Antwoord schriftelijke vragen : Antwoord op vragen van het lid Erkens over de internationale component van de kosten van het elektriciteitsnet

Antwoord van Minister Hermans (Klimaat en Groene Groei) (ontvangen 12 mei 2025). Zie
ook Aanhangsel Handelingen, vergaderjaar 2024–2025, nr. 2035.

Vraag 1

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

Antwoord 1

Het kabinet is bekend met de investeringsplannen van de netbeheerders van 2024 en
het FIEN+ rapport dat PwC in opdracht van netbeheerders heeft opgesteld en waarin
het bedrag van € 195 mld. is genoemd. Dit laatste rapport betreft prognoses zonder
dat hier altijd al concrete projecten voor zijn benoemd. Het genoemde bedrag komt
ook terug in het IBO-rapport.

De investeringsplannen van netbeheerders en het FIEN+ rapport zijn dus verschillende
stukken. Van de voorgenomen investeringen uit het investeringsplan van TenneT uit
2024 houdt slechts een zeer beperkt deel direct verband met interconnecties zelf:
het betreft slechts de opwaarderingen van twee bestaande interconnectoren met België
en Duitsland. Deze werkzaamheden van ongeveer € 4 miljoen zijn in 2024 vrijwel afgerond.
Verder kent dit investeringsplan geen investeringen voor de realisatie van nieuwe
interconnecties naar Duitsland en België. Eventuele nieuwe interconnecties worden
meegenomen in het beoordelingskader voor nieuwe interconnectoren, welke onderdeel
zal zijn van het Windenergie Infrastructuurplan Noordzee (WIN).

Investeringen in elektriciteitsinfrastructuur worden gedreven door de optelsom van
(verwachte) elektriciteitsstromen binnen Nederland en die tussen Nederland en (alle)
met zijn elektriciteitsnet verbonden landen. Een deel van de investeringen hangt dus
ook samen met eventuele doorvoer van stroom naar andere landen, waaronder Duitsland
en België.

Vraag 2 en 3

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

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

Antwoord 2 en 3

In aanvulling op antwoord 1 zijn er, anders dan de interconnector met het Verenigd
Koninkrijk (genaamd LionLink) geen nieuwe investeringen voorzien voor interconnectoren
(die dienen voor de import en export van elektriciteit).

Binnenlandse investeringen hebben potentieel effect op de rest van Europa, dat geldt
evengoed voor de investeringen in de landen om ons heen die een effect op Nederland
hebben. Een tracé dat van een kustlocatie naar Oost-Nederland loopt is primair bedoeld
om de transportbehoefte te voorzien van productie aan de kust (van o.a. windenergie
op zee) naar verbruikers in het binnenland, bijvoorbeeld voor Chemelot, maar voedt
potentieel ook interconnectie naar het buitenland.

De impact van potentiële nieuwe interconnectoren op het bestaande net wordt door TenneT
meegewogen in de besluitvorming om deze te ontwikkelen. Deze is ook opgenomen in het
beoordelingskader van nieuwe interconnectoren, welke onderdeel zal zijn van het Windenergie
Infrastructuurplan Noordzee (WIN). Een nieuwe of additionele analyse is hiervoor naar
de mening van het kabinet niet nodig.

Vraag 4

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

Antwoord 4

In het licht van de klimaatdoelstellingen moet Nederland nog ongeveer de helft van
de elektriciteitsproductie mix verduurzamen. Nederland zal hierin de komende jaren
grote stappen zetten met o.a. windenergie op zee en kernenergie. Deze plannen zijn
primair opgesteld om in de Nederlandse elektriciteitsvraag te voorzien. De buitenlandse
vraag speelt bij het formuleren van de ambities tot nu toe een beperkte rol. De elektriciteitsmarkt
is echter geen nationale markt maar maakt onderdeel uit van de (EU) interne markt.
Als Nederlandse elektriciteitsproductie per saldo goedkoper is dan in het buitenland,
zal er op dat moment export plaatsvinden. En dat geldt ook andersom, als landen om
ons heen goedkoper produceren dan importeert Nederland.

De uitwisseling van elektriciteit vormt een essentieel onderdeel voor het garanderen
van de leveringszekerheid. Deze rol van interconnectie wordt steeds belangrijker naarmate
landen steeds afhankelijker worden van zon- en windenergie. Er wordt gekeken naar
de mogelijkheden om de capaciteit van het net op zee beter te benutten door ook uitwisseling
van elektriciteit met buurlanden via het net op zee te laten verlopen. Voordat daartoe
concrete stappen gezet worden is het van belang dat er overeenstemming met die buurlanden
wordt bereikt over de verdeling van de kosten die moeten worden gemaakt voor de infrastructuur
op zee. In het Windenergie Infrastructuurplan Noordzee (WIN) dat rond de zomer aan
de Kamer zal worden toegestuurd wordt verder ingegaan op de benodigde opwekcapaciteit
voor Nederland, waarbij ook interconnectie met buurlanden wordt meegenomen.

Vraag 5

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

Antwoord 5

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

Vraag 6

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

Antwoord 6

In het antwoord op vraag 1 is aangegeven voor welke interconnectoren in 2024 investeringen
hebben plaatsgevonden.

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

Vraag 7

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

Antwoord 7

De toename van elektriciteitsproductie uit wind en zon in Noordwest-Europa leidt tot
steeds meer momenten met negatieve of zeer lage elektriciteitsprijzen in Noordwest-Europa
en dus ook in Nederland als onderdeel van die Europese elektriciteitsmarkt. Naar verwachting
neemt het aantal uren of kwartieren per jaar met zeer lage of negatieve uren de komende
jaren verder toe.

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

Vraag 8

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

Antwoord 8

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

Vraag 9

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

Antwoord 9

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

Vraag 10

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

Antwoord 10

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

Vraag 11

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

Antwoord 11

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

Vraag 12

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

Antwoord 12

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

Vraag 13

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

Antwoord 13

In aanvulling op het antwoord op vraag 10 wordt de investeringsagenda van TenneT in
zowel Nederland als Duitsland opgesteld in overleg met de toezichthouder en het beleidsverantwoordelijke
departement. Dit proces is niet gewijzigd sinds de aankoop van Transpower. Investeringsbeslissingen
aan zowel Nederlandse als Duitse zijde zijn gebaseerd op landelijk beleid vanuit respectievelijk
het Ministerie van KGG en het Ministerie van BMWK. In Nederland wordt dit bekrachtigd
in het Investeringsplan (net op zee en net op land). In Duitsland met het Netzentwicklungsplan
Strom (NEP). Bij de samenstelling van deze programma’s worden zowel in Nederland als
in Duitsland verschillende consultatierondes gehouden. Omdat de Duitse investeringen
in het Duitse net door de Duitse consument en industrie worden betaald, is hier geen
risico voor de Nederlandse belastingbetaler. In de afgelopen jaren is er verder dividend
vanuit TenneT Duitsland naar TenneT Holding (en daarmee de Nederlandse staat) gevloeid.
Voor de huidige eigenvermogensbehoefte van TenneT Duitsland is het kabinet nu op zoek
naar een oplossing.

In het onderzoek van de Algemene Rekenkamer werd het risico benoemd dat de Nederlandse
staat loopt «... als TenneT er door omstandigheden niet in zou slagen voldoende eigen
vermogen aan te trekken voor de aansluitingsprojecten die het in Duitsland verplicht
is te realiseren, in het uiterste geval het risico als aandeelhouder een kapitaalinjectie
te moeten geven.» TenneT Nederland en TenneT Duitsland worden separaat gefinancierd
vanuit TenneT Holding. Op dit moment wordt de mogelijkheid onderzocht om via private
partijen kapitaal aan te trekken voor de kapitaalbehoefte van TenneT Duitsland3. Hiermee wordt de kans dat de Nederlandse staat zelf een kapitaalinjectie moet doen
in TenneT voor de activiteiten Duitsland aanzienlijk verminderd. Een kapitaalinjectie
door de Nederlandse staat heeft bovendien geen invloed op Nederlandse investeringen
van TenneT. Het Nederlandse publieke belang wordt dus hiermee niet geschaad.

Vraag 14

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

Antwoord 14

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

Vraag 15

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

Antwoord 15

Dat is onjuist. De investeringen van TenneT in het Nederlandse net worden via de Nederlandse
nettarieven terugverdiend. De investeringen in het Duitse net worden via de Duitse
nettarieven terugverdiend.

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

Vraag 16

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

Antwoord 16

Om tot concrete opties te komen voor een kosten- en batendelingsmechanisme van infrastructuur
op zee met buurlanden zet Nederland in op internationale samenwerking om tot gezamenlijke
voorstellen te komen binnen de North Seas Energy Cooperation (NSEC).

Overigens is het unilateraal instellen van heffingen of een buurlandentarief niet
verenigbaar met bestaande EU- wetgeving en zou belemmerend werken voor de koppeling
van de Nederlandse elektriciteitsmarkt met buurlanden. Deze belemmering zou ook een
negatief effect hebben op de borging van de leveringszekerheid en de integratie van
CO2-vrije energiebronnen.

Vraag 17

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

Antwoord 17

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

Vraag 18

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

Antwoord 18

Op dit moment heeft TenneT – naast LionLink met het Verenigd Koninkrijk en ook een
betere benutting van het net op zee – geen concrete projecten voor nieuwe interconnectoren.
Op basis van het WIN zal worden bezien welke additionele interconnectoren opportuun
kunnen zijn.

TenneT voorziet op dit moment dat een toename van de interconnectiecapaciteit met
buurlanden wenselijk is voor het realiseren van de energietransitie. Daarom is in
een aantal scenario’s van het investeringsplan aangenomen dat vanaf 2035 de interconnectiecapaciteit
met buurlanden verder zal toenemen. Besluitvorming over de realisatie van interconnectoren
vindt plaats tussen het Ministerie van KGG, het Ministerie van Financiën, ACM en TenneT,
en de betrokken partijen in het te verbinden land.

Vraag 19

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

Antwoord 19

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