecten en helpt de uitkoppelkosten te dekken.

Vraag 6

Wat is de impact van dit soort grote datacentra op de netproblematiek, gezien het feit dat de energietransitie op veel vlakken vastloopt op de beschikbare netcapaciteit? Deelt u de mening dat regio-overstijgende sturing voor dit soort ingrijpende besluiten (over)belasting van het stroomnet kan voorkomen?

Datacenters leggen net als andere grootverbruikers een relatief groot beslag op de beschikbare transportcapaciteit van het elektriciteitsnet. Een aanvraag van een grootverbruiker op een plek waar er nog maar beperkte transportschaarste is voor afname van elektriciteit kan tot extra knelpunten leiden. Het creëren van extra (complementaire) vraag op plekken waar deze elektriciteit niet weg kan worden getransporteerd kan juist verlichting brengen in de ontstane transportschaarste5.
Decentrale overheden hebben de mogelijkheid om sturing te geven aan allerlei (maatschappelijke) initiatieven via het ruimtelijk beleid. Pas als decentrale overheden de bestemmingen mogelijk maken en ruimtelijke vergunningen verlenen, zal een initiatief zich kunnen vestigen en aangesloten kunnen worden. Het is dus belangrijk dat decentrale overheden in een vroeg stadium rekening houden met beschikbare netcapaciteit bij ruimtelijke inpassing van zowel initiatieven als netinfrastructuur. In dit verband is voorts relevant dat het Rijk – zoals aangekondigd in het coalitieakkoord – naar aanleiding van het grote beslag op duurzame energie in verhouding tot de economische en maatschappelijke meerwaarde, de landelijke regie voor hyperscale datacenters zal aanscherpen en ook de toelatingscriteria voor de vergunningverlening. De Minister voor Volkshuisvesting en Ruimtelijke Ordening komt hier dit voorjaar in een gezamenlijke brief met de Minister voor Klimaat en Energie op terug.

Vraag 7

Klopt het dat dit datacentrum meer energie zal verbruiken dan de provincie Flevoland of de stad Amsterdam?2 Hoe gaat die energie opgewekt worden?

Als de datacentercampus volledig gebouwd is (dat gebeurt gefaseerd en beslaat een periode van 2021–2028), kan het totale jaarlijkse verbruik groeien tot 1,38 TWh volgens de plannen.
Het elektriciteitsverbruik van Flevoland is zo’n 2 TWh en het elektriciteitsverbruik van de gemeente Amsterdam is zo’n 4,6 TWh. De vergelijking wordt vaak gemaakt met het elektriciteitsverbruik van huishoudens. In 2020 was het elektriciteitsverbruik van de huishoudens in Nederland 22% van het totale elektriciteitsverbruik (KEV, 2021). Dus het klopt dat het datacenter in de eindsituatie meer elektriciteit verbruikt dan huishoudens in Flevoland of Amsterdam. Overigens is de huidige productie van hernieuwbare elektriciteit in Flevoland momenteel zo’n 2,7 TWh, groeiend naar maximaal 5,8 TWh in 2030 (bron: Monitor RES 1.0 PBL). Alleen al het nabij gelegen windpark Groen zal jaarlijks zo’n 1,8 TWh produceren, wat dus meer is dan het datacenter maximaal zal gebruiken in de eindsituatie.
Vraag en aanbod van elektriciteit in ons land zijn op elk moment van de dag in balans. Productie van elektriciteit zal in toenemende mate via wind en zon verlopen. In 2030 dient er volgens het Klimaatakkoord 84 TWh hernieuwbare elektriciteit uit wind en zon te zijn. Dit is dan ca. 75% van de vraag.
De Stuurgroep extra opgave7 raamt de extra elektriciteitsvraag voor datacenters in 2030 tussen de 5–15 TWh ten opzichte van het Klimaatakkoord. De Stuurgroep adviseert tevens hiervoor extra wind op zee te realiseren. In lijn met de moties Boucke c.s.8 wordt ingezet op het mogelijk maken van 10 GW aan extra wind op zee tot rond 2030. Een volgend kabinet zal besluiten over de precieze omvang van de opgave.

Vraag 8

Wat is de impact van dit datacentrum op de capaciteit van het stroomnet? Wat betekent de komst hiervan voor de continuïteit van andere grote stroomgebruikers in de regio?

Ik heb geen zicht op de exacte impact van dit initiatief op het elektriciteitsnetwerk. De netbeheerder zal moeten beoordelen of de gevraagde transportcapaciteit ook op korte termijn geleverd kan worden of dat dit nog aanvullende investeringen vergt. Andere gebruikers worden niet direct geraakt. Netbeheerders dienen bij het uitgeven van transportcapaciteit rekening te houden met de benodigde transportcapaciteit die de gezamenlijk gebruikers van het net nodig hebben. De netbeheerders publiceren een actueel overzicht van de beschikbare transportcapaciteit.9 Hieruit blijkt dat er een transportprobleem is voor wat betreft invoering van elektriciteit (door o.a. zon- en windinstallaties) en niet voor afname.

Vraag 9

Welke trajecten voor de komst van regionale kleine of hyperscale datacentra lopen er op dit moment? Om welk type datacentrum gaat het, om welke locaties gaat het en per wanneer?

Voor zover bekend, op basis van de informatie van TenneT en de Netherlands Foreign Investment Agency (NFIA), lopen er rond de 20 à 25 projecten voor de vestiging en uitbreiding van datacenters in Nederland. Dit is ook toegelicht in de brief over datacenters van 17 december jl. (Kamerstuk 32 813, nr. 968). Dit betreffen datacenters van uiteenlopende grootte die in verschillende fases van voorbereiding zitten; van zeer globale tot concrete plannen. Het gaat onder andere om projecten in de regio’s Noord-Holland, Flevoland en Groningen. Meer specifieke informatie ten aanzien van de locatie van de projecten en aanvragen voor aansluitingen op het elektriciteitsnet is bedrijfsvertrouwelijk en mag niet door de NFIA of TenneT worden gedeeld. Dit aantal is overigens niet uitputtend. Het is mogelijk dat er ook bij lokale overheden projecten lopen, waar op nationaal niveau geen zicht op is.
Het is tot slot goed om te benadrukken dat bedrijven bij dergelijke investeringsprojecten vaak verschillende locaties in verschillende landen vergelijken om zo tot een vestigingslocatiekeuze te komen. Daarom is het dus zeer onzeker of deze lopende projecten uiteindelijk ook tot nieuwe vestigingen in Nederland zullen leiden, en zo ja op welke termijn. In de praktijk zien we daarbij dat bedrijven met datacenters, door de teruglopende beschikbaarheid van fysieke ruimte en stroom, steeds vaker kiezen voor een locatie buiten Nederland.

Vraag 10

Wat is de impact van dit soort grote datacentra op het energiebesparingsdoel dat Nederland heeft vanuit de Europese Commissie?

Het energieverbruik van datacenters, net als dat van andere energieverbruikers, telt mee voor het EU-energieverbruiksdoel zoals vastgelegd in artikel 3 van de Energy Efficiency Directive (EED). Dit doel is vertaald naar een energieverbruiksniveau in 2030, zowel voor primair als finaal energieverbruik. De precieze impact van grootschalige datacenters op het Nederlandse aandeel van het Europese energieverbruiksdoel is niet te geven.
Volgens het CBS verbruikten datacenters in 2020 2,8% van de totale elektriciteit in Nederland. Indien datacenters in de toekomst (netto) meer energie verbruiken, zal het energieverbruik van andere verbruikers verder moeten afnemen om aan de EU-verbruiksdoelen te voldoen. Dit geldt overigens ook indien andere energie-intensieve bedrijven zich in Nederland vestigen of in de toekomst meer energie verbruiken. Voor datacenters zijn er eisen met betrekking tot energie-efficiëntie vastgelegd in de Erkende Maatregelenlijst energiebesparing (EML Commerciële Datacenters). Vanaf 2023 vallen alle datacenters, inclusief de grote datacenters, automatisch onder de energiebesparingsplicht.
In de voorgestelde herschikking van de EED worden er op EU-niveau strengere eisen aan datacenters gesteld. Zo komt er een verplichting om energieverbruik van datacenters te monitoren en rapporteren. De herschikking van de EED is onderdeel van het Fit-for-55 pakket dat momenteel in Brussel wordt besproken.

Vraag 11

Is de energie-infrastructuur aangepast in zowel (groot) Amsterdam als Almere, zoals te lezen is in de «Ruimtelijke Strategie Datacenters»?3 Zo nee, waarom niet en wanneer en hoe gaat dit gebeuren? Hoe zit het met de andere locaties die in de strategie worden genoemd?

Pas als decentrale overheden de bestemmingen mogelijk maken en ruimtelijke vergunningen verlenen, zal een initiatief zich kunnen vestigen en aangesloten kunnen worden op het elektriciteitsnet. Het is bij het maken van deze ruimtelijke plannen belangrijk om ook na te denken over de afstemming met het energiesysteem.
De netbeheerder zelf maakt geen onderscheid tussen functies en sluit functies aan op volgorde van binnenkomst. De netbeheerder zal bij een aansluitverzoek moeten beoordelen of de gevraagde transportcapaciteit ook op korte termijn geleverd kan worden of dat dit nog aanvullende infrastructuurversterkingen vergt.
De netbeheerders werken op veel locaties in Nederland aan de versterking van de elektriciteitsinfrastructuur. Dit gebeurt echter niet voor een specifieke sector.

Vraag 12

Op welke manier is er afstemming geweest tussen lokale bestuurders, de provincie en de rijksoverheid en wat is er afgesproken over randvoorwaarden voor de bouw van het datacentrum?

In aanloop naar de mogelijke vestiging van het Meta datacenter in Zeewolde hebben de netbeheerders de Minister van Economische Zaken en Klimaat advies gevraagd over een bijzondere wijze van aansluiting op het hoogspanningsnet die Meta wenste. Vervolgens is getoetst of de Elektriciteitswet deze bijzondere wijze van aansluiting toestond, en geconstateerd dat dit het geval is.
Op dat moment zijn ook de provincie Flevoland en gemeente Zeewolde benaderd over de vestiging, waar zij benadrukten een zorgvuldige afweging te hebben gemaakt en grote belangen te hechten aan de vestiging.
Een van de vervolgstappen van de provincie en gemeente was het verzoek aan het Rijk om rijksgronden te verkopen in het kader van de beoogde bestemmingswijziging en daaraan gekoppelde procedures. Naar aanleiding van dit verzoek heeft het Rijk, in overleg met de gemeente en provincie, aan het College van Rijksadviseurs (CRa) de opdracht gegeven voor een verkenning naar een optimaler ontwerp en inpassing van het datacenter. De Staatssecretaris van BZK stelde, mede namens de Ministers van BZK en LNV en de Staatssecretaris van EZK, op basis van deze verkenning de onder antwoord 2. genoemde voorwaarden. Op dit moment heeft Zeewolde nog geen aangepast plan gedeeld, het Rijksvastgoedbedrijf is in afwachting van dit aangepast plan.

Vraag 13

Welke afspraken zijn er gemaakt met Meta/Facebook over onder andere het betalen van (lokale) belastingen, het wel of niet ontvangen van subsidies, de komst van arbeidsplaatsen en watercompensatie?

De inhoudelijk betrokkenheid van het Rijk bij deze mogelijke investering van Facebook richtte zich op de netaansluiting en de mogelijke verkoop van grond van het Rijksvastgoedbedrijf. Belastingen, subsidies, arbeidsplaatsen en watercompensatie waren geen onderwerpen in deze gesprekken. In de gesprekken tussen het Rijksvastgoedbedrijf en de gemeente over de eventuele verkoop van de grond zijn voorwaarden van het Rijk gesteld. Daarbij zijn ook de processtappen besproken die voorschrijven dat de gemeente zorgt voor een aangepast plan, het Rijk deze laat toetsen en vervolgens beoordeelt en daarna beslist over verkoop (zie de brief van de Staatssecretaris van BZK van 13 december jl.11).

Vraag 14

Deelt u de mening dat het niet wenselijk zou zijn als lokale politici en bestuurders zonder afstemming met provincie en rijksoverheid zouden besluiten over de komst van een datacentrum vanwege de regio-overstijgende consequenties?

De NOVI is zelfbindend voor het Rijk maar geeft ook de onder 2 genoemde richtingen mee voor deze afwegingen.
Het verdient daarbij voorkeur als provincies zelf beleid formuleren voor vestiging van datacenters en de inrichting van locaties. Het Rijk gaat hier met provincies over in overleg. In lijn met het coalitieakkoord zal dit kabinet de landelijke regie en de toelatingscriteria ten aanzien van (hyperscale) datacenters aanscherpen. De Minister voor Volkshuisvesting en Ruimtelijke Ordening zal hier komt hier dit voorjaar in een gezamenlijke brief met de Minister voor Klimaat en Energie op terug.

Vraag 15

Deelt u de mening dat de komst van een regionaal klein datacentrum bij kan dragen aan de internationale concurrentiekracht van het economisch kerngebied van Nederland en het onze digitale infrastructuur versterkt, mits het geen blokkerende impact heeft op het Nederlandse stroomnet? Zo nee, waarom niet? Zo ja, wilt u dit meenemen in de datacentervisie die naar de Tweede Kamer wordt gestuurd?

Het merendeel van de datacenters in Nederland zijn regionale datacenters waarvan een groot deel in de regio Amsterdam gevestigd is. Regionale (co-locatie) datacenters spelen een belangrijke faciliterende rol in de digitalisering van Nederlandse bedrijven en organisaties en daarmee de internationale concurrentiekracht van deze bedrijven maar datacenters in Nederland zorgen ook voor uitstekende internationale connectiviteit. Clusters van co-locatie datacenters rond Amsterdam en de AMS-IX zorgen voor deze zeer snelle internationale verbindingen, de zogenoemde hyperconnectiviteit. Deze hyperconnectiviteit draagt bij aan de goede digitale infrastructuur en is daarmee ook gunstig voor het Nederlands vestigingsklimaat, met name voor multi-tenant datacenters en bepaalde dienstverlening waarvoor hyperconnectiviteit een vereiste is. De Metropoolregio Amsterdam (MRA) houdt bij het opstellen van de nieuwe verstedelijkingsstrategie met het oog op groei van deze hyperconnectiviteitclusters dan ook rekening met de beschikbare (toekomstige) energie-infrastructuur. Met betrekking tot de datacentervisie verwijs ik u naar het antwoord op vraag 16.

Vraag 16

Deelt u de mening dat er meer landelijke sturing moet zijn en dat er meer duidelijkheid moet komen over het beleid rondom het bouwen van datacentra in Nederland? Zo ja, welke randvoorwaarden zouden hier volgens u van toepassing zijn? Zo nee, waarom niet?

Op 17 december jl. heeft uw Kamer een brief ontvangen over datacenters (Kamerstuk 32 813, nr. 968) die verder ingaat op de verwachte groei van de datacentersector, de elektriciteitsvraag die daarbij gepaard gaat en de wenselijkheid van datacenters mede gezien schaarse ruimte en de landschappelijke impact. Voorts: in het coalitieakkoord constateert het kabinet dat hyperscale datacentra een onevenredig groot beslag leggen op de beschikbare duurzame energie in verhouding tot de maatschappelijke en/of economische meerwaarde. Daarom scherpen we de landelijke regie en de toelatingscriteria bij de vergunningverlening hiervoor aan. De Minister voor Volkshuisvesting en Ruimtelijke Ordening komt hier dit voorjaar in een gezamenlijke brief met de Minister voor Klimaat en Energie op terug.

Vraag 1

Bent u bekend met de grensgemeente Eijsden-Margraten waar in het gebied een cumulatie is van uitstoot en overlast als gevolg van de aanwezigheid van de cementfabriek CBR, de uitstoot van vrachtscheepvaart, de ligging van de A2 en de overvliegende vliegtuigen van luchthaven Bierset? Hoe apprecieert u dit?

Ja, ik ben bekend met de situatie in Zuid-Limburg, en ook die in de gemeente Eijsden-Margraten. Op 8 september stuurde ik uw Kamer mijn reactie1 op een brief van vijftig hoogleraren en andere wetenschappers, gedateerd 22 juni 2021, die een petitie bevat waarin zorgen worden uitgesproken over het milieu in de grensregio Zuid-Limburg. De geografische ligging, de achtergrondconcentratie en de aanwezige regionale en lokale bronnen zorgen ervoor dat de luchtkwaliteit in de regio Zuid-Limburg onder druk staat. Ook is er geluids- en geurhinder. Verhoogde concentraties stikstofdioxide (NO2) zijn terug te vinden in stedelijk gebied (Maastricht, Geleen) en langs de autowegen, maar deze blijven overal onder de Europese grenswaarden. Dit geldt ook voor fijnstof. Desalniettemin geldt dat concentraties onder de grenswaarden ook schadelijk voor de gezondheid kunnen zijn. Daarom is er nationaal en internationaal beleid om de luchtkwaliteit in heel Nederland, dus ook in Zuid-Limburg, verder te verbeteren. Het Schone Lucht Akkoord (SLA) is hiervoor momenteel nationaal het belangrijkste instrument. De provincie en gemeenten die zich hebben aangesloten kunnen gebruik maken van de mogelijkheden die het akkoord biedt. Dat geldt in ieder geval voor de provincie Limburg en de gemeente Maastricht. Regionale afspraken over het verminderen van de milieudruk, inclusief geluidsbelasting en geurhinder, kunnen dit aanvullen, evenals grensoverschrijdende afspraken.
De vooruitzichten voor verbetering van de luchtkwaliteit op de langere termijn zijn gunstig vanwege de verdere aanscherping van het Europese luchtkwaliteitsbeleid. De Europese Commissie is een aantal gerichte voorstellen aan het voorbereiden voor herziening van bestaande Europese regelgeving, zoals de Richtlijn Industriële Emissies, de Luchtkwaliteitsrichtlijnen en de normstelling voor de uitstoot van personenauto’s met een verbrandingsmotor (Euro 7).

Vraag 2

Bent u op de hoogte van de plannen van S.A. Bee Green Wallonia voor een nieuwe biomassacentrale in Lixhe?

Ja.

Vraag 3

Wie worden als belanghebbende beschouwd in dit proces? Zijn de provincie Nederlands-Limburg en de omliggende gemeenten aangemerkt als belanghebbende, gelet op de grensoverschrijdende vervuiling?

De door het bedrijf S.A. Bee Green Wallonia geplande biomassacentrale in Lixhe (in de Waalse gemeente Visé) heeft een milieuvergunning nodig die moet voldoen aan de bepalingen die zijn vastgelegd in de Richtlijn Industriële Emissies (2010/75/EU). De bouw van biomassacentrales valt ook onder Richtlijn 2011/92/EU (mer-Richtlijn). Dat betekent dat vóór de vergunningverlening een milieueffectrapportage moet plaatsvinden. Bij een milieueffectrapportage moeten alle aanzienlijke milieueffecten (zoals de gevolgen voor de lucht, biodiversiteit en gezondheid) worden geïdentificeerd, beschreven en beoordeeld. Ook mogelijke grensoverschrijdende effecten zijn een verplicht onderdeel hiervan. Wanneer er sprake is van grensoverschrijdende effecten dan moet het buurland hierover in een zo vroeg mogelijk stadium van de besluitvorming worden geïnformeerd.
Het Espoo-verdrag en enkele Europese richtlijnen verplichten dat in het geval van mogelijke grensoverschrijdende milieugevolgen het publiek en autoriteiten in het buurland op dezelfde wijze en tijd worden betrokken bij de mer-procedure als de autoriteiten en het publiek in het land waar de procedure wordt gevolgd. Ook wordt gewaarborgd dat overheidsinstanties gehouden zijn op verzoek alle voorhanden milieu-informatie beschikbaar te stellen aan iedere natuurlijke of rechtspersoon.
Ik heb helaas van de provincie Limburg en de aan de gemeente Visé grenzende gemeenten Eijsden-Margraten en Maastricht gehoord dat het Waalse gewest en de gemeente Visé hen vooraf niet hebben betrokken bij de mer-procedure, in het bijzonder bij het opstellen van het mer-startdocument met betrekking tot de Notitie Reikwijdte en Detailniveau (NRD). Naast de gemeente Visé, op wiens grondgebied de biomassacentrale zou moeten worden gebouwd, zijn de Vlaamse gemeente Voeren en de Nederlandse gemeenten Eijsden-Margraten en Maastricht als belanghebbenden aangemerkt. De provincie Limburg heeft mij laten weten dat ze, ondanks een verzoek daartoe, niet als belanghebbende is aangemerkt. De provincie betreurt dit, omdat inwoners in de regio Zuid-Limburg nadelen verwachten te ondervinden van de emissies. Overigens geldt hetzelfde voor de nabije Vlaamse gemeente Riemst en de Belgische provincie Limburg: Ook zij zijn niet als belanghebbenden aangemerkt, ondanks een verzoek daartoe.
Voor de provincie Limburg en bovengenoemde gemeenten is het niet uitgesloten dat de impact op de woon- en leefomgeving in het grensgebied verslechtert en onder druk komt te staan. Zij verwijzen naar de bijzondere ligging van de geplande centrale in het Maasdal en de cumulatie van emissies door andere ontwikkelingen, waaronder de uitbreiding van de in de buurt gelegen groeve van Romont met 110 ha en een verruiming van het aantal vliegbewegingen en/of uitbreiding van het vliegveld van Luik (Bierset).
Ik vind dat de provincie Limburg en de betrokken Nederlandse gemeenten deze bezwaren formeel moeten kunnen inbrengen in de procedure en dat deze ook meegewogen moeten worden bij de beoordeling van de aanvraag.

Vraag 4

Indien de provincie Nederlands-Limburg en de omliggende gemeenten op dit moment geen belanghebbende zijn, welke stappen kunt u zetten richting de Belgische autoriteiten om alsnog de Nederlandse belanghebbende partijen aan tafel te krijgen?

In eerste instantie is het aan de decentrale overheden aan weerzijden van de grens om hier op basis van samenwerking en vertrouwen in onderling overleg uit te komen. De Europese Richtlijn Industriële Emissies (2010/75/EU) en de mer-richtlijn voor projecten2 2011/92/EU voorzien in de juiste toepassing van de internationale verdragen van Aarhus en Espoo waarin dit is afgesproken.
Als zij er onderling niet naar tevredenheid uitkomen, kan op nationaal niveau een signaal afgegeven worden. Nederland is over een aantal milieudossier continu in gesprek met Belgische overheden, waaronder de Waalse. Naar aanleiding van de eerdergenoemde petitie van 50 hoogleraren en de daarin genoemde plannen voor de biomassacentrale in Lixhe en de uitbreiding van het vliegveld van Luik (Bierset), heeft de ambassadeur van Nederland in België de relevante ministeries van Wallonië op de hoogte gesteld van de Nederlandse bezwaren. Vervolgens heeft de ambassadeur zijn zorgen met argumenten uit de regio naar voren gebracht in een gesprek met de Waalse Minister Henry.
Ik zal nu in ieder geval de beantwoording van deze vragen doorgeleiden naar de relevante ministeries op gewestelijk (Waals) en federaal niveau, samen met mijn zorgen over de informatievoorziening, het gebrek aan afstemming in de vroege fase van de planvoorbereiding en de te verwachten milieu en gezondheidsimpact van de geplande centrale. Daaronder vallen in ieder geval zorgen over de te hanteren emissiegrenswaarden voor bepaalde stoffen (deze emissiegrenswaarden zouden lager kunnen worden vastgesteld). Ook zal ik de zorgen laten overbrengen over de mogelijke negatieve milieueffecten in Nederlands Limburg. Hierbij gaat het vooral om de gezondheid van de inwoners en de kwaliteit van de nabijgelegen natuurgebieden, die in Nederland, maar ook in de landen om ons heen, te lijden hebben van hoge stikstofdepositie.

Vraag 5

Gelet op het feit dat er vaak een zuidwestelijke wind waait en de uitstoot van de centrale voor het overgrote deel over Nederland, en dus Zuid-Limburg trekt, hoeveel inspraak kunnen Nederlandse belanghebbenden krijgen in een proces wat plaatsvindt in België?

De internationale en Europese wetgeving voorziet in gelijke mogelijkheid tot inspraak voor belanghebbenden over de grens. Wel geldt de procedure van het land waarin de vergunning wordt aangevraagd. Die kan verschillen van de procedure die we in Nederland hanteren, als deze maar binnen de internationale verdragen en EU-richtlijnen valt. Bovendien geldt de verplichting uit het Espoo verdrag en de Europese mer-richtlijn voor projecten voor alle lidstaten om passende en doeltreffende maatregelen te nemen ter voorkoming, beperking en beheersing van belangrijke nadelige grensoverschrijdende milieueffecten van voorgenomen activiteiten.
Los daarvan vind ik dat buren ook in staat zouden moeten zijn in samenwerking en onderling vertrouwen over dit soort zaken te communiceren. De Nederlandse decentrale overheden hebben goede argumenten om als belanghebbende te worden aangemerkt en hun bezwaren zouden moeten meetellen in de afwegingen die gemaakt worden alvorens de vergunning te verstrekken. Hierover zijn zij ook in gesprek met de Waalse overheid. Het Ministerie van IenW zal in gesprek gaan met de Nederlandse decentrale overheden over wat het Rijk hieraan kan bijdragen.

Vraag 6

In hoeverre klopt het dat vanuit Waalse zijde alle ingediende bezwaren ten aanzien van de afvalverbrandingscentrale terzijde worden geschoven en de bouw doorgaat?

De gemeente Visé heeft de gemeenten Maastricht en Eijsden-Margraten desgevraagd laten weten dat het gemeentecollege van Visé (vergelijkbaar met ons College van burgemeester en Wethouders) uiterlijk op 26 januari 2022 een beslissing zal nemen. Vanaf de datum van kennisgeving kan binnen 20 dagen beroep worden aangetekend. Het college heeft dus nog geen beslissing genomen. Er is momenteel geen sprake van het terzijde schuiven van alle ingediende bezwaren.

Vraag 7

Welke mogelijkheden heeft u om de wederzijdse communicatie op dit dossier te verbeteren?

Zoals aangegeven in het antwoord op vraag 4, zal ik op nationaal niveau aandringen op betere communicatie bij dit soort grensoverschrijdende initiatieven via de diplomatieke weg, gericht aan het Belgische gewestelijke (Waalse) en federale niveau. Gesprekken hierover lopen al, en zullen worden voortgezet.

Vraag 8

Op 08-09-2021 heeft u een brief naar de Kamer gestuurd waarin u toezegt de communicatie met betrekking tot de ingediende petitie, ondertekend door circa 50 medici inzake de cumulatieve vervuiling in de Grensregio Zuid-Limburg, voort te zullen zetten; welke acties zijn naar aanleiding van deze brief genomen en wat is de stand van zaken?

Zie de antwoorden op de vragen 1, 4 en 5.