Antwoord schriftelijke vragen : Antwoord op vragen van het lid Bontenbal over de kosten van de energie-infrastructuur

Antwoord van Minister Hermans (Klimaat en Groene Groei) (ontvangen 27 mei 2025)

Vraag 1

In hoeverre zijn alle opties onderzocht om de verwachte investeringsbehoefte tot 2040
van netto 219 miljard euro (range € 156–282 miljard) in energie-infrastructuur om
de klimaat- en energieambities te realiseren, zoals in het FIEN+ rapport becijferd,
te dempen? In hoeverre vormt het uitgangspunt van het Interdepertamenraal Beleidsonderzoek
(IBO) bekostiging van de elektriciteitsinfrastructuur dat het Nationaal Plan Energiesysteem
(NPE) als vertrekpunt heeft gekozen een beperking daarbij?

Antwoord 1

Het Nationaal Plan Energiesysteem (NPE) is als uitgangspunt meegegeven in de taakopdracht
aan dit IBO. Het NPE vormt de strategie van het kabinet om toe te werken naar een
robuust en klimaatneutraal energiesysteem in 2050. Gegeven deze ambitie is in het
IBO onderzocht hoe groot de cumulatieve investeringsopgave voor het elektriciteitsnetwerk
richting 2040 is, en hoe nadere keuzes om het net beter te benutten deze opgave kunnen
dempen. In het IBO zijn daarnaast twee gevoeligheidsanalyses verkend die uitgaan van
een lagere elektriciteitsvraag in 2040 ten opzichte van het II3050-scenario Nationaal
Leiderschap, dat door veel netbeheerders gebruikt wordt als basis voor hun investeringsplannen.
In beide gevoeligheidsanalyses zijn de lagere investeringskosten en de dalende volumes
in eenzelfde ordegrootte meegenomen. Deze verkenning geeft dan ook aan dat het netto-effect
op de netkosten voor afnemers beperkt of niet significant zal zijn.

Deze gevoeligheidsanalyses zijn eerste verkenningen. Het IBO adviseert dan ook meer
kennis op te bouwen over de kosten en baten van het totale energiesysteem van de toekomst
en de transitie ernaartoe voor een betere besluitvorming. In de kabinetsreactie op
het IBO heeft het kabinet dan ook aangekondigd een gericht publiek kennisprogramma
op te zetten. Hiermee wordt beter inzicht verkregen in de kosten, baten en verdelingsaspecten
van de energietransitie, inclusief de effecten van beleidskeuzes en hiervoor wordt
gezamenlijk kennis, data en methoden ontwikkeld, zoals ook over is gewisseld tijdens
het commissiedebat Nettarieven op 14 mei jl. Het kabinet heeft hiervoor de samenwerking
gezocht met de publieke kennisinstellingen (PBL, CPB, TNO, CBS en RVO). Bij de aankomende
jaarlijkse Klimaat- en Energienota, die dit jaar met Prinsjesdag aan de Kamer zal
worden gestuurd, wordt hier uitgebreider op ingegaan.

Vraag 2

Hoe zorgt u ervoor dat de inzichten en kosten die als resultaat in het FIEN+ rapport
naar voren komen weer als input worden gebruikt voor het NPE? Welke wisselwerking
is er tussen de inzichten uit het FIEN+ rapport en het NPE? Deelt u de mening Bent
u de mening dat het NPE aangepast zou moeten worden op basis van de inzichten uit
het FIEN+ rapport? Is een 5-jaarstermijn daarbij niet te lang?

Antwoord 2

Het NPE is ontworpen als een adaptief plan. Omdat actuele ontwikkelingen ertoe kunnen
leiden dat een vijfjaarlijkse actualisatie van het NPE ontoereikend is, biedt de vijfjaarlijkse
cyclus van het NPE de mogelijkheid van tussentijdse actualisatie. Dit betekent dat
de plannen in het NPE ten minste elke 5 jaar, maar als het nodig is ook tussentijds,
worden herijkt op basis van nieuwe inzichten en nieuwe ontwikkelingen. Het kabinet
is van mening dat er meerdere grote ontwikkelingen zijn die aanleiding geven om het
NPE in 2026 op deze punten te actualiseren. De aankomende Klimaat- en energienota
zal alvast een doorkijk geven van de belangrijkste onderwerpen en richting van de
actualisatie van het NPE.

Bij het maken van het NPE 2023 is destijds gebruik gemaakt van inzichten uit verschillende
integrale systeemstudies, waarbij ook de kosten (inclusief de kosten van elektriciteitsnetwerken)
meegewogen zijn in nauwe samenwerking met publieke kennisinstellingen en de netbeheerders,
bijvoorbeeld door gebruik te maken van inzichten uit verschillende systeemstudies.
Sindsdien, zoals in FIEN+ blijkt, zijn de kosteninschattingen voor elektriciteitsinfrastructuur
flink omhoog bijgesteld. Deze inzichten worden dan ook meegenomen bij de aangekondigde
actualisatie van het NPE in 2026.

Vraag 3

Deelt u de mening dat, gelet op de forse investeringen die gedaan moeten worden, het
erg belangrijk is steeds op zoek te gaan naar de meest kostenoptimale invulling van
de Nederlandse energie- en klimaatambities? In hoeverre is het huidige beleid daartoe
in staat?

Antwoord 3

Het kabinet deelt deze opvatting. Zoals het NPE beschrijft is betaalbaarheid één van
de centrale publieke belangen waar het energiebeleid op gericht is. Kosten en betaalbaarheid
voor gebruikers neemt het kabinet dan ook mee in het maken van keuzes. Om goede keuzes
te maken voor een kostenoptimale invulling van de transitie naar een robuust en klimaatneutraal
energiesysteem maakt het kabinet gebruik van kennis die hierover is, zoals optimalisatiestudies
van verschillende partijen. Zoals toegelicht onder antwoord 1, is het kabinet van
mening dat dit nog beter kan en start daarom een gericht kennisprogramma met de publieke
kennisinstellingen. Daarnaast, zoals aangegeven in de kabinetsreactie op het IBO,
gaat het kabinet in gesprek met netbeheerders om een netwerktoets uit te werken, waarmee
bij grote keuzes over de inrichting van het energiesysteem een toets kan worden gedaan
wat de impact daarvan is op de infrastructuurkosten, zodat deze goed meegewogen kan
worden.

Vraag 4

Klopt het dat het NPE niet is gebaseerd op een optimalisatiestudie, waarin gezocht
wordt naar de laagste systeemkosten binnen de kaders van de energie- en klimaatambities
van Nederland? Bent u van mening dat de inzichten die zijn opgedaan (zoals de 88 miljard
euro die nodig zijn voor de investeringen in wind op zee) in het FIEN+ rapport en
in het IBO een plek moeten krijgen in de zoektocht naar een kostenoptima(a)l(er) energiesysteem?

Antwoord 4

Bij het opstellen van het NPE is gebruik gemaakt van meerdere systeemstudies, waaronder
optimalisatiestudies. In deze studies zijn ook de kosten meegenomen. Daarnaast is
bij het opstellen van het NPE een aparte meta-studie uitgevoerd waarbij inzichten
uit de verschillende studies naast elkaar zijn gezet en de gemene delers en verschillen
zijn geïnventariseerd. Bij actualisatie en/of herijking van het NPE zal het kabinet
gebruik maken van de meest actuele inzichten uit verschillende studies, waaronder
FIEN+ en het IBO, en daarnaast het nieuwe kennisprogramma dat wordt opgestart.

Vraag 5

Deelt u de mening dat de gebruikte aannames ten aanzien van energiemix en kosten van
energie-opties en -infrastructuur vaak niet transparant – althans niet makkelijk herleidbaar
– zijn? Deelt u ook de mening dat het feit dat er veel onderlinge verwijzingen tussen
rapporten en rekenmodellen bestaan, de uitkomsten kwetsbaar maken en kunnen leiden
tot uitkomsten die zichzelf bevestigen?

Antwoord 5

Het kabinet ziet bij systeemstudies een gemengd beeld ten aanzien van adequate beschrijving
van aannames, uitgangspunten – en de duiding van de invloed hiervan – op de uitkomsten
van studies. Bij de ene studie is dat makkelijker te herleiden dan de andere. De meta-studie
die bij het opstellen van het NPE in opdracht van het kabinet is uitgevoerd onderschrijft
dit beeld. Het kabinet ziet dan ook het potentiële risico van teveel kruisverwijzingen.
Het kabinet ziet als een oplossingsrichting hiervoor het hanteren van gelijke uitgangspunten,
wat het mogelijk maakt voort te kunnen bouwen op onderzoeksresultaten en de onderlinge
vergelijkbaarheid van studies en onderzoeksrapporten vergroot. Met het kennisprogramma
door publieke kennisinstellingen, zoals beschreven in vraag 1, beoogt het kabinet
de transparantie over aannames en inzichten over de samenhang van verschillende kostenaspecten
te vergroten. Dit is nodig, juist ook op het punt van de infrastructuurkosten (zie
ook het antwoord op vraag 11).

Daarnaast maakt het kabinet, zoals aangekondigd in de kabinetsreactie op het IBO,
werk van het IBO-advies om het proces voor het gezamenlijk opstellen van langetermijnscenario’s,
die de basis vormen voor investeringsplannen, te verbeteren. Onderdeel daarvan is
om in gezamenlijkheid te komen tot transparante uitgangspunten waarop de scenario’s
worden gebaseerd. Een ander onderdeel is om de scenario’s door te vertalen naar een
integrale infrastructuurplanning, waarin ook de ruimtelijke dimensie wordt betrokken.
Dit draagt ook bij aan inzicht in de effecten van beleidskeuzes op systeemniveau en
hoe de energie-infrastructuur zo efficiënt mogelijk ingericht en benut kan worden.
Op deze manier is de ontwikkeling van infrastructuur niet enkel een optelsom van bottom-up
plannen en wensen, maar kan de overheid met bepaalde structurerende keuzes – bijvoorbeeld
in ruimtelijke inrichting of het opschalingstempo van bepaalde technieken – ook invloed
uitoefenen dat het systeem zo ontwikkeld dat het de grootste maatschappelijke waarde
tegen de laagste kosten geeft.

Vraag 6

Bent u er bijvoorbeeld van overtuigd dat de gedane studies adequaat genoeg zijn om
te beoordelen of een hogere adoptie van kernenergie (conventioneel en/of Small Modular
Reactors (SMR's)), groen gas, hybride warmtepompen tot lagere systeemkosten zullen
leiden? Deelt u de meining dat dit tentatief is uitgezocht, maar toch meer robuust
onderzoek vergt?

Antwoord 6

Hoewel systeemmodellen voortdurend ontwikkeld en verbeterd worden, geven uitgevoerde
studies al een robuust beeld over de systeemoptimale inzet van groen gas en hybride
warmtepompen in het toekomstige energiesysteem (zie ook het antwoord hieronder op
vraag 16). Voor de rol van kernenergie zijn er reeds systeemstudies uitgevoerd die
laten zien dat conventionele centrales vanuit systeemkostenperspectief een goede toevoeging
kunnen zijn.1
2 Op dit moment wordt een verdiepende systeemstudie uitgevoerd voor kernenergie. Deze
studie verkent de bijdrage van zowel grootschalige kerncentrales als SMR’s aan de
systeemkosten. Deze studie wordt naar verwachting met de volgende voortgangsbrief
kernenergie aan de Kamer aangeboden. Aangezien SMR’s zich nog in een vroeg stadium
van ontwikkeling bevinden, zijn de verwachtingen ten aanzien van kosten, schaalbaarheid
en realisatietijd voorlopig en onderhevig aan verandering en grote onzekerheidsmarges.
Verdere analyse is daarom ook op dit vlak wenselijk.

Vraag 7

Bent u het eens met de auteurs van het FIEN+ rapport wanneer zij het volgende schrijven:«Er
kunnen daarom geen conclusies getrokken worden aan de hand van dit rapport over een
andere of optimalere invulling van de energiemix. Daarvoor is een breder onderzoek
nodig dat ook kijkt naar interactie-effecten tussen (1) de invulling van de energiemix,
(2) de investeringen die vervolgens nodig zijn in de netten als gevolg van deze energiemix,
(3) de impact van deze energiemix op elektriciteits- en gasprijzen en (4) evt. overige
kosten te maken door eindgebruikers»? Bent u het ermee eens dat zo’n breder onderzoek
wel nodig is?

Antwoord 7

Ja. Het kabinet start hiertoe het reeds eerder genoemde kennisprogramma op met de
publieke kennisinstellingen (PBL, CPB, TNO, CBS en RVO).

Vraag 8 en 9

In hoeverre zijn de aannames in de prognose van zonne-energie in het FIEN+ rapport
adequaat, nu de salderingsregeling abrupt door dit kabinet wordt afgebouwd en ook
zon op land beperkt wordt? Is de aanname dat er tot 2030 55 GWp aan zon-PV (zonnepanelen)
bijkomt, realistisch?

In hoeverre zijn de aannames in de prognose van wind op zee in het FIEN+ rapport adequaat,
nu wind op zee internationaal tegen kostenstijgingen aanloopt? Is de aanname dat er
tot 2030 17 GW bijkomt, realistisch?

Antwoord 8 en 9

De prognoses in het FIEN+ rapport zijn gebaseerd zijn op de investeringsplannen van
2024 van de netbeheerders. Netbeheerders hebben aanvullende informatie aangeleverd
zodat een gezamenlijke projectie richting 2040 kan worden gemaakt, dus voorbij de
IP-periode. Daarbij is gegeven de (beleids-)onzekerheden bewust een bandbreedte gehanteerd.
Recente beleidsvoornemens zoals de afbouw van de salderingsregeling zijn daarin nog
niet meegenomen. Netwerkbeheerders moeten rekening houden met verschillende mogelijkheden
en daar hun investeringsplannen op aanpassen en doen dat ook elke twee jaar. Op 13 mei
hebben de netbeheerders de meest actuele scenario’s gepresenteerd die ten grondslag
zullen liggen aan de investeringsplannen van 2026. De netbeheerders gaan er in hun
plannen van uit dat Nederland koerst op een klimaatneutraal energiesysteem in 2050.
Om dat te bereiken is sterke groei van zowel zon-PV als Wind op zee richting de toekomst
benodigd, met een forse onzekerheidsmarge. Naarmate hier vanuit de markt en de overheid
meer zekerheid over ontstaat, zullen netbeheerders in staat zijn de precieze netwerkbehoeften
voor de toekomst beter te ramen. In de klimaat- en energienota 2025 en later bij de
actualisatie van het NPE in 2026 gaat het kabinet verder in op de verwachte ontwikkelingen
van zowel zon-pv als wind op zee.

Vraag 10

Klopt het dat doordat de kosten van de aansluiting van de windparken op zee worden
verrekend in de nettarieven van alle Nederlandse aangeslotenen, dit betekent dat de
prijs van elektriciteit uit windenergie lager is dan wanneer de kosten via een producententarief
in de elektriciteitskosten zelf zouden worden verrekend? Betekent dit ook dat bij
export van elektriciteit naar omliggende landen, deze landen daar een onterecht voordeel
bij hebben? Is dit reden om de kosten van de elektriciteitsinfrastructuur op zee in
de elektriciteitskosten zelf te verwerken (zodat ook verbruikers in andere landen
meebetalen aan de kosten van energie-infrastructuur in Nederland)?

Antwoord 10

Ja, voor een deel is dat juist. De invoer van een producententarief zou leiden tot
hogere kosten voor windparken op zee. Een impact op de prijs van de elektriciteit
geproduceerd door windparken op zee is mogelijk, maar de mate waarin dit zou gebeuren
is onzeker, omdat individuele producenten niet altijd hun eigen verkoopprijs kunnen
bepalen, maar onderdeel zijn van een concurrerende elektriciteitsmarkt.

Uit een studie van CE Delft naar de impact van producententarief blijkt dat hoogstwaarschijnlijk
slechts een relatief marginaal deel van de netkosten effectief neergelegd kan worden
bij buitenlandse partijen. Dit heeft ook te maken met Europese beperkingen op de hoogte
van het invoertarief. CE Delft schat in dat, voor zover Nederlandse producenten het
invoedtarief kunnen meenemen in hun prijszetting, zij daarmee in 2030 € 22–37 miljoen
euro per jaar aan netkosten indirect bij buitenlandse partijen in rekening zouden
kunnen brengen. Dit is het deel van de Nederlandse netkosten dat niet (direct of indirect)
door Nederlandse aangeslotenen betaald hoeft te worden. Vergeleken met de verwachte,
totale jaarlijkse elektriciteitsnetkosten van 10,1 miljard in 2030 gaat het dan om
minder dan een half procent.

Er zijn ook grote nadelen aan een producententarief. Voor nieuwe windparken geldt
dat zij deze zouden betrekken bij hun tenderbod. Dat zou kunnen leiden tot minder
opbrengsten voor de veiling van de kavel, meer noodzaak voor subsidie in enige vorm
of het uitblijven van een bod. De invoering van een producenten tarief raakt mogelijk
het tempo van de huidige uitrol van wind op zee en de haalbaarheid van toekomstige
windenergieprojecten.

Om te borgen dat ook op langere termijn de kosten en baten van nieuwe infrastructuurprojecten
op zee eerlijk worden verdeeld, werkt het kabinet samen met netbeheerders, andere
lidstaten en de Europese Commissie aan afspraken over kostenverdeling bij grensoverschrijdende
projecten, o.a. binnen de North Seas Energy Cooperation (NSEC). In het Windenergie
Infrastructuurplan Noordzee (WIN) zal worden ingegaan op de mogelijkheden voor nieuwe
interconnectoren met buurlanden waarbij de verdeling van de kosten en baten hiervan
nauwkeurig wordt afgewogen.

Vraag 11

Hoe beoordeelt u de volgende observatie in het IBO: «Een belangrijke eerste observatie
is dat in de huidige beleidsvorming voornamelijk scenario’s worden gebruikt die gebaseerd
zijn op een technische optimalisatie van vraag en aanbod binnen het energie- of elektriciteitssysteem.
Er wordt echter in beperkte mate rekening gehouden met de rol, ontwikkeling en de
kosten van de (elektriciteits-) infrastructuur. Als de infrastructurele dimensie integraal
zou worden meegenomen, wordt de complexiteit weliswaar groter, maar komen de volledige
systeemeffecten en -kosten wel eerder en beter in beeld»? Bent u het met deze observatie
eens en wat betekent dit voor het NPE?

Antwoord 11

Het kabinet onderschrijft deze observatie. In de beleidsvorming wordt gebruik gemaakt
van inzichten uit verschillende scenario’s, waaronder optimalisatiestudies. In een
deel van de optimalisatiestudies wordt geoptimaliseerd op totale systeemkosten, waarbij
naast vraag en aanbod ook overige systeemcomponenten zoals infrastructuur, flexibiliteit
en opslag worden meegewogen evenals afwegingen buiten de elektriciteitsketen. Het
recente zicht op hoge kosten van elektriciteitsinfrastructuur maakt dat deze component
in de optimalisatie belangrijker wordt; dit vraagt een hernieuwde kritische blik op
de modellering ervan. Toekomstige scenariostudies zullen uitwijzen in hoeverre deze
actuele inzichten leiden tot wijzigingen in verwachte uitkomsten. Bij de actualisatie
van het NPE in 2026 beoogt het kabinet gebruik te kunnen maken van geactualiseerde
scenario’s die een aangescherpt beeld geven van de totale systeemkosten.

Vraag 12

Klopt het dat «TenneT voor de opgave van 21 GW reeds financiële verplichtingen is
aangegaan en dat een substantieel deel van de investeringsopgave van 88 miljard euro
dus al vast ligt en niet gewijzigd kan worden»? Welk deel van de 88 miljard euro ligt
financieel al vast?

Antwoord 12

TenneT krijgt in het ontwikkelkader windenergie op zee opdracht van het kabinet voor
de ontwikkeling van het net op zee. De doorlooptijd van de realisatie van de infrastructuur
die TenneT aanlegt voor een windpark is lang. Dit is langer dan het bouwen van het
windpark zelf. Daarom starten deze investeringen voordat een tender voor een windpark
wordt gestart. Daarbij geldt dat het hier een markt betreft waar maar een beperkt
aantal partijen deze complexe infrastructuur kan realiseren. TenneT heeft daarom al
ruim voor het opleveren van het net op zee contracten afgesloten voor de bouw en aanleg
van de verschillende onderdelen van het net op zee, zoals de platforms op zee en de
kabels. Dit heeft TenneT voor de gehele 21 GW (inclusief LionLink) en Doordewind II
inmiddels gedaan. De totale investeringskosten hiervoor bedragen circa 42 miljard
euro. Een deel van dit bedrag is al daadwerkelijk geïnvesteerd, voor een ander deel
zijn contracten aangegaan die alleen tegen substantiële kosten kunnen worden geannuleerd.
Naast deze kosten leidt annuleren er ook toe dat het betreffende net op zee niet ontwikkeld
wordt.

Vraag 13 en 14

Hoe beoordeelt u de volgende stellingname in het IBO: «Andere systeemkeuzes, zoals
meer kernenergie in plaats van windenergie op zee, leiden volgens een eerste inschatting
niet tot lagere systeemkosten. Ze kunnen wenselijk zijn vanwege andere publieke belangen,
zoals leveringszekerheid»? Waarop is deze inschatting gebaseerd? Deelt u de mening
dat deze inschatting niet meer is dan een grove inschatting en meer onderzoek verdient
dan deze inschatting?

Deelt u de mening dat een inschatting welke rol kernenergie kan spelen in meer kostenoptimale
energiesysteemkeuzes die gebaseerd is op a) één scenario uit het Energie Transitie
Model (ETM), b) op basis van het II3050-scenario Nationaal Leiderschap, c) waarbij
het ETM-model geen gedetailleerde netwerktopologie van het Nederlandse elektriciteitsnetwerk
bevat (!), en d) de kostenkentallen zijn gebaseerd uit het rapport Net voor de toekomst
uit 2017 (!), verre van robuust is en niet gebruikt kan worden om harde conclusies
te trekken over de rol van kernenergie in de energiemix?

Antwoord 13 en 14

Het kabinet onderschrijft de stelling in het IBO dat met de huidige kennis er niet
gezegd kan worden dat andere systeemkeuzes leiden tot een significant ander beeld
van de totaalkosten. Tegelijkertijd onderschrijft het kabinet de constatering in het
IBO dat dit slechts een eerste inschatting is en nader onderzocht moet worden. Binnen
de opdracht en het tijdpad van het IBO was evenwel zeer beperkt de tijd om de impact
van andere systeemkeuzes, zoals een grotere rol van kernenergie in het energiesysteem
op de totale systeemkosten in detail te analyseren. Voor het energiesysteem als geheel
start het kabinet het eerdergenoemde kennisprogramma. Specifiek voor de vraag over
kernenergie wordt verwezen naar het antwoord op vraag 15.

Vraag 15

Bent u bereid alsnog robuuste analyses te laten maken over de rol van kernenergie
(inclusief SMRs geplaatst bij industrieclusters) in een kostenoptimaal energiesysteem
waarbij de meest recente inzichten ten aanzien van de kosten van elektriciteitsinfrastructuur
zijn meegenomen?

Antwoord 15

Het kabinet deelt de mening dat het verstandig is om aanvullend onderzoek te doen
naar de rol van kernenergie, inclusief Small Modular Reactors (SMR’s) bij industrieclusters,
in het licht van een kostenoptimaal energiesysteem. Hierover loopt op dit moment een
omvangrijke studie bij TNO met de vraag hoe kernenergie – zowel grootschalige centrales
als SMR’s – bijdraagt aan de systeemkosten, inclusief de benodigde infrastructuur.
In deze studie wordt specifiek gekeken naar onderliggende kostencomponenten, waaronder
investeringen in infrastructuur, flexibiliteitsbehoeften en elektrificatie in de gebruikssectoren.
Aanvullend worden er gevoeligheidsanalyses uitgevoerd, onder andere op investeringskosten,
infrastructuurkosten en kosten van flexibiliteitsopties. De resultaten van deze studie
verwacht ik dit najaar.

Daarnaast wordt binnen het Programma Energiehoofdstructuur (PEH2) gewerkt aan een
analyse van de impact van de locatiekeuze van aanvullende kerncentrales (centrale
3 en 4) op de energie-infrastructuur. Stationsimpact van SMR’s wordt eveneens meegenomen.
De tussenresultaten hiervan worden meegenomen in de hoofdlijnenbrief die voor 2026
is voorzien. Daarna vindt nog een milieueffectanalyse plaats en vaststelling van PEH2
volgt in 2028. Inzichten van zowel de systeemstudie als het onderzoek in PEH2 worden
meegenomen bij het maken van keuzes over de inrichting van het toekomstige energiesysteem.

Vraag 16

Klopt het dat de berekeningen voor het aandeel hybride en all-electric warmtepompen
in het energiesysteem zijn gebaseerd op de aanname dat er 2 miljard m3 aan groen gas en waterstof beschikbaar is in 2050 als klimaatneutrale gassen in de
gebouwde omgeving (Startanalyse, ASA2025)? Klopt het dat bij een hoger volume beschikbare
klimaatneutrale gassen in 2050 het aandeel hybride warmtepompen stijgt en dat dit
tot lagere energiesysteemkosten leidt? Is het daarom verstandig beter te onderzoeken
of een hoger aandeel klimaatneutrale gassen en hybride warmtepompen tot lagere energiesysteemkosten
leiden?

Antwoord 16

Het PBL gaat in de startanalyse inderdaad uit van beschikbaarheid van 2 miljard m3 aan klimaatneutrale gassen, waarvan 0,5 miljard m3 gereserveerd is voor een bijdrage aan warmtenetten. Daarbij geeft het PBL aan dat
de beschikbaarheid en kosten van de klimaatneutrale gassen voor de gebouwde omgeving
zeer onzeker zijn. PBL concludeert dat inzet van deze gassen – groen gas en/of waterstof
– in de gebouwde omgeving deels goedkopere oplossingen biedt dan alternatieven. Deze
uitkomsten zijn gevoelig voor aannames over de (onzekere) prijs van klimaatneutrale
gassen en voor de mate van isolatie. PBL geeft in de gevoeligheidsanalyse aan dat
bij hogere prijzen voor klimaatneutrale gassen of betere isolatie de hybride oplossing
minder vaak tot de laagste nationale kosten leidt. Bij isolatie tot schillabel B+
leidt bijvoorbeeld de hybride oplossing bijna nergens meer tot de laagste nationale
kosten. Bij hoge marktprijzen voor klimaatneutrale gassen (3 euro per m3) treedt eenzelfde effect op. Hiernaast is de scope van de startanalyse begrensd tot
de gebouwde omgeving waardoor vanuit de startanalyse geen zicht kan worden gegeven
op de effecten op kosten elders in het systeem.

Tegelijk constateert het PBL in zijn trajectverkenning klimaatneutraal uit 2024 (TVKN)
dat vanuit een systeemperspectief de inzet van brandstoffen uit biogrondstoffen en
waterstof – vanwege beperkte overall beschikbaarheid – daar zou moeten plaatsvinden
waar nauwelijks alternatieven zijn. De TVKN-trajecten schetsen daarom vaak juist een
lagere inzet van klimaatneutrale gassen in de gebouwde omgeving, zodat met inzet van
de beschikbare biogrondstoffen en waterstof op andere plaatsen in het systeem kosten
bespaard kunnen worden. De beschikbaarheid en prijs van duurzame biogrondstoffen en
waterstof vormen grote onzekerheden richting het toekomstige energiesysteem die de
systeemkosten behoorlijk kunnen beïnvloeden. Inzet op het ontsluiten van klimaatneutrale
gassen is daarom no-regret, maar te sterke verwachtingen over de mogelijkheden kunnen
leiden tot onderontwikkeling van andere sporen. Het kabinet houdt in zijn planvorming
oog voor nieuwe inzichten ten aanzien van biogrondstoffen en waterstof en zal waar
relevant de koers daarop aanpassen. Vanwege de onzekerheden in beschikbaarheid en
prijsvorming van klimaatneutrale gassen is het uitgangspunt voor de gebouwde omgeving
om te starten bij wijken waar het alternatief duidelijk is of waar een andere reden
is om te beginnen, zoals een bewonersinitiatief of vervangingsmoment.

Vraag 17

Hoe voorkomt u dat er nog lang gepraat wordt over het beperken van de stijging van
netkosten, maar dat concrete maatregelen, zoals het introduceren van een tarievenstelsel
dat netbewust gedrag (zoals netbewust laden van de elektrische auto) worden gestimuleerd?
Hoe gaat u deze stappen snel afdwingen, zodat we daadwerkelijk miljarden euro’s aan
netverzwaringen kunnen uitsparen?

Antwoord 17

Het kabinet heeft in reactie op het IBO een beleidsagenda uiteengezet die bestaat
uit: (1) betere benutting van het net; (2) het verlagen van de energierekening en
het anders verdelen van de netkosten en (3) het stroomlijnen van de besluitvorming.

In nauwe samenwerking met alle betrokken partijen, in het bijzonder de netbeheerders,
ACM en medeoverheden, zal de prioriteit blijven liggen bij betere benutting van het
net. In het LAN worden veel van deze maatregelen ontwikkeld. Zo kunnen we sneller
de wachtrij verkleinen en op termijn de kosten dempen.

Dit vergt een omvattende aanpak om zoveel mogelijk te besparen. Er is geen sprake
van een keuzemenu. Het kabinet heeft daarom alle maatregelen voor betere benutting
van het net uit het IBO integraal overgenomen. Het kabinet onderzoekt bijvoorbeeld
samen met de ACM en de netbeheerders of het elektriciteitsnet zwaarder belast kan
worden. Dit biedt ruimte voor veel nieuwe en zwaardere aansluitingen en besparingen
op de investeringsopgave maar zal moeten worden afgewogen tegen een hoger storingsrisico.
Het kabinet zal in de Voortgangsrapportages LAN betere benutting monitoren, bijvoorbeeld
ten aanzien van het aantal contracten dat is afgesloten en hoeveel megawatt aan flexibiliteit
hiermee is ontsloten. Met de netbeheerders is er overleg op welke wijze deze monitoring
kan worden uitgebreid. Ook worden netbeheerders op grond van de nieuwe Energiewet
verplicht om in de investeringsplannen ook de inkoop van flexibiliteitdiensten op
te nemen die uitbreiding van het net voorkomen of uitstellen. Inkoop van deze diensten
zorgt voor een betere benutting van het net.

Zoals bekend heeft de ACM de exclusieve taak om onafhankelijk de tariefstructuren
en de hoogte van de nettarieven vast te stellen. Het kabinet heeft op dit vlak dus
geen bevoegdheden. Wel is het kabinet regelmatig in gesprek met ACM over de nettarievenstructuur
en de wijze waarop deze de Nederlandse energiemarkt beïnvloedt en impact heeft op
de energie- en klimaatdoelstellingen of specifieke categorieën van afnemers raakt,
die een rol hebben bij het behalen van de energie- en klimaatdoelstellingen, zoals
de industrie, batterijen, elektrolysers en huishoudens. Ook oefent het kabinet wel
indirect invloed uit op de (hoogte van de) netkosten en daarmee uiteindelijk ook op
de nettarieven. Bijvoorbeeld via de eerdere verleende subsidie aan TenneT, de inzet
op zwaardere benutting van het elektriciteitsnet, meer ruimtelijke sturing, en andere
beleidsopties die in de kabinetsreactie op het IBO uiteen zijn gezet.

Voor de volledigheid merkt het kabinet ook op dat zowel de nettarievenstructuur voor
elektriciteit als de aansluit- en transportvoorwaarden van netbeheerders voor elektriciteit
in beweging zijn. Veel maatregelen om de netkosten te beperken zijn al genomen of
worden binnenkort uitgevoerd. Sinds april 2024 bieden netbeheerders immers al zogenaamde
non-firm aansluit- en transportovereenkomsten aan, waarbij in congestiegebieden netgebruikers
een flexibel contract kunnen afsluiten in ruil voor korting op de nettarieven. Ook
wordt dit jaar het zogenaamde «tijdsduurgebonden transportrecht» ingevoerd op het
net van TenneT, dat een netgebruiker een vast recht op transport geeft gedurende 85%
van de tijd, opnieuw in ruil voor korting op de nettarieven. Een eerste contract met
een grootschalige batterij-exploitant is reeds gesloten. Een ander, nieuw, zogenaamd
«tijdsblokgebonden» transportrecht wordt sinds april 2025 aangeboden en geeft netgebruikers
het recht op transport binnen met de netbeheerder afgesproken tijdsblokken. Op 1 januari
2025 zijn daarnaast al tijdsgebonden tarieven voor TenneT ingegaan, waarbij het geldende
nettarief deels afhankelijk wordt van het moment van dag. Ook is de verwachting dat
ACM in 2025 een besluit ook een besluit neemt over de groepstransportovereenkomst,
waarna de netbeheerders deze in de tweede helft van 2025 kunnen gaan aanbieden. Vooruitlopend
hierop wordt in de praktijk op kleine schaal ervaring opgedaan met deze contractvorm.
Tot slot werken netbeheerders aan een voorstel voor tijd- en verbruiksafhankelijke
nettarieven voor kleinverbruikers van elektriciteit dat zij eind 2025 bij de ACM indienen.
Inzet is dat het gewijzigde nettarief in 2028 in werking treedt. Het kabinet kijkt
hoe zij de invoering van dit tijd- en verbruiksafhankelijke nettarief kan ondersteunen.