31 510
Energierapport 2008

nr. 2
LIJST VAN VRAGEN EN ANTWOORDEN

Vastgesteld 29 september 2008

De vaste commissie voor Economische Zaken¹ heeft een aantal vragen voorgelegd aan de minister van Economische Zaken over de brief van 18 juni 2008 inzake het Energierapport 2008 (Kamerstuk 31 510, nr. 1).

De minister van Economische Zaken heeft deze vragen beantwoord bij brief van 29 september 2008. Vragen en antwoorden zijn hierna afgedrukt.

De voorzitter van de commissie,

Tichelaar

Adjunct-griffier van de commissie,

De Veth

1

In hoeverre worden door het programma Duurzaam Inkopen de diverse overheidsinstanties gestimuleerd om nieuwe veelbelovende maar nog niet altijd goed concurrerende alternatieven op energiegebied in te kopen?

Binnen het programma Duurzaam Inkopen wordt gebruik gemaakt van duurzaamheidscriteria. Deze worden geformuleerd als eisen, dan wel wensen, die bij de aanbesteding aan de leveranciers c.q. hun producten worden gesteld. Eisen zijn bedoeld als een zogenoemd «knock-out-criterium», terwijl het voldoen aan wensen voor de betreffende aanbieder extra punten kan opleveren bij de gunning. Over het gebruik van deze duurzaamheidscriteria zijn afspraken gemaakt met de verschillende overheden. Het Rijk heeft daarbij aangegeven in 2010 bij 100% van de inkopen de criteria te zullen hanteren; de gemeenten houden 75% aan en de provincies en waterschappen 50%. Provincies en gemeenten willen in 2015 voor 100% duurzaam gaan inkopen. De criteria worden opgesteld door SenterNovem, die daarbij uitgaat van wat de koplopers binnen een bepaalde productgroep kunnen leveren. Ten aanzien van aanbestedingen op energiegebied betekent dit, dat criteria toegesneden zijn op de meest duurzame alternatieven, waarbij niet alleen gelet wordt op aanschafkosten, maar ook op de kosten van gebruik en die in de afdank- en verwerkingsfase. Overigens worden aan inkopers bij overheidsinstanties trainingen gegeven over de wijze waarop met de duurzaamheidscriteria omgegaan dient te worden.

2

In het energierapport worden verschillende scenario’s geschetst, de keuze van het kabinet is om alle opties open te laten. Op welk moment maakt het kabinet wel een keuze voor één van, of een combinatie van de verschillende opties?

In het Energierapport worden drie beelden geschetst van de mogelijke elektriciteitsvoorziening in 2050. Deze beelden laten zien dat op verschillende manieren een duurzame elektriciteitsvoorziening kan worden gerealiseerd en dat veel afhankelijk is van onder andere technologische ontwikkelingen en (markt)ontwikkelingen in de landen om ons heen. Het kabinet stelt doelen en randvoorwaarden, stimuleert de ontwikkeling van schone en slimme technologieën en ontmoedigt het gebruik van verouderde en vuile technologieën. Het is aan marktpartijen om binnen dat kader technologieën te kiezen en te investeren. Het kabinet maakt nu geen keuze voor bepaalde technologieën en zal dat ook in de nabije toekomst niet doen. De elektriciteitsvoorziening in 2050 vloeit niet voort uit een keuze van dit kabinet, maar zal het resultaat zijn van de investeringsbeslissingen van ondernemers en consumentengedrag.

3

Als het beleid blijft zoals het nu is en het kabinet niet kiest voor één specifiek scenario, welk scenario komt dan het meest in de buurt van de werkelijkheid?

Het kabinet kan niet voorspellen hoe de elektriciteitsvoorziening in 2050 er uit zal zien en dus ook niet aangegeven welke van de drie geschetste beelden – of eencombinatie daarvan – voor 2050 de werkelijkheid het dichtst zal benaderen. Er is op dit moment geen sprake van een dominante ontwikkeling richting één van de drie beelden. Er zijn investeringsplannen voor kolencentrales met CCS, passend bij het beeld van Nederland als Powerhouse. Maar er wordt ook fors geïnvesteerd in een flexibele gasvoorziening en windenergie zoals geschetst in het beeld van Nederland als Energieflexwerker. En de toepassing van micro-WKK, zon-PV en slimme meters, zoals geschetst in het beeld van Nederland als Smart Energy City, neemt ook toe.

4

Kunnen de doelen van Schoon en Zuinig binnen alle scenario’s uit het energierapport worden gehaald?

Ja. 20% duurzame energie in 2020, 2% energiebesparing per jaar en een reductie van de CO₂-uitstoot met 30% in 2020 ten opzichte van 1990 indien er mondiale klimaatafspraken komen, is te verenigen met de beelden die in het Energierapport zijn geschetst voor de elektriciteitsvoorziening in 2050. Anders gezegd: elk van de geschetste beelden – of een combinatie van elementen daarvan – zal alleen worden gerealiseerd voor zover het past binnen de doelen en randvoorwaarden die de overheid heeft gesteld voor ondermeer voor CO₂-reductie, energiebesparing en duurzame energie.

5

Welk (aanvullend) beleid is nog nodig om te zorgen dat WKK, volgens het ECN rendabel, zo optimaal mogelijk wordt benut?

Voor een optimale benutting van de volgens ECN rendabele WKK is het van belang dat WKK goede toegang heeft tot het elektriciteitsnet. Over de aansluitproblematiek ontvangt u, conform uw verzoek, een separate brief vóór het debat van 6 oktober.

6

Het kabinet streeft naar het verdubbelen van de benutting van de restwarmte. Is deze verdubbeling voldoende om de doelen van Schoon en Zuinig te halen? Zo nee, wat is dan wel voldoende?

Verdubbelen van de benutting van restwarmte is slechts één van de maatregelen uit het Energierapport waarmee wordt bijgedragen aan het realiseren van de doelen van Schoon en Zuinig. Het Energierapport bevat nog veel meer maatregelen net als het werkprogramma Schoon en Zuinig. Het volledige pakket aan maatregelen in Schoon en Zuinig zal leiden tot het halen van de doelstellingen.

7

Momenteel verkent het kabinet de mogelijkheden van de ontwikkeling van CSP. Wat is de stand van zaken met betrekking tot die contacten met landen rond het Middellandse zeegebied?

Er is nog geen concrete voortgang te melden ten aanzien van Concentrated Solar Power (CSP) in de contacten met individuele landen rond de Middellandse zee. Wel zal het Franse voorzitterschap tijdens de aanstaande Energieraad in Luxemburg van 10 oktober as. een update geven van het zogenaamde Plan Solaire in het kader van de in maart jl. opgerichte Unie voor de Mediterrane regio, zie ook mijn antwoorden op de schriftelijke vragen van de leden Van der Ham en Duijvendak van 29 mei jl. (Tweede Kamer, vergaderjaar 2007–2008, Aanhangsel 2892).

8

Welke bijdrage dient offshore windenergie te leveren aan het behalen van de duurzame energie doelstelling van Nederland in 2020?

Er is een doelstelling 20% duurzame energie in 2020, waarvoor de elektriciteitsproductie in 2020 ongeveer voor 35% uit duurzaam moet bestaan. Aandeel wind op zee in de duurzame elektriciteit is circa 13,5% wat ongeveer neerkomt op 5500 MW. Zoals bekend is het de ambitie om 6000 MW wind op zee te realiseren. Deze cijfers vormen onderdeel van de onderbouwing van het werkprogramma Schoon & Zuinig.

9

Hoeveel dient de productie van offshore windenergie jaarlijks te groeien om de 2020 doelstelling te halen en in hoeverre is dit groeipad realistisch, ook met betrekking tot de doelstelling voor 2011, die slechts 450 MW is?

Er zal een forse productiegroei moeten plaatsvinden om vanaf 2011 bovenop de gerealiseerde 228 MW en de te committeren 450 MW de doelstelling te halen in 2020. Hoe dit jaarlijks groeit valt pas aan te geven, als er een besluit wordt genomen over de wijze, waarop de beschikbare ruimte over initiatiefnemers wordt verdeeld. Indien wordt gekozen voor het in één keer uitgeven van grote kavels van bijvoorbeeld 2000 MW per initiatiefnemer om in tien jaar tijd vol te bouwen, ontstaat er een ander tijdpad dan wanneer jaarlijks één of twee kleinere kavels worden uitgegeven tot 2020. De uitwerking van deze vraagstukken (en alternatieven) vindt momenteel in een interdepartementale werkgroep plaats. In het tweede kwartaal van 2009 hoop ik u daar meer over te kunnen melden.

10

Hoe lang duurt het gemiddeld om in Nederland een vergunning te verkrijgen voor een offshore windpark en op welke wijze kunnen de procedures voor het verkrijgen van deze vergunningen worden vereenvoudigd?

Voor de beantwoording van deze vraag verwijs ik naar de reactie op het rapport Zeekracht, waarom u mij heeft verzocht en welke u voor het notaoverleg van 6 oktober a.s. toegestuurd zal worden. In de genoemde interdepartementale werkgroep (zie het antwoord op vraag 9) zal ook worden uitgewerkt, hoe de maximale samenhang kan worden geborgd tussen het verkrijgen van subsidie en het verkrijgen van een vergunning.

11

In hoeverre heeft het te realiseren van een «stopcontact op zee» betrekking op de windparken op zee die in de zogeheten «2e ronde» (tot 2011) gerealiseerd gaan worden? Hoeveel meer MW windenergie op zee (boven op de 2011 doelstelling van 450 MW) kan met een «stopcontact op zee» in de 2e ronde gerealiseerd worden, uitgaande van het vastgestelde SDE budget?

Het onderzoek naar de mogelijkheden om de verantwoordelijkheid voor de netaansluiting van windparken op zee over te dragen aan TenneT, dat naar aanleiding van de motie-Samsom (Kamerstukken 31 239, nr. 17) is gestart, is eind dit jaar gereed. Dan zal blijken, of en zo ja hoe socialisering van de infrastructuurkosten kan worden gerealiseerd.

Ik heb in het debat van 1 juli jl. aangegeven dat het heel goed mogelijk is dat vergunningen van verspreid liggende windparken op verschillende afstanden van de kust meedoen met de SDE-tender. Een stopcontact op zee kan dit niet oplossen. Tevens is de kans zeer gering dat een eventuele wijziging van de Elektriciteitswet 1998 om TenneT bevoegd te maken voor de infrastructuur op zee in werking zal treden voordat de eerstvolgende SDE-tender voor wind op zee start. Wel zal ik bezien of het mogelijk is om de benodigde infrastructuur buiten deze tender te houden, om in een later stadium – als duidelijk is of TenneT inderdaad de wettelijke verantwoordelijkheid voor het aansluiten van windparken op ze krijgt – hiervoor een oplossing te vinden.

Er kunnen geen exacte cijfers worden gegeven omtrent het aantal MW dat in geval van socialisering van de kabelkosten bij een gelijkblijvend SDE-deelbudget kan worden gerealiseerd. De ECN-ramingen zullen pas eind dit jaar herzien zijn en de invloed van prijsstijgingen (energie, maar ook staal en koper) kan erg groot zijn. Voorts maakt het bij het bepalen van de impact van de kabelkosten op het totale windpark nogal uit hoe ver dat park uit de kust ligt – gemiddeld gesproken zijn deze kosten 10% van de totale investering. Gelet op alle onzekerheden zou er tussen 10% en 20% meer MW kunnen worden gecommitteerd na socialisering van de infrastructuurkosten. Mochten de prijsontwikkelingen erg tegen vallen, dan zou dat minder kunnen zijn.

12

In hoeverre wordt in de SDE-tender voor offshore windparken rekening gehouden met de extra kosten ten aanzien van afstand tot de kust en waterdiepte? Met andere woorden in hoeverre wordt hiermee een gelijk speelveld voor offshore windenergie gerealiseerd?

Zoals in het debat op 1 juli jl. is aangegeven, heb ik overwogen hiermee rekening te houden. Kort na dit debat heb ik bij alle initiatiefnemers van windparken op zee, die mogelijk een Wbr (Wet beheer rijkswaterstaatwerken)-vergunning zullen aanvragen bij V&W, geconsulteerd wat zij van deze overweging vinden. Een meerderheid van deze partijen is tegen een compensatie voor afstand. Aangezien in mijn optiek de argumenten voor en tegen deze afstandcompensatie elkaar in evenwicht houden, geeft deze reactie voor mij de doorslag om deze afstandcompensatie niet mogelijk te maken in het Besluit SDE, dat inmiddels aan u is voorgelegd.

Voor alle duidelijkheid wil ik benadrukken, dat het onmogelijk is een volledig gelijk speelveld te bieden aan alle deelnemers: naast de kosten van afstand (diepte, kabellengte en vaarafstand) spelen immers ook andere locatiespecifieke omstandigheden (bodemgesteldheid, windkarakteristieken) en schaalgrootte een rol. Hooguit kan het speelveld iets minder ongelijk worden gemaakt.

13

Op welke wijze kan een zogeheten offshore supergrid bijdragen aan het behalen van de duurzame energie doelstelling van Nederland in 2020?

In het Energierapport is vermeld dat er ideeën bestaan over een Europees supergrid, waardoor energiesystemen in Europa en bijvoorbeeld ook Noord Afrika met elkaar verbonden kunnen worden. Op dit moment wordt in EU-verband onderzoek gedaan naar de wenselijkheid en de mogelijkheid van zo’n supergrid. Daarbij wordt ook bekeken in hoeverre een supergrid kan bijdragen aan het realiseren van de Europese doelstellingen voor duurzame energie. Gelet op de voorfase waarin de ontwikkelingen zich momenteel bevinden zal een supergrid (noch offshore noch onshore) niet voor 2020 gerealiseerd zijn. Een supergrid zal daarom ook niet bijdragen aan het behalen van de duurzame energie doelstelling van Nederland in 2020.

14

Bij welk percentage niet goed regelbare productie-eenheden (kolen en/of kernenergie) is het opslaan van elektriciteit onvermijdelijk?

Omdat de elektriciteitsvraag in de tijd niet constant is, is het niet mogelijk om alleen door middel van niet goed regelbare productie-eenheden in de vraag te voorzien. Er is flexibiliteit nodig om ervoor te zorgen dat vraag en aanbod goed in evenwicht kunnen blijven. Er kan op verschillende manieren in die flexibiliteit worden voorzien. Dit kan door de inzet van flexibele productie-eenheden zoals gasgestookte centrales, door het flexibiliseren van de vraag via bijvoorbeeld «demand response», door fluctuaties op te vangen via import of export van elektriciteit of door middel van centrale (bijvoorbeeld waterbassins) of decentrale (bijvoorbeeld auto-accu’s) energie-opslag. De vraag of opslag van elektriciteit nodig is in een systeem met relatief veel niet-regelbaar productie-vermogen zal daarom afhangen van de mate waarin andere flexibiliteitsopties beschikbaar zijn en worden benut. Een vast percentage kan daarom niet worden gegeven. Verwezen zij ook naar de studie waaruit blijkt dat een vermogen van 10 000 MW windenergie in het elektriciteitssysteem kan worden ingepast zonder dat elektriciteitsopslag nodig is (Kamerstukken 29 023 en 28 240, nr. 49).

15

Indien CCS daadwerkelijk een veilige en betrouwbare mogelijkheid wordt, hoeveel CO₂ kan dan op Nederlands grondgebied worden opgeslagen? En wat is het percentage CO₂-uitstoot dat Nederland tot 2050 op die manier kan reduceren?

EZ en NOGEPA (de associatie van de in Nederland actief werkzame olie- en gas producenten) voerden dit voorjaar gezamenlijk een studie uit naar het offshore potentieel voor CO₂-opslag. De studie¹ concludeert dat 1) in praktische termen offshore maximaal ca. 800 Mt CO₂ kan worden opgeslagen in (uitgeproduceerde) gasvelden en dat 2) bij een perfecte aansluiting tussen vraag en aanbod van CO₂-opslag, offshore maximaal 20 Mt CO₂/jaar gedurende 40 jaar kan worden geïnjecteerd in de offshore gasvelden.

Het Energierapport geeft een raming van het theoretische CO₂-opslagpotentiel in Nederland, verdeeld naar offshore gasvelden en onshore gasvelden (buiten het Groningen veld). Het onshore potentieel ligt in dezelfde orde als het offshore opslagpotentieel. Het aandeel van CCS in de totale CO₂-reductie richting 2050 zou bij 40 Mt/jaar CCS ongeveer 25 tot 30% bedragen. Het is wel belangrijk dat wij ons realiseren dat 40 Mt/jaar in de periode tot 2050 als een maximum moet worden beschouwd, dat wil zeggen zonder inachtneming van beperkingen van economische, juridische aard of ruimtelijke ordening/alternatief gebruik.

16

Wanneer is een wetswijziging voor een «stopcontact op zee» gereed? Is dat nog voor de realisatie van de eerstvolgende windparken op zee?

Ik verwijs u naar het antwoord op vraag 11. Normaal gesproken duurt een traject van wetswijziging ongeveer twee jaar – soms is dat langer, soms is dat korter. Gerekend vanaf eind dit jaar als het project «Kabel op zee» gereed is, zal dat dus rond de jaarwisseling van 2010/2011 zijn. Aangezien de tender uiterlijk start in november 2009 en in maart 2010 tot een financiële beschikking leidt, zal dat niet lukken. De daadwerkelijke realisatie van het windpark (of windparken) zal ongeveer vier jaar na financiële verplichting zijn. Indien de Kamer een eventueel voorstel tot wijziging van de Elektriciteitswet 1998 steunt, dan zal de wetswijziging eerder van kracht zijn dan de realisatie van de windparken. Bij start van de tender zal ik evenwel moeten aangeven welke kosten onderdeel van de bieding moeten zijn. Gezien het geschetste tijdpad zal in de tenderprocedure hoogstwaarschijnlijk nog geen rekening gehouden kunnen worden met een eventuele financiering van de aansluiting via TenneT.

17

Wat is de reactie van het kabinet op de stelling van de AER, die zegt dat meer wind op zee leidt tot een lagere basislast en meer flexibel vermogen? Is het juist dat kolencentrales volgens de AER voor dit flexibel vermogen zouden moeten gaan zorgen en dat in de visie van de AER meer wind op zee uiteindelijk zou leiden tot meer kolencentrales? Is er geen andere oplossing? Of leidt meer wind op zee uiteindelijk tot meer opslag van stroom?

In het Energierapport is aangegeven dat de flexibiliteit van de elektriciteitsvoorziening moet worden vergroot, onder andere vanwege de toename van windenergie. Eén van de mogelijkheden om de flexibiliteit te vergroten is de toepassing van kolenvergassing. Bij een hoge vraag naar elektriciteit kan met kolengas elektriciteit worden gemaakt. Bij een lage vraag naar elektriciteit of een hoog aanbod van elektriciteit uit duurzame bronnen zoals windenergie kan het geproduceerde kolengas aan het gassysteem worden geleverd. Een kolenvergassingscentrale kan zodoende op vollast blijven functioneren en tegelijkertijd voorzien in flexibiliteit. De AER pleit in haar briefadvies «Waterstof uit kolen» van 2 september jl. voor de toepassing van kolenvergassing (in combinatie met CCS) om te voorzien in de behoefte aan flexibiliteit, die mede ontstaat bij een toename van het aanbod van windenergie.

Zoals in het antwoord op vraag 14 is aangegeven zijn er naast de toepassing van kolenvergassing ook andere mogelijkheden om de flexibiliteit te vergroten. In het Energierapport is aangegeven dat het kabinet langs verschillende lijnen de vergroting van de flexibiliteit stimuleert. Het is uiteindelijk aan marktpartijen om te kiezen voor de bouw van een kolenvergasser, systemen voor elektriciteitsopslag of andere technieken die de flexibiliteit vergroten.

18

Kan het kabinet reageren op de stelling van ECN, dat met het huidige beleid de doelstelling van 20% duurzame energie in 2020 niet gehaald zal gaan worden? Waarom klopt dit niet?

Het ECN en het toenmalige MNP hebben het werkprogramma Schoon & Zuinig september 2007 doorgerekend. In het zogenoemde «EU hoog scenario» bleek het Schoon & Zuinig werkprogramma te leiden tot een aandeel duurzame energie van 17%. Bij de evaluatie in 2010 zal blijken of het Schoon & Zuinig pakket uit het werkprogramma en het beleid waartoe nadien is besloten, voldoende op koers ligt richting een aandeel van 20% in 2020. Indien dit niet het geval blijkt, zal dan besloten moeten worden welke intensiveringen ingezet zullen worden.

19

Hoe kan het kip en ei probleem van CCS doorbroken worden, waarbij de investeringsbeslissing in grote mate lijkt te worden beïnvloed door de toekomstige waarde van emissierechten, die uiteraard nu nog niet bekend is? Kan het kabinet de voor- en nadelen schetsen van een garantiesysteem? Hoeveel zou het kosten om voor alleen met CCS weggewerkte tonnen CO₂ een subsidie te geven? Dus een subsidie naast of bovenop de ETS-prijs? Kunnen de kosten van een dergelijke subsidie worden omgeslagen over de hele energiesector?

De toekomstige waarde van emissierechten is een belangrijke factor voor de rentabiliteit van CCS. Omdat de onzekerheid omtrent deze emissieprijs investeringsbeslissingen negatief kan beïnvloeden, is het voor het versnellen van de toepassing van CCS belangrijk dat deze onzekerheid wordt beperkt. Het beperken van deze onzekerheid kan in de aanloopfase inderdaad met een garantiesysteem van de overheid, maar ook de markt zelf zou deze onzekerheden kunnen beperken (verzekering).

Naast onzekerheid over de ETS-prijs is de onrendabele top in de aanloopfase bepalend voor het versneld kunnen toepassen van CCS. In de aanloopfase zal de ETS-prijs nog niet afdoende zijn om alle kosten van CO₂-afvang, transport en opslag te dekken, maar vanaf 2020 dient CCS wel binnen marktconforme omstandigheden te kunnen worden toegepast.

De komende periode zullen, in samenwerking met de marktpartijen en de initiatiefnemers van de CCS demonstratieprojecten (Noord Nederland en Rotterdam), de verschillende financieringsopties nader onderzocht worden, waarbij onder andere de voor- en nadelen van de verschillende opties en in kaart worden gebracht. Ook de omvang van de onrendabele top en wijze van financiering daarvan zal onderdeel zijn van de uitwerking. De suggestie voor omslaan van de kosten over de hele energiesector zal hierbij worden meegenomen.

In het najaar zal de Kamer geïnformeerd worden over de voortgang en het streven van alle partijen is om de voorstellen voor financiering van de grootschalige CCS demonstratieprojecten in het voorjaar van 2009 uitgewerkt te hebben.

20

Hoe reageert het kabinet op de kritiek dat er geen duidelijke keuze wordt gemaakt, maar alle opties worden opengelaten?

Het kabinet kiest voor een schone, slimme en gevarieerde energievoorziening. Deze keuze komt onder andere tot uitdrukking in de investering van 7 mrd. euro in verduurzaming van de energievoorziening, de krachtige bevordering van innovatieve energieoplossingen via slimme netten en meters en het stimuleren van CO₂-afvang en opslag bij de toepassing van fossiele energiebronnen. Deze inzet van het kabinet zal ertoe leiden dat marktpartijen die investeringen zullen doen die nodig zijn om de transitie naar een duurzame energiehuishouding te bewerkstelligen.

Het kabinet kiest daarnaast ook voor een toekomstvast, kosteneffectief en internationaal georiënteerd energiebeleid. Toekomstvast door opties open te laten, zodat optimaal kan worden ingespeeld op ontwikkelingen waar we nu nog geen weet van hebben. Dit is temeer van belang daar de geschiedenis ons heeft geleerd dat onverwachte gebeurtenissen bepalend zijn voor de ontwikkeling van de energievoorziening. Bijvoorbeeld een oliecrisis, een kernramp, een technologische doorbraak of de vondst van een gasbel. Kosteneffectief door niet als overheid te kiezen voor of tegen bepaalde opties, maar door marktpartijen keuzes te laten maken binnen de randvoorwaarden die op Europees en nationaal niveau door de overheid zijn gesteld. We hebben immers te maken met een geliberaliseerde energiemarkt met overwegend private marktpartijen. En tenslotte ook internationaal georiënteerd, door rekening te houden met het feit dat energiebedrijven en energiemarkten steeds verder internationaliseren. Nederland is geen energie-eiland. Keuzes die in het buitenland worden gemaakt hebben gevolgen voor Nederland en omgekeerd. Dat wat op Nederlandse schaal misschien optimaal is, is vaak op Europees niveau suboptimaal.

21

Is het waar dat het Slochterengas pas tegen 2080 op zal zijn? Zo nee, wanneer dan?

Het huidige winningsplan voor het Groningenveld (ook wel genoemd het Slochterenveld) geeft een prognose voor de winning tot 2040. Afhankelijk van de opbrengstprijs en de operationele kosten kan de winning daarna nog tot 2080 voortduren zoals in de vraag wordt verondersteld. Wel moet worden bedacht dat de geproduceerde volumes in de loop van de tijd en met name vanaf ongeveer 2022 steeds geringer worden.

22

Wanneer is de wetswijziging te verwachten die duurzame energie voorrang geeft bij aansluiting op het net?

Het betreffende wetsvoorstel is ter consultatie aan marktpartijen gezonden. Na verwerking van deze consultatie en na advies van de Raad van State zal het wetsvoorstel begin 2009 aan de Tweede Kamer worden aangeboden.

23

Hoe reageert het kabinet op de stelling van NOGEPA dat de tijdsschema’s van de sluiting van boorplatforms vermoedelijk niet aansluiten bij de CO₂ die onder de grond gestopt moet worden? Is het juist dat er slechts een korte tijd mag zitten tussen de sluiting van een put en het onder de grond brengen van de CO₂? Hoe gaat de regering dit oplossen?

Zie het antwoord op vraag 78.

24

Wie zal de kosten van het onderhoud van de CO₂-opslag op zich nemen? Kan het kabinet daarbij ingaan op de situatie in Noorwegen?

Zie het antwoord op vraag 82.

25

Hoe reageert het kabinet op de stelling van de Gemeente Rotterdam, dat stelt ca. 700 miljoen euro nodig te hebben voor een proef met CCS? Klopt het dat in Noorwegen CCS-projecten geheel door de overheid worden betaald?

Het RCI gaf deze zomer aan dat voor de ontwikkeling van CO₂-infrastructuur en -opslag tussen nu en 2025 in totaal zo’n 2 miljard euro aan investeringen nodig zijn. Voor de grootschalige demonstratieprojecten zou in de periode 2010–2015 grofweg 700 miljoen euro aan investeringen nodig zijn. RCI verwacht dat de rijksoverheid aan de investeringen in de infrastructuur grosso modo 120 miljoen euro bijdraagt. Voor de realisatie van de demonstratieprojecten denkt RCI aan een bijdrage van een derde deel van 400 miljoen euro – circa 150 miljoen euro – van het rijk.

De business case voor CCS die RCI presenteerde, is onderdeel van de uitwerking van de financieringsopties van CCS die de komende periode, in samenwerking met de marktpartijen en de initiatiefnemers van de CCS demonstratieprojecten (Noord Nederland en Rotterdam), wordt uitgewerkt. Hierbij wordt onder andere gekeken naar de omvang van de onrendabele top van de CCS demonstratieprojecten (Rotterdam en Noord Nederland) en de wijze van financiering daarvan.

Dit najaar zal de Kamer geïnformeerd worden over de voortgang en het streven van alle partijen is om de voorstellen voor financiering van de grootschalige CCS-demonstratieprojecten in het voorjaar van 2009 uitgewerkt te hebben.

De Noorse overheid zal inderdaad naar verwachting veel geld gaan bijdragen aan de totstandkoming van nationale CCS-projecten. Het bekendste project, de opslag van CO₂ bij het Sleipner gasveld op de Noordzee, wordt geheel door staatsbedrijf Statoil betaald. Drijfveer daarvoor was de door de Noorse regering ingestelde belasting op de emissie van CO₂ op het Noorse deel van de Noordzee. Noorwegen is een van de vooruitstrevende landen op het gebied van CCS en heeft al sinds 1996 ervaring met injecteren van CO₂ in geologische formaties. Daarbij richt Noorwegen zich volledig op offshore opslag, deels omdat de CO₂ daar bij de gasproductie wordt afgevangen, deels omdat de geologie van de Noorse ondergrond onshore daar niet voor geschikt is.

Op dit moment staan enkele grote Noorse CCS-projecten op de rol: het oprichten van een testcentrum, een afvang- en opslaginstallatie bij een WKK-installatie en een afvanginstallatie bij een bestaande gasgestookte centrale. De investeringsbeslissingen moeten nog genomen worden. De Noorse overheid onderhandelt nu in EFTA-kader (European Free Trade Association) over de staatssteunaspecten van beide projecten. Binnen EFTA is onlangs besloten om de grens voor staatsteun voor CCS-projecten los te laten. Daarbij zal naar verwachting wel een opdeling tussen «normale» en extra projectkosten gemaakt worden; bijdrage(n) van de industrie zullen zeer zeker gevraagd worden.

26

Wat vindt het kabinet van de plannen van TenneT voor een tweede NorNed-kabel? Kan dat binnen de huidige transporttarieven?

Het succes van de huidige NorNed-kabel geeft aanleiding tot de vraag of de aanleg van een tweede kabel naar Scandinavië zinvol kan zijn. Hoewel er vooralsnog geen daadwerkelijke plannen zijn voor een tweede NorNed-kabel, bestudeert TenneT de mogelijkheden van uitbreiding van het net richting Scandinavië.

Uitbreiding van de interconnectiecapaciteit past in het energiebeleid en de wens om te komen tot een beter geïntegreerde Noordwest-Europese energiemarkt. Bovendien vraagt ook de inpassing van duurzame energie om een internationale, integrale aanpak met flexibiliteit en koppeling van verschillende systemen. De huidige NorNed-kabel is hiervan een goed voorbeeld omdat het ons thermische systeem koppelt met waterkrachtbronnen uit Noorwegen waardoor er in feite een opslagmogelijkheid op afstand ontstaat. Op termijn kan een verbinding naar Scandinavië bovendien erg nuttig zijn voor inpassing van windenergie op zee (ambitie 2020: 6000 MW).

Netbeheerder TenneT staat dus in principe positief tegenover het idee van extra interconnectie richting Scandinavië. Op korte termijn lijkt een tweede NorNed-kabel echter niet tot de mogelijkheden te behoren omdat het aan Noorse zijde moeilijk blijkt om een dergelijke kabel in te passen in het bestaande net. Om dit mogelijk te maken zou eerst het net in Zuid-Noorwegen moeten worden verzwaard. TenneT blijft de mogelijkheden van uitbreiding van het transmissienet onderzoeken. Zo vindt momenteel ook een haalbaarheidstudie plaats naar de eventuele aanleg van een elektriciteitskabel naar Denemarken. Een dergelijke kabel zou toegang geven tot het Deense elektriciteitssysteem met een sterk windoriëntatie.

Aan de eventuele aanleg van een nieuwe interconnectiekabel gaan dus uitgebreide onderzoeken vooraf. Die onderzoeken richten zich niet alleen op de technische haalbaarheid en mogelijke inpassing in het bestaande net, maar ook op het rendement. Om onwenselijke invloed op de tarieven te voorkomen beoordeelt de Energiekamer van de NMa bovendien dit economisch rendement en de maatschappelijke wenselijkheid.

27

Hoe reageert het kabinet op de stelling van Shell Nederland dat de gasmarkt goed functioneert? De heersende opinie is toch dat dit juist niet zo is? In dat kader zijn toch een aantal beleidsmaatregelen genomen door het kabinet?

Uit zowel het onderzoek Marktwerkingsbeleid als uit mijn eigen consultatie over de gasmarkt, het gasmarktadvies van de NMa¹ en de Gasmonitor van de NMa², blijkt dat de Nederlandse gasmarkt een positieve ontwikkeling laat zien, maar ook dat een extra impuls nodig is. Begin dit jaar is de Kamer hierover geïnformeerd (Kamerstukken 29 023, nr. 48) en is aangegeven welk samenhangend pakket maatregelen het kabinet daartoe neem. Deze zijn inmiddels in voorbereiding, onder andere middels een voorstel tot wijziging van de Gaswet.

28

Kan het kabinet ingaan op de voor- en nadelen van een progressief tarief voor de energiebelasting, zoals in Nicaragua? Wat zijn de resultaten daar in termen van extra energiebesparing?

De in 1996 in Nederland ingevoerde energiebelasting (EB) was oorspronkelijk alleen gericht op kleinverbruikers en bedoeld om bij huishoudens en klein zakelijke verbruikers extra energiebesparing te bevorderen. Nederland was één van de eerste landen die een dergelijke heffing invoerde. In eerste instantie is gekozen voor een uniform tarief voor het verbruik van elektriciteit tot de bovengrens van 50 000 kWh en het verbruik van aardgas tot de bovengrens van 170 000 m³. Voor grootverbruikers is er destijds vanwege hun internationale concurrentiepositie voor gekozen om via het afsluiten van convenanten tot energiebesparing te komen.

Per 1 januari 1999 is de bovengrens van het tarief vastgesteld op 10 miljoen kWh en 1 miljoen m³ en is het uniforme tarief vervangen door een degressief schijventarief met drie tariefgroepen. Zo werd bereikt dat ook de grotere verbruikers EB betalen terwijl door de afname van het tarief de gevolgen daarvan werden beperkt, wederom met het oog op hun internationale concurrentiepositie.

Per 1 januari 2004 is de Richtlijn Energiebelastingen geïmplementeerd in de Nederlandse wetgeving. Doordat de richtlijn voorziet in een minimumtarief voor elektriciteit en aardgas, is de bovengrens komen te vervallen. Alleen energie-intensieve bedrijven die verplichtingen op zich nemen ter verbetering van de energie-efficiëntie kunnen onder het huidige Nederlandse regime in aanmerking komen voor een vrijstelling van de heffing op elektriciteit bij een verbruik dat hoger is dan 10 miljoen kWh.

Voor wat betreft het effect van het progressieve belastingtarief op het energieverbruik in Nicaragua is navraag gedaan bij het COS Brabant dat dit onderwerp aan de orde heeft gesteld tijdens de hoorzitting over het Energierapport 2008 op 11 september jl. Volgens het COS Brabant is het progressieve belastingtarief in Nicaragua primair bedoeld om inkomens te herverdelen en niet om energiebesparing te stimuleren. Bij het COS Brabant zijn geen gegevens bekend over het effect van het progressieve belastingtarief op het energiegebruik in Nicaragua. Het is daarbij de vraag of de effecten die daar aan een dergelijke heffing kunnen worden toegekend, ook gelden voor de Nederlandse economie.

29

Is het niet wenselijk dat het evaluatiemoment voor de realisatie van de duurzame energiedoelen wordt vervroegd van 2010 naar 2009?

Nee. Het kabinet richt zich voor de komende periode voluit op de uitvoering van de geplande afspraken, instrumenten en maatregelen. Het afsluiten van de akkoorden met de betrokken sectoren heeft de nodige inzet van partijen gekost en het is nu zaak eerst voortvarend met de uitvoering aan de slag te gaan. In 2010 zal de evaluatie van het Werkprogramma Schoon & Zuinig plaatsvinden, waarbij op basis van de nieuwste inzichten beoordeeld kan worden of het kabinet nog op koers ligt om de doelen te realiseren. Op dat moment is bijvoorbeeld naar verwachting bekend wat de doelstellingen voor Nederland uit Europa zijn. Dit is bepalend voor de afweging of Nederland op koers ligt om de 2020 doelen te halen. Voorafgaand aan de evaluatie worden wel mogelijke nieuwe instrumenten verkend.

Het kabinet kiest er nadrukkelijk voor om de evaluatie in 2010 te laten plaatsvinden. Reden hiervoor is dat in de periode tot 2010 van de overheid consistentie mag worden verwacht in het te voeren beleid. Een dergelijke consistentie geeft aan marktpartijen ook zekerheid om aan de slag te gaan, zonder dat tegelijkertijd alweer nieuwe beleidsmaatregelen worden voorbereid. Daarnaast is pas na enkele jaren uitvoering een betrouwbaar cijfermatig beeld te geven van de effectiviteit van het ingezette beleid. Het kabinet zal overigens wel in de loop van volgend jaar starten met de voorbereidingen van de evaluatie in 2010. Op basis van het beeld van de ontwikkelingen op dat moment kan de vraag aan de orde komen of en in hoeverre aanvullende beleidsmaatregelen nodig zijn.

30

Waarom doen de grote bedrijven niet mee met het MJA3?

Op 1 juli van dit jaar is de MJA3 afgesloten met de middelgrote industrie. Het gaat hier veelal om bedrijven die al deel namen aan de MJA2. De grote energie-intensieve industrie valt onder het convenant Benchmarking. Ook met deze groep bedrijven lopen onderhandelingen om tot een nieuw convenant te komen. De startpositie van deze bedrijven verschilt echter van de meeste MJA3 bedrijven omdat de grote bedrijven ook onder CO₂-emissiehandel vallen. Daarmee hebben ze een hard CO₂-plafond. De inzet is om nog dit jaar met de grote bedrijven tot een nieuwe afspraak te komen over energie-efficiency verbetering voor de periode tot 2020.

31

Is het waar dat slechts 3% van de uitgaven gaat naar onderzoek en innovatie en 97% naar implementatie? Is dit een gezonde verhouding?

In bijlage 1 van het Energierapport (blz. 121) is aangegeven dat de komende jaren ruim 10% van de totale uitgaven van het energiebeleid naar onderzoek en innovatie gaat. In het algemeen geldt dat naarmate een technologie meer richting toepassing gaat, de benodigde investeringen exponentieel toenemen. Hoewel de overheidssubsidie voor technologie-ontwikkeling op dit ontwikkelingspad in relatieve zin afneemt naarmate een technologie meer geschikt is voor grootschalige toepassing, neemt de overheidssubsidie in absolute zin toe. Een onderzoek kost immers minder dan een proefopstelling, en een proefopstelling kost bijvoorbeeld weer minder dan grootschalige marktuitrol van nog niet volledig concurrerende vormen van duurzame energie. Zo heeft bijna 50% van de uitgaven betrekking op de MEP- en de SDE-regeling die grootschalige inzet van duurzame energie bewerkstelligen.

32

Hoe reageert het kabinet op de stelling dat het energiebeleid, om effectief te zijn, meer directief zou moeten zijn en niet gebaseerd op een post-moderne sturingsfilosofie met trage en vooral indirecte beleidsinstrumenten?

Zoals uiteengezet in het antwoord op vraag 20 kiest het kabinet voor een toekomstvast, kosteneffectief en internationaal georiënteerd energiebeleid. Het kabinet is van mening dat deze aanpak per saldo het meest effectief is. Deze aanpak is zeker niet per definitie traag of indirect. Met de in het Energierapport opgenomen beleidsagenda’s wordt dit geïllustreerd. Het opleggen van nationale ge- en verboden kan wellicht op korte termijn leiden tot een door bepaalde partijen gewenste energievoorziening. Dit is echter een kostbare en risicovolle aanpak waarbij voorbij wordt gegaan aan het internationale karakter van het energievraagstuk en onzekerheden over toekomstig (technologische) ontwikkelingen.

33

Hoe verhoudt de geliberaliseerde markt die het kabinet voorstaat door verantwoordelijkheid voor vraag en aanbod neer te leggen bij afnemer, aanbieder en producent zich tot de noodzaak van internationale samenwerking en bindende afspraken tussen overheden van importerende en exporterende landen?

De afstemming van vraag en aanbod van energie vindt plaats tussen marktpartijen op de energiemarkten die een steeds internationaler karakter krijgen. Dit laat onverlet dat overheden een belangrijke rol blijven spelen bij het veilig stellen van de energievoorziening. Daarbij gaat het onder andere om het stimuleren van diversificatie van fossiele energiebronnen, het bevorderen van transparante, efficiënte en goed functionerende energiemarkten en het versterken van de relaties met energieproducerende landen die belangrijk zijn voor de Europese Unie en Nederland. Dit laatste is met name van belang omdat investeringen in energieproducerende landen dreigen achter te blijven en omdat in veel van deze landen sprake is van een toenemende staatsinvloed op de energievoorziening. Door als overheid de handel met energieproducerende te bevorderen en door afspraken te maken over verbetering van de marktwerking en investeringsbescherming kunnen de economische relaties met deze landen worden versterkt wat uiteindelijk ten goede komt aan de voorzieningszekerheid. Overigens sluit de overheid zelf geen energiecontracten met landen of bedrijven.

34

Klopt het dat de beperkende voorwaarden aan de komst van kolencentrales uit het EnergieRapport 2005 (kolen mag alleen indien het geen afbreuk doet aan CO₂-emissie afspraken en niet botst met ander beleid) in dit rapport zijn weggevallen? Is deze weglating niet een erkenning van de botsing met het Schoon en Zuinig beleid?

Nee. Kolencentrales zullen altijd moeten voldoen aan de gelden milieu-eisen en de CO₂-uitstoot moeten passen binnen het emissieplafond dat via het ETS wordt opgelegd. In het Energierapport is ook aangegeven dat bedrijven die investeren in nieuwe kolencentrales in Nederland welkom zijn als zij ernst maken met hun inspanningen om de toename van de CO₂-uitstoot te compenseren. Deze beleidslijn sluit goed aan bij het Werkprogramma Schoon & Zuinig en het in dat kader gesloten sectorakkoord met de Energiesector.

35

In technisch opzicht is er een nauwe relatie tussen infrastructuur enerzijds en de energiebronnen anderzijds. Het kabinet maakt geen keuze voor één van de in de energienota geschetste beelden. Betekent dit dat de infrastructuur op alle op beelden voorbereid moet worden, of dat de infrastructuur niet wordt voorbereid totdat er wel een keuze gemaakt wordt?

Netbeheerders hebben op basis van de Elektriciteitswet 1998 en de Gaswet de taak om partijen die daarom vragen aan te sluiten op het net en om te zorgen voor voldoende transportcapaciteit. Dit betekent niet dat de netten op voorhand zodanig moeten worden aangepast dat ze alle in het Energierapport geschetste beelden moeten kunnen accommoderen. Het betekent wel dat netbeheerders de feitelijke ontwikkeling van vraag en aanbod van elektriciteit moeten faciliteren. Om dit adequaat te kunnen doen dienen de netbeheerders regelmatig een capaciteitsplan op te stellen, waarin wordt aangegeven welke investeringen naar verwachting gedaan moeten worden gelet op de marktontwikkelingen.

In het Energierapport is overigens geconstateerd dat netbeheerders mede vanwege de vormgeving van het reguleringskader onvoldoende in staat blijken te zijn om adequaat in te spelen op de marktdynamiek. Daarom is besloten het reguleringskader te gaan beoordelen op haar toekomstbestendigheid. Daarbij wordt het gehele wettelijke en institutionele kader waarbinnen netwerkbedrijven opereren onderzocht op mogelijke verbeteringen met het oog op verduurzaming, marktfacilitering, efficiëntie en innovatie.

36

Is bij het «niet of niet snel genoeg» werken van de Europese aanpak, naast het sluiten van strategische allianties, ook het maken van wetgeving met nationale kop een optie?

Het «niet of niet snel genoeg» werken van de Europese aanpak heeft betrekking op het Europese externe energiebeleid. Daarbij gaat het om de relatie met niet-EU lidstaten. Het maken van wetgeving met nationale kop is in dit verband niet aan de orde.

37

Zijn de vier (nu nog) Nederlandse geïntegreerde energiebedrijven groot genoeg om met bedrijven met een schaalgrootte zoals E.On te kunnen concurreren? Zijn ze bijvoorbeeld groot genoeg om tegen een concurrerende prijs elektriciteit en gas in te kunnen kopen? Hoeveel energiebedrijven verwacht het kabinet dat er in 2020 in Nederland met elkaar strijden om de gunst van de afnemer? Is dit aantal hoog genoeg? Is het kabinet van mening dat Nederland en Europa enerzijds grote energiebedrijven met inkoopmacht nodig hebben om tegengewicht te bieden aan de verkoopmacht van bijvoorbeeld Gazprom, maar dat de afname van het aantal bedrijven anderzijds negatieve gevolgen heeft voor de concurrentiedruk en daarmee slecht kan uitpakken voor afnemers? Indien ja, hoe wil het kabinet omgaan met deze spanning tussen twee verschillende doelen?

De energiebedrijven opereren in sterk dynamische markt, waarbij sprake is van een steeds verdere Europese integratie. De totstandkoming van zo’n volwassen Noordwest Europese markt is één van de hoofddoelen van het energiebeleid. Grensoverschrijdende spelers en concurrentie zijn onlosmakelijk verbonden met zo’n grotere markt. Hierbij gaat het zowel om een toenemende internationale concurrentie op de Nederlandse markt als een toename van de internationale ontplooiing van Nederlandse bedrijven in het buitenland.

Het is van belang dat de Nederlandse energiebedrijven ook in de toekomst in staat blijven om te concurreren op deze internationale markt. Om te zorgen voor voldoende concurrentievermogen kunnen deze bedrijven ervoor kiezen om fusies en allianties aan te gaan. Hierdoor kunnen in de toekomst bedrijven ontstaan met voldoende internationale concurrentiekracht, maar tevens met een hogere mate van internationaal karakter en eigendom. Overigens zijn er ook op de huidige Nederlandse energiemarkt al diverse internationale spelers actief zijn. Meer dan de helft van de grootschalige productiecapaciteit is reeds in handen van internationale energiebedrijven.

Het is moeilijk te voorspellen hoeveel bedrijven op de Nederlandse markt en op de Europese markt actief zullen zijn na een dergelijke consolidatieslag. Wel is het van groot belang dat dit aantal voldoende hoog is om concurrentiedruk op de markt te houden. Op dit aspect wordt toegezien door de NMa op nationaal niveau en door de Europese Commissie op Europees niveau. Deze instanties hebben met hun mededingingsinstrumentarium middelen om goed concentratietoezicht uit te voeren, waardoor het ontstaan van concentraties die de mededinging aantasten worden voorkomen. Het beleid richt zich dus het voorkomen van een te hoge concentratiegraad, waarbij de energiebedrijven de ruimte hebben om de concurrentie met elkaar aan te gaan in zowel binnen- als buitenland. Op hetzelfde moment zullen bedrijven zoeken naar mogelijkheden om de krachten te bundelen door internationale allianties en fusies aan te gaan om zo te zorgen voor voldoende concurrentiekracht enerzijds en voldoende inkoopmacht anderzijds.

38

Wat was het productieplafond van het Groningenveld vóór 2006?

Het productieplafond van het Groningenveld vóór 2006 was een indirect bepaald plafond in tegenstelling tot het huidige bij besluit vastgestelde directe plafond. Indirect omdat de productie uit het Groningenveld afhankelijk was van de productie van gas uit overige Nederlandse kleine velden. Van het totale Nederlands productieniveau van (ongeveer) 80 mrd m³ per jaar werd de jaarlijkse productie Nederlandse kleine velden afgetrokken. Het resultaat van deze som gaf de jaarlijkse productie uit het Groningenveld. Voor een meer uitvoerig uitleg over het indirecte plafond verwijs ik naar de derde Energienota (TK 1995–1996, 24 525, nrs. 1–2, blz. 140 ev.).

39

Wat is de reactie van het kabinet op de suggestie van de heer Vogtländer van de Algemene Energieraad dat het goed zou zijn om eerst de kleine velden volledig te benutten, het productieplafond van het Groningenveld daarvoor te verlagen, de import te verhogen en het Groningenveld op die manier zo lang mogelijk operationeel te houden?

Zolang er gas uit de kleine velden kan worden gewonnen spelt het Groningnveld als balansveld een belangrijke rol in het kleine velden beleid en de Nederlandse gasvoorziening. De in 2005 op basis van artikel 55, eerste lid van de Gaswet vastgestelde hoeveelheid gas van 42,5 mrd m³ die in de periode 2006 tot en met 2015 jaarlijks gemiddeld maximaal uit het Groningenveld mag worden gewonnen en door GasTerra mag worden verkocht is zorgvuldig afgestemd op het verwachte volume en de duur van de productie uit de kleine velden en de publieke taak van GasTerra in deze, te weten het bij voorrang afnemen en verkopen van het door producenten aan haar aangeboden gas uit de kleine velden. Verder is bij het vaststellen van het depletietempo van het Groningenveld ook rekening gehouden met de belangen van de houder van de winningsvergunning, de commerciële businessplanning van GasTerra als verkoper van het Groningengas en het aan haar aangeboden kleine velden gas en de door haar aangegane contractuele verkoop- en leveringsverplichtingen. Bij het in 2010 opnieuw vaststellen van het productieplafond voor het Groningenveld, zal met dezelfde factoren rekening gehouden dienen te worden en zal opnieuw een zorgvuldige afstemming plaatsvinden tussen de winning van gas uit het Groningenveld en uit de andere velden. Als door nieuwe technieken, in combinatie met hoge olie- en gasprijzen, gasvelden (opnieuw) in productie kunnen worden genomen of langer kunnen produceren, zal daarmee bij de vaststelling van de flexibel in te zetten productie uit het Groningenveld rekening worden gehouden. In het Energierapport is aangegeven dat het kabinet het kleine velden beleid zal continueren en dat zij thans in dit kader geen aanleiding ziet het productieplafond voor het Groningenveld aan te passen. Overigens is de productie uit het Groningenveld de laatste drie jaar beduidend lager geweest dan het op basis van artikel 55 van de Gaswet gemiddeld toegestane jaarlijkse maximum van 42,5 mrd. m³ (2006: ruim 32 mrd m³; 2007: ruim 30 mrd m³. Bron: www.GasTerra.nl).

40

Wanneer kan de Kamer het Ruimtelijk Perspectief voor de Noordzee verwachten?

Het eindproduct van het project Ruimtelijk perspectief Noordzee is een Noordzeeparagraaf in het Nationaal Waterplan en een specifieke bijlage bij dit plan over het Noordzeebeleid. Eind dit jaar zal het ontwerp Nationaal Waterplan gereed zijn voor inspraak en advies. Volgens de huidige planning zal de definitieve versie van het Nationaal Waterplan december 2009 worden vastgesteld en aan de Tweede Kamer worden aangeboden.

41

Betekent het zorgen voor een «goed en stabiel investeringsklimaat voor alle energieopties» dat het (milieu-)eisenpakket aan bijvoorbeeld kolen- en kerncentrales volgens dit kabinet niet te afschrikwekkend moet werken op mogelijke investeerders?

Nee. Bij een goed en stabiel investeringsklimaat gaat het in de eerste plaats en vooral om duidelijke regels voor alle energie-opties die niet telkens veranderen, zodat investeerders een reële inschatting kunnen maken van de risico’s die ze gedurende de levensduur van die energie-opties lopen. Deze regels mogen het investeren in bepaalde technieken niet onmogelijk maken, maar moeten wel bewerkstelligen dat eventuele negatieve (milieu)-effecten worden geminimaliseerd. Dit betekent in de praktijk dat – in aansluiting op Europese regels – strenge eisen worden gesteld aan de bouw van bijvoorbeeld kolen- en kerncentrales.

42

Kan aangegeven worden wat de consequenties zijn voor de rentabiliteit van grote elektriciteitscentrales als duurzaam opgewekte elektriciteit met voorrang wordt aangesloten en toegelaten tot het net? Welk effect zal dit hebben op de energieprijs?

Het wetsvoorstel om duurzame elektriciteit voorrang te verlenen zal begin 2009 worden aan u voorgelegd. Ik streef er naar dat de uitwerking van het voorrangsprincipe in beginsel geen negatief effect heeft op de niet-duurzame elektriciteitscentrales.

43

De ontwikkeling van slimme (elektriciteits-)netten is een derde icoon van het energiebeleid. Vallen de gasnetten hier ook onder?

In hoeverre zijn er reeds problemen met het aansluiten van vergistingsinstallaties op het gasnet?

De icoon «Slimme Netwerken» uit het Energierapport heeft primair betrekking op de elektriciteitsnetten. Dit laat onverlet dat het ook van belang is dat de gasnetten «slimmer» worden gemaakt. Bij de icoon «Nederland Gasrotonde» is daar aandacht aan besteed. Het gaat er daarbij met name om dat verschillende gassoorten, zoals hoog- en laagcalorisch aardgas, LNG, SNG en biogas in het gasnet ingevoegd kunnen worden. Over de aansluiting van biogasinstallaties op het gasnet vindt constructief overleg plaats tussen marktpartijen, netbeheerders en de NMa. Het kabinet zijn geen concrete aansluitproblemen bekend.

44

Welke personen zitten in de Taskforce CCS?

De Taskforce CCS staat onder leiding van de voormalig DG Energie dhr. C.W.M. Dessens en kent als leden: dhr. H. Alders (EnergieNed), mevr. M. de Rijk (st. Natuur & Milieu), dhr. P. de Wit (Shell), dhr. R. Lubbers (Rotterdam Climate Initiative), dhr. P. Trienekens (Gasunie), dhr. M. van Loon (VME), dhr. M. van den Berg (CCS Noord Nederland), dhr. K. Blok (Ecofys) en dhr. C. Jepma (Rijksuniversiteit Groningen).

45

Zijn de gegevens uit tabel 2.1 gebaseerd op de gegevens van de betreffende olieproducerende landen zelf? Zo ja, is het kabinet bekend met de vrijwel onmogelijke stijging van de oliereserves die de OPEC-landen in de jaren 80 doorvoerden in hun statistieken?

Tabel 2.1 is gebaseerd op de «2007 Survey of Energy resources» van het World Energy Council (WEC). Het WEC is een internationale netwerkorganisatie met 94 autonome Member Committees waarin per land zo veel mogelijk verschillende partijen zijn verenigd die actief zijn op energiegebied (www.worldenergy.org). De genoemde studie is tot stand gekomen met behulp van deze Member Committees. Ook is gebruik gemaakt van veel verschillende openbare informatiebronnen.

Het kabinet is bekend met de doorgevoerde veranderingen in de schattingen van de reserves bij de OPEC-landen in de jaren ’80. Dit was een gevolg van de introductie van quota-afspraken binnen de OPEC-landen. De in dat kader gehanteerde sleutels bij de verdeling van de quota hebben diverse OPEC-landen ertoe gebracht hun reserveschattingen indertijd fors ophoog bij te stellen.

46

Kan het kabinet inzicht geven in de ontwikkeling van de prijs van uranium in de laatste 10 jaar?

De nominale prijs op de spotmarkt voor Uranium (U₃O₈) lag in de periode 1990–2004 ronde $ 10/lb (1 lb = 453,53 gram). Vanaf januari 2004 tot juni 2007 is deze prijs gestegen tot $ 130/lb. Sindsdien is de prijs gedaald tot rond de $ 60/lb in september 2008. Meer informatie over de ontwikkeling van de prijs van uranium is onder andere te vinden op www.uranium.info.

47

In welke mate is reeds voorzien in leveringszekerheid van de importbehoefte zoals getoond in tabel 2.1 en in welke mate is die leveringszekerheid voor Nederland veilig gesteld? Met welke partijen zijn hierover contractuele verplichtingen aangegaan?

Goed functionerende markten vormen de basis voor de leveringszekerheid. Binnen- en buitenlandse marktpartijen die in Nederland actief zijn sluiten import- en exportcontracten met marktpartijen buiten Nederland, waardoor er altijd voldoende aanbod is. Het kabinet heeft geen inzicht in deze contracten en sluit zelf geen energiecontracten. De afgelopen decennia is gebleken dat dit mechanisme goed werkt en er zijn geen redenen om te veronderstellen dat dit in de nabije toekomst anders zal zijn. Om in de toekomst de noodzakelijke import van energie veilig te stellen stimuleert het kabinet wel de diversificatie van energiebronnen, wordt een goede werking van de internationale energiemarkten bevorderd en worden ook de relaties met belangrijke energieproducerende landen versterkt. In het Energierapport is deze strategie nader uitgewerkt.

48

Wat zijn de exportcijfers van energievoorraden uit Europa en Nederland in het bijzonder? Hoeveel daarvan is al juridisch verplicht?

Uit de World Energy Outlook 2007 van het IEA blijkt dat Europa in 2006 netto gemiddeld 10 miljoen barrel per dag aardolie importeerde. De netto import van aardgas in Europa bedroeg in 2005 circa 230 miljard m³.

Volgens het CBS bedroeg de productie van olie en olieproducten in Nederland in 2007 2576 miljoen kg. De import, export en bunkering bedroegen in 2007 respectievelijk 170 807, 122 270 en 20 083 miljoen kg. De Nederlandse productie, import en export van aardgas in 2007 bedroeg volgens het CBS respectievelijk 72 431, 24 387 en 52 769 miljoen m³. Omdat import en export door private partijen plaatsvindt, kan geen inzicht worden gegeven in juridische verplichtingen.

49

Welk aandeel van de totale investeringsbehoefte in de energiesector voor Europa van $ 2 417 miljard tussen 2006 en 2030 komt toe aan Nederland?

Het International Energy Agency (IEA) heeft bij haar ramingen geen onderverdeling per land gemaakt, wat ook niet goed mogelijk is vanwege het toenemende internationale karakter van de energiemarkten. De ramingen maken wel duidelijk dat de komende decennia in Europa met name fors geïnvesteerd moet worden in de elektriciteitsvoorziening. In figuur 3.1 uit het Energierapport, dat laat zien dat in Europa tot 2030 500 GW productievermogen moet worden bijgebouwd, wordt dit onderstreept. In hoofdstuk 4 van het Energierapport is aangegeven dat in Nederland ook fors geïnvesteerd moet worden in de gas- en elektriciteitinfrastructuur. Uitgaande van de ramingen van het IEA kan voor de Nederlandse energievoorziening worden gedacht aan investeringen van gemiddeld enkele miljarden euro’s per jaar.

50

Is voor toekomstige generaties uit de met FES-gelden te ontwikkelen duurzame energievoorziening een vergelijkbare hoeveelheid inkomsten te verwachten als nu uit aardgasbaten wordt behaald? Zo nee, wat zijn dan de verwachte inkomsten?

Uit investeringen van marktpartijen in duurzame energieprojecten volgen geen inkomsten voor de Staat zoals bij de aardgasbaten het geval is.

51

Goed functionerende markten vormen de basis voor een betrouwbare en efficiënte energievoorziening. Vormen goed functionerende markten ook voldoende basis voor duurzame energie?

Goed functionerende markten zijn een noodzakelijke voorwaarde voor de ontwikkeling van duurzame energie. Goed functionerende markten zijn van belang om grondstoffen en materialen voor duurzame energie in te kopen, om tot transparante prijsvorming te komen die de basis vormt voor investeringsbeslissingen, om marktpartijen de juiste prikkels te geven voor innovatie en om ervoor te zorgen dat de duurzame energie kan worden afgezet. Een goed functionerende markt voor emissierechten zal een belangrijke bijdrage leveren aan de verdere ontwikkeling van duurzame energie. Naast goedfunctionerende markten is overigens ook een goed investeringsklimaat van belang. Dit betekent onder andere dat er duidelijke en stabiele kaders voor duurzame energie moeten zijn en dat waar nodig subsidie moet worden verstrekt om de onrendabele top van bepaalde investeringen te overbruggen, zoals via de SDE-regeling gebeurt.

52

In hoeverre verhouden de ambities van de overheid om gasrotonde, oliedraaischijf en hub voor biomassa van Noordwest Europa te worden zich tot de vraag en aanbod in de markt? Welke concurrentie is er op deze terreinen en welk marktaandeel is daarmee gemoeid?

De Noordwest Europese gasmarkt (Nederland, Duitsland, België, Luxemburg, Frankrijk en het VK) heeft een omvang van ca. 325 miljard kubieke meter per jaar. Deze markt wordt beleverd door binnenlandse productie vanuit met name Nederland en het VK. (ook Duitsland kent enige binnenlandse productie) en daarnaast door importen. Gas wordt via pijpleidingen geïmporteerd uit landen als Noorwegen, Denemarken en Rusland en daarnaast wordt gas als LNG aangevoerd met name uit Noord-Afrika.

De Nederlandse productie heeft een omvang van ca. 90 miljard kubieke meter per jaar waarmee Nederland een belangrijke positie op de Noordwest Europese markt inneemt, hetgeen ook bij langzaam afnemende productie, Nederland een goede basis verschaft om zich tot te ontwikkelen tot gasrotonde van Noordwest Europa. Dit wordt nog eens versterkt doordat de Nederlandse bodem goed geschikt is voor gasopslag (iets dat van toenemend belang is om wisselingen in de gasvraag op te vangen) en door de ontwikkeling van LNG-terminals, waarvan de GATE-terminal op de Maasvlakte de eerste is. Ook ons omringende landen kennen de ambitie om zich tot een met de gasrotonde vergelijkbaar knooppunt te ontwikkelen. Zij kennen echter minder natuurlijke voordelen dan Nederland.

Nederland is sinds vele jaren al een van de voornaamste oliecentra in de oliewereld. Naast een zeer sterke export georiënteerde raffinage- en petrochemische sector heeft Rotterdam ook een zeer belangrijke functie voor de tijdelijke opslag van olie en olieproducten. Van de totaal aangevoerde olie en olieproducten wordt ruim 80% al dan niet na bewerking in de raffinaderijen ook weer uitgevoerd.

Nederland staat zowel wat betreft import als wat betreft export van geraffineerde olieproducten op de tweede plaats van de wereld. Voor een groot deel gaat de uitvoer van crude en olieproducten naar Duitsland en België, onder andere via pijpleidingen. De afgelopen jaren is er bovendien een sterke groei te zien geweest van de activiteiten in de opslagsector als gevolg van de tijdelijke opslagfunctie die de Rotterdamse regio heeft te bieden met betrekking tot de aanvoer, en afvoer van olie en olieproducten uit Rusland. Naast de hoogwaardige en geconcentreerde expertise en infrastructuur in de regio Rotterdam is ook de ligging van Rotterdam zelf en de bereikbaarheid voor ook de zeer grote olietankers een groot vestigingsplaatsvoordeel.

De meeste landen in Noordwest Europa hebben nauwelijks of geen exportfunctie van olieproducten. De haven van Antwerpen is de meest nabij gelegen concurrerende regio. De totale doorstroom aan olie en olieproducten is daar echter aanzienlijk minder. De raffinaderijdoorzet is minder dan de helft, en de productexport van België (20,7 mln. ton) is bijvoorbeeld nog geen 30% t.o.v. die van Nederland (73,5 mln ton).

Biomassa maakt momenteel nog een klein deel uit van de totale stromen van energiedragers in de havens. De inschatting is wel dat de internationale biomassahandel gaat groeien en voor de Nederlandse havens is het ook van belang hier een sterke positie in te verwerven. Dit heeft ook positieve effecten voor de energiesector in Nederland. Zoals in het Energierapport is aangegeven, heeft Nederland hiervoor een goede uitgangspositie.

Een marktaandeel van Nederland in de overslag en opslag van biomassa is op dit moment niet bekend en in dit stadium van ontwikkeling van de internationale biomassamarkt ook nog niet relevant. De internationale markt voor biomassa is relatief klein maar is zich aan het ontwikkelen. Aan fundamentele noodzakelijke randvoorwaarden als een internationaal certificeringssysteem voor duurzame biomassa wordt momenteel gewerkt. De hoeveelheden biomassa die internationaal verhandeld gaan worden, hangen mede hiervan af.

53

In hoeverre kunnen de «nieuwe» soorten (aard)gas, zoals SNG vermengd worden met «normaal» aardgas in het transportnetwerk?

Omdat de chemische samenstelling van de «nieuwe» soorten aardgas dezelfde is als die van het «normale» aardgas is menging mogelijk. Uiteraard dient het «nieuwe» aardgas wel op de vereiste specificaties gebracht te worden.

54

Welk deel van het energiebeleid moet op Europees niveau tot stand komen en welke deel op nationaal niveau? Hoe wil het kabinet omgaan met de spanning tussen gezamenlijke Europese belangen en Nederlandse belangen die het beste via bilaterale afspraken kunnen worden behartigd?

Nederland is van mening dat daar waar gemeenschappelijk Europees beleid een toegevoegde waarde heeft Europees beleid dient te worden geformuleerd (bijvoorbeeld liberalisatie van de energiemarkt, duurzame energiedoelstellingen, energievoorzieningszekerheid). Energie is bij uitstek een internationaal thema en dient dan ook zoveel mogelijk in die context te worden aangepakt. Bovendien kan door gemeenschappelijk optreden de positie van de EU en haar lidstaten in principe sterker worden. Om die reden zal de Commissie in de Strategic European Energy Review voorstellen doen om de externe dimensie van het energiebeleid verder vorm te geven.

Het is belangrijk te bedenken dat het niet landen maar bedrijven zijn die contracten sluiten met energiebedrijven in derde landen. In een aantal gevallen worden die door de overheid ondersteund met een memorandum of understanding met de overheid in het desbetreffende land. Soms heeft de EU de weg al voorbereid door vrijhandelsakkoorden of partnerschapsakkoorden. Het kabinet ziet deze en andere akkoorden als belangrijke kaders waarbinnen de bedrijven vrijelijk kunnen handelen.

Het kabinet verliest bij het aangaan van bilaterale samenwerkingsverbanden de Europese context niet uit het oog, maar is ook verantwoordelijk voor de nationale energievoorzieningszekerheid en zal als zodanig handelen. Basis daarvoor is een uitgebreid en goed ontwikkelde energie-infrastructuur om zorg te dragen voor een scala van aanvoerroutes naar de EU met daarnaast goede interconnecties tussen de lidstaten, zodat de markt daadwerkelijk in staat is om flexibel te reageren op eventuele – regionale – tekorten.

55

Naar welke landen is bij de keuze voor de prioriteitslanden nog meer gekeken? Waarom zijn deze landen afgevallen?

De keuze voor een viertal prioriteitslanden betekent niet dat Nederland geen goede politieke relaties zou onderhouden met andere relevante energieproducerende landen. Regelmatig vinden politieke en ambtelijke bezoeken aan landen als Libië, Nigeria, Qatar, Verenigde Arabische Emiraten, Koeweit, Egypte, Oman, etc. Bij de keuze voor prioriteitslanden is ook naar deze landen gekeken.

De focus op een aantal landen is bedoeld om op een structurele wijze de bilaterale betrekkingen te intensiveren. Ten aanzien van andere relevante energielanden zoals boven genoemd is de inzet van de Nederlandse regering er op gericht om de huidige intensiteit van de betrekkingen voor te zetten. Bij dit type landen – waarmee de huidige intensiteit van de bilaterale relaties wordt voorgezet – is ook gekeken naar het aandeel van de productie van een land in de toekomstige Nederlandse/Europese energievoorzieningszekerheid.

56

Wat is de organisatiestructuur van het Regieorgaan Energietransitie en op welke manier wordt de Kamer geïnformeerd over zijn activiteiten inclusief de ontwikkeling ten aanzien van de verschillende transitiepaden?

Het Regieorgaan Energietransitie is samengesteld uit de voorzitters van de 7 Platforms Energietransitie, 3 onafhankelijke leden en een voorzitter. Voorzitter is ir. Th.H. Walthie.

Het Regieorgaan heeft tot taak het proces van energietransitie aan te jagen door het bundelen van ambities, mogelijkheden en kennis van private partijen, en door nieuwe initiatieven en innovaties op het gebied van energie te stimuleren. Het Regieorgaan kan gevraagd en ongevraagd aanbevelingen doen aan de ministers over de voortgang van de energietransitie. Het rapporteert over de voortgang van zijn werkzaamheden aan de ministers. Via rapportages over het project Schoon&Zuinig zal de Kamer (ook) over de werkzaamheden van het Regieorgaan geïnformeerd worden.

57

Welke rol spelen het Regieorgaan Energietransitie en de transitiepaden in de uitvoering van het Energierapport?

In het Energierapport gaat het over de transitie naar een duurzame energiehuishouding en het belang van goede samenwerking tussen publieke en private partijen om deze transitie te realiseren. Het Regieorgaan Energietransitie en de daaraan verbonden Platforms spelen een belangrijke rol in datzelfde domein bij het samenbrengen van partijen, het uitwisselen van kennis en het aanjagen van nieuwe ontwikkelingen. Het Regieorgaan kan het kabinet aanbevelingen doen over de voortgang van de energietransitie en over energie-innovaties. Voor energie-innovaties heeft het kabinet een extra budget van 438 mln. euro beschikbaar gesteld, dat zal worden geïnvesteerd in de zeven thema’s waarop de in het Regieorgaan vertegenwoordigde Platforms zich richten.

58

Hoe staat het met de uitvoering van motie 31 239, nr. 17 waarin is verzocht de relevante regelgeving zodanig aan te passen dat de landelijk netbeheerder verantwoordelijk wordt voor de gehele aansluiting van offshore windparken op het bestaande elektriciteitsnet, inclusief aanleg van transportkabel over de zeebodem?

Zoals ik in reactie op de motie heb aangegeven, is inmiddels een project gestart «Kabel op zee» waarin de vraag centraal staat, of en zo ja hoe de kabelinfrastructuur op zee bij de landelijk netbeheerder kan worden ondergebracht. Deze studie zal eind dit jaar gereed zijn en geeft antwoord op technische vragen, de financiering en juridische consequenties.

59

Op welke manier worden Noordzeegebruikers (olie- en gaswinning, vissers, scheepvaart etc.) betrokken bij de ontwikkeling van het Ruimtelijk Perspectief Noordzee?

De Noordzeegebruikers worden nauw betrokken bij de planontwikkeling in het kader van het project Ruimtelijk perspectief Noordzee. Dit overleg vindt onder meer plaats in de vorm van een tweetal Noordzee ateliers, formele en informele besprekingen in het kader van het Overlegorgaan Water en Noordzee en in diverse (expert)besprekingen over deelonderwerpen.

Het eindproduct van het project Ruimtelijk perspectief Noordzee is een Noordzeeparagraaf in het Nationaal Waterplan en een specifieke bijlage bij dit plan over het Noordzeebeleid. Eind dit jaar zal het ontwerp Nationaal Waterplan gereed zijn voor inspraak en advies. Er is dan alle ruimte voor alle belanghebbenden en daarbuiten om een formele zienswijze in te brengen op het voorliggende ontwerpplan. Volgens de huidige planning zal de definitieve versie van het Nationaal Waterplan december 2009 worden vastgesteld en aan de Tweede Kamer worden aangeboden.

60

Wanneer volgt besluitvorming over het stopcontact op de Noordzee?

Zie de antwoorden op de vragen 11 en 16.

61

Wanneer kan het stopcontact op zee een realiteit zijn?

Indien TenneT bevoegd wordt gemaakt voor de infrastructuur op zee, zal de planning van deze infrastructuur een verantwoordelijkheid van TenneT zijn. Er mag dan vanuit worden gegaan dat TenneT – uitgaande van de in het Nationaal Waterplan aan te wijzen «windgebieden» – haar planning zodanig inricht dat de infrastructuur tijdig beschikbaar is voor de te bouwen windparken hun eerste stroom gaan leveren.

62

Welke betekenis hebben de lessen van de commissie Elverding voor de totstandkoming van windmolenparken op land en in zee en voor ontwikkeling van nieuwe netwerken?

Het kabinet heeft op 23 mei aangegeven de intentie te hebben de aanbevelingen van de commissie Elverding integraal over te nemen. Om het advies zo concreet mogelijk te maken heeft de commissie zich vooral gericht op projecten die vallen onder de Tracéwet en de Spoedwet Wegverbreding. Windmolenparken en nieuwe netwerken vallen hier niet onder. Specifiek voor energieprojecten is al eerder een traject in gang gezet om de totstandkoming te versnellen. Op 6 april 2005 (Tweede Kamer, vergaderjaar 2004–2005, 29 023, nr. 9) is een aantal maatregelen aangekondigd, mede op basis van de uitkomsten van de B4 werkgroep «knelpunten gaswinning en windenergie», met als doel een aanzienlijke reductie van de doorlooptijden van vergunningprocedures voor energieprojecten. Het Bureau Energieprojecten is sinds 1 januari 2006 actief en biedt onder andere een oplossing voor het door vergunningaanvragers gesignaleerde knelpunt van gebrekkige communicatie tussen betrokken overheden. Het wetsvoorstel «Wijziging van de Elektriciteitswet 1998, de Mijnbouwwet en de Gaswet in verband met toepassing van de rijkscoördinatieregeling op energie-infrastructuurprojecten» (Tweede Kamer, vergaderjaar 2007–2008, 31 326) is recentelijk door de Eerste Kamer aangenomen. De Rijkscoördinatieregeling heeft onder andere de mogelijkheid van parallelschakeling van de verschillende vergunningentrajecten. Andere grote voordelen van deze procedure zijn onder meer bundeling van de inspraak en bezwaar en beroep, één aanspreekpunt (één loket gedachte) en regie van een project inéén hand. De Rijkscoördinatieregeling is van toepassing bij wind op land (vanaf 100MW) en nieuwe netwerken (vanaf 220kV en interconnectoren – zie box 4.2 Energierapport). Bij de vergunningverlening voor wind op zee, wordt alles geregeld in één vergunning, namelijk de vergunning op basis van de Wet beheer rijkswaterstaatwerken. Er is slechts sprake van 1 vergunningstraject met één aanspraakpunt. Hierdoor biedt parallelschakeling en coördinatie door de Rijkscoördinatieregeling voor wind op zee geen voordelen.

63

Wanneer kan de Kamer het Aanvalsplan verduurzaming warmte en koude tegemoet zien?

Het aanvalsplan warmte zal nog dit jaar naar de Kamer worden gestuurd. Het aanvalsplan warmte wordt een integraal beleidsplan om op kosteneffectieve wijze de warmte en koude huishouding te verduurzamen. Het bevat zowel bestaand als nieuw beleid. Overigens zijn delen van het nieuwe beleid al gerealiseerd (bijv. de regeling voor zonneboilers, warmtepompen en micro-wkk).

64

Welke rol speelt de Nederlandse auto-industrie in de productie van duurzame auto’s?

De NL auto-industrie kenmerkt zich door veel hoogwaardige toeleveranciers, enkele autofabrikanten en organisaties op het gebied van Research, Development en Engineering.

Een goed voorbeeld van de rol, die de Nederlandse auto-industrie speelt in de productie van duurzame auto’s is DAF Trucks. DAF Trucks heeft zich binnen het PACCAR-concern ontwikkeld tot het expertisecentrum op het gebied van ontwikkelen, testen en productie van efficiënte, zuinige en schone dieselmotoren voor trucks en bussen. De afgelopen jaren zijn honderden miljoenen Euro geïnvesteerd in de volledige vernieuwing van de motorenfabriek van DAF Trucks in Eindhoven.

Bovendien werken in het Innovatieprogramma High Tech Automotive Systems bedrijven, onderwijs- en kennisinstellingen onder meer samen op het gebied van voertuigefficiency in diverse projecten met als doel brandstofverbruik reducties en CO₂ reducties van 20% te bereiken in 2015.

Daarnaast wordt in de innovatieagenda energie veel aandacht besteed aan duurzame mobiliteit. De overheid investeert de komende jaren veel in het duurzaam mobiel houden van NL, maar is voor de oplossingen in belangrijke mate afhankelijk van bedrijven, organisaties en kennisinstellingen uit het veld. Te denken valt aan het stimuleren van elektrische voertuigconcepten en innovatieve bussen, die schoon en zuinig zijn. Er lopen diverse pilots op dit vlak.

65

Waarom is bij Nedcar gekozen voor de productie van niet duurzame SUV’s in plaats van duurzame alternatieven? Op welke wijze heeft de Nederlandse overheid getracht hierin te sturen?

De Nederlandse overheid gaat niet over de productiestrategie van een individuele onderneming als Mitsubishi. De Nederlandse overheid heeft in de afgelopen jaren wel de zoektocht naar strategische alternatieven ondersteund door haar kennis en netwerken ter beschikking te stellen.

De auto-industrie heeft uiterst moeilijke jaren achter de rug. Ook NedCar heeft daar nadrukkelijk de gevolgen van ondervonden. Mitsubishi, NedCar en externe experts hebben tal van strategische alternatieven verkend om extra werk voor NedCar aan te trekken. Tot op heden heeft dit nog geen resultaat opgeleverd. Voor de toekomst van NedCar en de werkgelegenheid in Limburg is de productie van de nieuwe modellen voor zowel Mitsubishi als de PSA-groep van groot belang.

Wat betreft deze modellen kan worden opgemerkt dat de Mitsubishi Outlander goed heeft gescoord in de Eco-test 2008 uitgevoerd door de ANWB en de Duitse zusterorganisatie ADAC. De Outlander kwam daaruit naar voren als de schoonste SUV. In dit onderzoek van ANWB en ADAC is niet alleen gekeken naar CO₂-uitstoot maar ook naar o.a. fijnstof en NO_x.

66

Wat zijn de jaarlijkse kosten van het huidige onbalanssysteem?

De kosten voor het in balans houden van het elektriciteitsnetwerk die worden doorberekend aan afnemers bestaan uit twee componenten. De eerste component betreft de kosten die TenneT maakt voor het onbalanssysteem en die worden verwerkt in het systeemdienstentarief. De tweede component betreft de kosten die leveranciers maken voor het dragen van programmaverantwoordelijkheid en die worden verwerkt in de leveringstarieven. Uit bijlage 2 bij het Tariefbesluit TenneT 2007 van de NMa valt af te leiden dat de in het systeemdienstentarief verwerkte kosten voor balanshandhaving maximaal 70 mln. euro/jaar bedragen. Over de kosten die leveranciers maken in het kader van programmaverantwoordelijkheid is geen openbare informatie beschikbaar.

67

De motie-Hessels (29 043, nr. 54) vraagt om in het Energierapport uit te gaan van nieuwe cijfers omtrent energiemix en prijsvorming. Kunnen deze nieuwe cijfers ter beschikking worden gesteld aan de Kamer?

De motie-Hessels verzoekt de regering nader onderzoek te (doen) verrichten naar de haalbaarheid en de wenselijkheid van grootschalige energieopslag in Nederland, uitgaande van meerdere realistische scenario’s voor de samenstelling van de energiemix en de infrastructuur in de komende decennia. In reactie op deze motie is aangegeven dat zinvol nader onderzoek alleen in Noordwest Europees verband kan worden gedaan en dat het niet mogelijk is dit onderzoek vóór het verschijnen van het Energierapport gereed te hebben. Zoals aangegeven in het Energierapport worden op dit moment in Noordwest-Europees verband enkele studies uitgevoerd naar de inpassing van windenergie. Nederland heeft de onderzoekers verzocht daarbij expliciet aandacht te besteden aan de rol van grootschalige opslag in Nederland en in buurlanden. Dit is ook aan de orde gesteld in het Pentalateraal Energieforum. Zodra de onderzoeksresultaten bekend zijn, zult u hierover worden geïnformeerd. Naar verwachting is dit in de eerste helft van 2009.

68

Welke locaties op de Noordzee zijn geschikt voor de ontwikkeling van een energie-opslag-eiland? Komt dit overeen met de geplande locaties van de andere mogelijke eilanden in de Noordzee (bijvoorbeeld Tulpeiland)?

Momenteel wordt door het ministerie van Verkeer en Waterstaat onderzoek (quick scan) verricht naar mogelijke locaties die geschikt zijn voor een energie-eiland. Afhankelijk van de uitdaging van marktpartijen om met een sluitende businesscase te komen, zullen de resultaten daarvan worden betrokken bij de besluitvorming over het Noordzeebeleid in het kader van het Nationaal waterplan. De schetsen voor locaties voor een Tulpeiland zijn indertijd meer illustratief en als artist impression bedoeld, dan om een precieze plaats te willen duiden. Er kan derhalve niet gesproken worden over geplande locaties.

69

Wat maakt Zon PV zo slecht betaalbaar? Waar ligt het omslagpunt en wanneer is deze te verwachten? Waarom investeren landen als Duitsland en Denemarken wel in deze technologie?

De fabricage van zonnepanelen (zon-pv) is een complexe, high-tech technologie die te vergelijken is met de fabricage van halfgeleiders (computerchips). De apparatuur voor de productie van zon-pv is dus kostbaar. Bovendien was de laatste twee à drie jaar sprake van een tekort van de grondstof silicium op de wereldmarkt, waardoor de prijs van zonnepanelen niet veel kon dalen. De laatste tijd is het grondstoffenprobleem opgelost en kan door opschaling en verbetering van fabricagetechnieken de prijs van zon-pv (verder) gaan dalen. Niettemin zal het nog tot 2020–2030 duren voordat de prijs van zon-pv in Nederland in de buurt komt van het omslagpunt, de consumentenprijs van elektriciteit (nu ca. 23 eurocent per kilowattuur).

De reden dat vooral Duitsland wel veel in zon-pv marktintroductie investeert heeft deels een industriepolitieke reden. In Duitsland is er veel bedrijvigheid op dit terrein. Een andere reden dat Duitsland veel in zon-pv investeert is dat het een bijzonder populaire techniek is om kleinschalig (op gebouwen) toe te passen. De kosten van het Duitse stimuleringsmodel zijn echter wel zeer hoog, namelijk bijna 1 miljard euro per jaar. In Nederland wordt voor een meer bescheiden marktintroductie van zon-pv gekozen omdat marktpartijen (bouwbedrijven, architecten, installateurs) zon-pv eerst goed moeten leren toepassen. Bovendien zijn er veel goedkopere duurzame energietechnieken, zoals windenergie en biomassa. Windenergie zal naar verwachting op de beste windrijke locaties al rond 2010–2012 rendabel zijn.

70

Inmiddels hebben diverse initiatiefnemers hun plannen voor de bouw van een nieuwe kolencentrale in de ijskast gezet. Hoeveel additioneel grootschalig vermogen is vóór 2015 nog te verwachten?

Te verwachten is dat vóór 2015 een totaal aan nieuw vermogen op basis van kolenstook van 3470 MW gerealiseerd zal worden. Dit is als volgt opgebouwd: Electrabel 800 MW, E.On 1070 MW en RWE 1600 MW. NUON heeft in 2007 een beslissing over een investering in grootschalig kolenvermogen met twee jaar uitgesteld.

71

Hoe ziet de vergunningprocedure er uit die doorlopen moet worden voordat er een vergunning voor de bouw van een nieuwe kerncentrale verleend kan worden? Hoe lang duurt deze procedure naar verwachting?

Voordat feitelijk kan worden gestart met de oprichting van een kerncentrale moet een groot aantal planprocedures en vergunningprocedures worden doorlopen. Dit betreft onder meer een Planologische Kernbeslissing (Structuurschema elektriciteitsvoorziening, SEV), streekplan en bestemmingsplan, alsmede vergunningsprocedures op grond van de Kernenergiewet, de Wet verontreiniging oppervlaktewateren, de Woningwet, de Natuurbeschermingswet en andere wetten. In bijna alle gevallen moet ook een milieu-effectrapport voor worden vervaardigd. Daarnaast gelden vergunningseisen die zijn vastgelegd in de gemeentelijke bouwverordening, zoals aanlegvergunning en een gebruiksvergunning.

Uit bovenstaande blijkt dat het een gecompliceerd langdurig proces kan zijn, mede omdat de vele inspraakmogelijkheden en mogelijkheden tot bezwaar en beroep hier vertragend kunnen werken. Een zeer ruwe inschatting leidt er al snel toe dat vanaf het moment dat een initiatiefnemer met concrete plannen komt, rekening gehouden moet worden met een periode van 5 tot 7 jaar.

72

Wat is de stand van zaken bij de gezamenlijke energie-inkoop door de energie-intensieve industrie?

Het Consortium van energie-intensieve bedrijven heeft in december met elektriciteitsproducent E.On een overeenkomst gesloten voor het aangaan van langjarige contracten, waarbij E.On op een Europees marktconforme wijze elektriciteit zal leveren (zie persbericht van het consortium). Daarmee is een van de belangrijkste doelen van het consortium bereikt. Het samen met het consortium ontwikkelde garantiefonds beantwoordt bij nader inzien niet aan de wensen van het consortium. Over de gevolgen van het toekomstige kader van CO₂-handel vindt nog overleg plaats tussen het ministerie en het consortium.

73

Is er ook gekeken naar de scenario’s 3A: «nieuwe kerncentrale vóór 2020»?

Scenario 3 gaat uit van een nieuwe kerncentrale na 2020. Ervan uitgaande dat het volgende kabinet (na de Tweede-Kamerverkiezingen van 2011) een besluit zal nemen over de brandstofmix, is doorgerekend op basis van de gangbare procedures.

In het rapport «Fact Finding Kernenergie, t.b.v. de SER-Commissie Toekomstige Energievoorziening» (september 2007, p. 14 en 18) is aangegeven dat met de besluitvorming en vergunningsverlening voor een eventuele nieuwe kerncentrale in Nederland een periode gemoeid is van 5 tot 7 jaar. Daarnaast bedraagt de bouwtijd bedraagt 4,5 tot 6 jaar. Dit betekent dat de totale procedure in Nederland voor een nieuwe kerncentrale 9,5 tot 13 jaar duurt. Uitgaande daarvan lijkt de ingebruikname van een eventuele nieuwe kerncentrale in Nederland niet gemakkelijk mogelijk voor 2020. Derhalve is er niet gekeken naar een scenario met nieuwe kerncentrale vóór 2020.

74

Wordt het draagvlak bij de Nederlanders voor energienetwerken ook vergroot door ze actief te betrekken bij tracébepaling en inpassing in het landschap? Zo nee, hoe dan?

Door burgers meer te betrekken bij de keuze voor het tracé ontstaat een goede mogelijkheid om het nut en noodzaak van een verbinding beter uit te leggen en ontstaat op die manier meer begrip voor de verbinding als zodanig. Door in het traject goed aan te geven waar invloed op de keuze voor het tracé mogelijk is en wat de afwegingen voor die verschillende keuzes zijn (de voor en nadelen van verschillende tracés goed uitleggen) kunnen burgers zich wel meer betrokken voelen. Ook moet duidelijk zijn waarover geen discussie mogelijk is. Echter bij de uiteindelijke inpassing van een tracé zal voor het draagvlak toch belangrijk blijven in hoeverre de verbinding zichtbaar is (de weerstand tegen een ondergrondse hoogspanningsverbinding is bijvoorbeeld kleiner terwijl het elektromagnetische veld niet verdwijnt).

75

Welke mogelijkheden heeft het kabinet om te bewerkstelligen dat de levering- en productiebedrijven die nu in overheidshanden zijn, ook na splitsing van de geïntegreerde bedrijven in publieke handen blijven? Is het kabinet voornemens die mogelijkheden optimaal te benutten?

Op 1 juli 2008 is het groepsverbod in werking getreden. De energiebedrijven moeten uiterlijk op 1 januari 2011 gesplitst zijn. Op dit moment bereiden de energiebedrijven en de aandeelhouders de splitsingsplannen voor. Na splitsing ontstaat een nieuwe situatie waarbij aandeelhouders voor een belangrijke keuze staan over de toekomst van het aandeelhouderschap van het productie-, handels- en leveringsbedrijf. De toekomst van het aandeelhouderschap is een zelfstandige autonome bevoegdheid van de aandeelhouders, de gemeenten en provincies. Ik heb de Commissie publiek aandeelhouderschap energiebedrijven (Commissie Kist) in januari 2008, mede op verzoek van uw Kamer, gevraagd om publieke aandeelhouders bij te staan bij het maken van keuzes en het nemen van beslissingen over de toekomst van hun aandeelhouderschap. Het gaat dan zowel om het aandeelhouderschap in het netwerkbedrijf na splitsing als om het aandeelhouderschap in het productie-, handels- en leveringsbedrijf. De Commissie heeft op 26 juni 2008 haar eindrapport gepresenteerd. Inmiddels heb ik u de uitgebreide kabinetsreactie verzonden. Daarin doe ik onder meer uitgebreid verslag van mijn gesprekken met de gemeenten en provincies als aandeelhouders. Uit mijn gesprekken blijkt dat de aandeelhouders zich goed rekenschap geven van het bredere publieke belang en daarover verantwoording zullen afleggen in de gemeente en provincieraden. Voor een uitgebreide reactie op uw vraag verwijs ik u graag naar de kabinetsreactie

76

Hoe ver zijn de plannen met CCS gevorderd in China en India?

In China zijn intenties uitgesproken om te komen tot vermindering van de CO₂-emissie. Als één van de daarbij aangegeven mogelijkheden wordt CCS genoemd. Concrete plannen voor toepassing daarvan zijn vooralsnog niet bekend. Wel wordt met voortvarendheid gewerkt aan het toepassen van bijvoorbeeld vergassing als middel om het rendement van de omzetting van fossiele brandstoffen (naar bijvoorbeeld transportbrandstoffen, waterstof, elektriciteit) te verhogen en daarmee reductie van de CO₂-emissie te bereiken. India is op dit moment zeker nog niet zover dat er van plannen voor toepassing van CCS sprake kan zijn.

In beide landen gelden dezelfde twee barrières: financiering is nauwelijks voorhanden voor de noodzakelijke uitbreiding van de energievoorziening, waardoor de extra voor CCS benodigde kosten eenvoudigweg niet financierbaar zijn. Om in deze situatie als eerste over te gaan tot grootschalige toepassing wil men dan liever niet.

77

Hoe wordt de Kamer geïnformeerd over de activiteiten van de Taskforce CCS?

Het kabinet is van plan om eind dit jaar de Kamer uitgebreider te informeren over het CCS-beleid waarbij de activiteiten van de Taskforce CCS worden meegenomen.

78

Wanneer wordt de regelgeving aangepast om olie- en gasinfrastructuren op en rond de Noordzee te behouden voor CCS?

De beslissing door operators tot sluiting van platforms is in eerste aanleg onafhankelijk van de beslissing om diezelfde platforms in de toekomst te gaan gebruiken voor injectie van CO₂ in (uitgeproduceerde) gasvelden. Het betreft immers verschillende «markten».

Daarbij komt, dat er onzekerheden bestaan, zowel aan de kant van de gasproductie (moment van staken van de productie onder invloed van energiemarktcondities) als aan de kant van grootschalige CO₂-opslag (toekomstige CO₂-prijs in verhouding tot kosten) Het is dus inderdaad niet vanzelfsprekend, dat de tijdschema’s van de sluiting van platforms (en de bijbehorende faciliteiten, zoal putten, gasbehandeling-installaties en transportleidingen) en de behoefte aan CO₂-opslag en injectiecapaciteit zonder regie naadloos op elkaar zullen aansluiten.

De mijnbouwregelgeving verplicht tot het verwijderen van de offshore mijnbouwinstallaties nadat de (gas)winning is beëindigd. De termijn waarbinnen dat moet gebeuren is op grond van internationale afspraken¹ gesteld op 2 jaar. Onshore faciliteiten kunnen langer in stand worden gehouden – dit hangt af van de finale voorwaarden die verbonden worden aan de instemming van de minister van economische zaken met het sluitingsplan.

Als er uitzicht is op later gebruik van het veld is het echter mogelijk om voor de offshore opruimingsplicht uitstel te krijgen. Als de bestaande operator van de winningsvergunning het veld voor CO₂-opslag wil gebruiken, is aanpassing van de offshore regelgeving niet nodig. Als de situatie echter zo is dat de operator het veld wil verlaten, dan is aanpassing nodig omdat de overheid anders het behoud van de installaties niet kan afdwingen.

De omvang van deze aanpassing (en dus ook de voorbereidingstijd) is afhankelijk van een aantal beleidsmatige besluiten over de rol van de overheid of overheidspartijen bij het organiseren en regisseren van de opslag. Deze besluiten wil het kabinet ook graag aan de Kamer voorleggen. Naar verwachting is een wetsvoorstel om dit te aan te passen zeker niet eerder dan het voorjaar 2009 gereed om aan de Raad van State aan te bieden.

Het richtlijnvoorstel van de EU over CCS gaat niet in op deze materie – in de ontwerpwetgeving voor de implementatie van de richtlijn zal deze regelgeving daarom niet kunnen worden meegenomen.

79

Volgens figuur 4.3 zou de beschikbare opslagcapaciteit voor CO₂ rond 2030 op ongeveer 2500 Mton liggen. Om deze hoeveelheid in perspectief te zien: hoeveel Mton CO₂ stoot een kolencentrale uit tijdens zijn gehele levensduur?

Een moderne kolencentrale heeft ongeveer een capaciteit van 1000 MW en een elektrisch rendement van 46% zonder CCS. Bij een levensduur van 40 jaar en een totale draaitijd van 255 000 uur levert dat ongeveer 200 Mton CO₂-emissie gedurende de levensduur op.

80

Klopt de informatie van de heer Mannekes van NOGEPA dat de totale praktisch benutbare opslagcapaciteit voor CO₂ in Nederland (exclusief het Slochterenveld, omdat dit immers pas na 2040 leeg is) ongeveer 1600 Mton bedraagt? Zo ja, klopt het dat deze opslagcapaciteit net genoeg is voor de CO₂ die 8 kolencentrales tijdens hun gehele levensduur uitstoten?

De heer Van Mannekes van NOGEPA baseert zich bij het cijfer van 1600 Mton op een recente studie¹ over de offshore-capaciteit en een eerste schatting over de onshore-capaciteit. Offshore is de capaciteit zo’n 800 Mt CO₂. Aan de capaciteit onshore zal het ministerie van economische zaken dit najaar nog een specifieke studie wijden, maar voorlopige schattingen leren, dat het (maximaal praktisch te benutten) potentieel onshore in dezelfde orde ligt als dat voor de offshore – dit alles leidt tot een geschatte totale capaciteit van 1600 Mton.

De daadwerkelijke benutting van dit opslagpotentieel hangt af van de aanwezigheid van beperkingen aan de beschikbaarheid van de uitgeproduceerde gasvelden. Voor de onshore capaciteit geldt – meer dan voor offshore – dat beperkingen aan het opslagpotentieel zowel kunnen voortvloeien uit concurrerend alternatief gebruik van het veld (bv. voor gasopslag) als uit bovengrondse beperkingen vanuit ruimtelijk oogpunt. Deze opslagcapaciteit is inderdaad net voldoende voor een achttal kolencentrales. Een kolencentrale heeft ca. 5 Mt per jaar CO₂-uitstoot die afgevangen zou kunnen worden. Als de gemiddelde levensduur van een centrale op 40 jaar wordt gesteld, dan is er voor elke kolencentrale een totale vraag aan opslagvolume van 200 Mt. Voor 8 van dergelijke centrales zou de totale vraag dan 1600 Mt bedragen.

81

Hoe is het mogelijk dat het Rotterdam Climate Initiative op dit moment in het buitenland acquisitie voert om CO₂ in Nederland op te slaan, terwijl de Nederlandse opslagcapaciteit relatief gering is?

De indruk dat het RCI nu acquisitie voert om CO₂ in Nederland op te slaan, lijkt mij gebaseerd op een misverstand. Het RCI kijkt vooral naar de opties voor opslag van CO₂ uit de eigen regio binnen en buiten Nederland (bijvoorbeeld in Noorwegen) en kijkt naar de wijze waarop de CO₂-infrastructuur op de lange termijn doelmatig kan worden ingezet voor doorvoer naar opslaglokaties buiten Nederland. Bij de berichtgeving van het RCI over de eigen CO₂-plannen is nadrukkelijk het voorbehoud gemaakt dat een opslagrol voor andere industriële regio’s afhankelijk is van duidelijkheid over het Nederlandse opslagpotentieel.

82

Wie moet in de toekomst de verantwoordelijkheid en aansprakelijkheid voor (mogelijke schade als gevolg van) CO₂-opslag gaan dragen? Wanneer en onder welke voorwaarden zal de overheid de verantwoordelijkheid volgens het richtlijnvoorstel overnemen?

De verantwoordelijkheid voor de CO₂-opslaglocatie betreft het eventuele onderhoud van de site, monitoring en controle van het ingesloten CO₂ en de verplichting van het nemen van eventuele (milieu)veiligheidsmaatregelen. Het ontwerp voor een CCS-richtlijn van de EU voorziet in overdracht van verantwoordelijkheid van een opslaglocatie in twee situaties: 1) wanneer een opslagvergunning wordt ingetrokken en 2) wanneer een opslag wordt gesloten op initiatief van de exploitant, bijvoorbeeld omdat deze vol is.

In deze situaties dient een door de lidstaten aangewezen bevoegde autoriteit de verantwoordelijkheid van de opslaglocatie op zich te nemen. De gedachte bij de eerste situatie is dat de verantwoordelijkheid weer over zal gaan op een opvolgende exploitant, zodra er een nieuwe vergunning is verstrekt. Bij de tweede situatie gaat het om definitieve insluiting van het opgeslagen CO₂, ofwel het bewaren van het opgeslagen CO₂ voor de zeer lange termijn. De verantwoordelijkheid gaat niet eerder over dan nadat is aangetoond dat de opslaglocatie veilig is. Ten aanzien van de overdracht van de verantwoordelijkheid en de definitieve afsluiting mogen de lidstaten aanvullende eisen stellen. Of er nog nadere eisen moeten worden gesteld, wordt nader bezien.

Voor wat betreft de aansprakelijkheid moet ervan worden uitgegaan dat in beginsel de exploitant aansprakelijk is als zich een schadebrengende gebeurtenis voordoet. Na sluiting en overdracht van de verantwoordelijkheid is dat in principe de Staat, omdat de bevoegde autoriteit de locatie dan beheert. De Wet Milieubeheer kent regels die exploitant verplichten maatregelen te nemen ingeval van (dreigende) milieuschade. Ook kan de overheid verplicht zijn om dergelijke maatregelen zelf te nemen. De kosten daarvan kunnen in principe worden verhaald op de exploitant. Potentiële exploitanten hebben aangegeven dat zij niet aansprakelijk willen blijven in de lange periode na sluiting van een locatie. Ik beraad mij nog over de vraag in hoeverre exploitanten na verlating van de locatie redelijkerwijs gevrijwaard zouden moeten worden van aansprakelijkheden.

De kosten van het onderhoud en dergelijke van een CO₂-opslag komen voor rekening van de exploitant. Na overdracht van de verantwoordelijkheid is dat de bevoegde autoriteit. De kosten voor de langetermijn-bewaring komen neer op de Staat, maar het is eventueel mogelijk deze te bekostigen uit bijdragen van commerciële exploitanten. Op de langere termijn mag worden verwacht dat de beheerskosten, die uiteindelijk zullen bestaan uit sporadische monitoring, zeer gering worden.

De precieze hoogte van de kosten voor het onderhoud van een opslaglocatie (tijdens in bedrijf zijn en na afsluiten) zijn locatiespecifiek en op dit moment niet bekend. Voor informatie over de situatie in Noorwegen verwijs ik naar het antwoord op vraag 25.

---

1 Samenstelling:

Leden: Van der Vlies (SGP), Schreijer-Pierik (CDA), Vendrik (GL), Ten Hoopen (CDA), Tichelaar (PvdA), voorzitter, Hessels (CDA), ondervoorzitter, Van der Ham (D66), Van Velzen (SP), Aptroot (VVD), Smeets (PvdA), Samsom (PvdA), Dezentjé Hamming-Bluemink (VVD), Irrgang (SP), Jansen (SP), Biskop (CDA), Ortega-Martijn (CU), Blanksma-van den Heuvel (CDA), Van der Burg (VVD), Graus (PVV), Zijlstra (VVD), Besselink (PvdA), Gesthuizen (SP), Ouwehand (PvdD), Vos (PvdA) en De Rouwe (CDA).

Plv. leden: Van der Staaij (SGP), Van Dijk (CDA), Sap (GL), Van Vroonhoven-Kok (CDA), Blom (PvdA), Aasted Madsen-van Stiphout (CDA), Koşer Kaya (D66), Ulenbelt (SP), Blok (VVD), Boelhouwer (PvdA), Kalma (PvdA), Weekers (VVD), Karabulut (SP), Luijben (SP), De Nerée tot Babberich (CDA), Cramer (CU), Atsma (CDA), De Krom (VVD), Madlener (PVV), Vacature (algemeen), Van Dam (PvdA), Gerkens (SP), Thieme (PvdD), Heerts (PvdA) en Uitslag (CDA).

1 «Potential for CO₂-storage in depleted gas fields at the Netherlands Continental Shel – Phase 1: Technical assessment», juni 2008, TNO/DHV in opdracht van EZ/Nogepa.

1 Versnelling van de ontwikkeling van TTF en de groothandelsmarkt voor gas, NMa/DTe, september 2007.

2 Gasmonitor, ontwikkelingen in de groothandelsmarkt gas in Nederland in 2006, NMa/DTe, december 2007.

1 OSPAR Conventie 1992: «Convention for the Protection of the Marine Environment of the North-East Atlantic».

1 «Potential for CO₂-storage in depleted gas fields at the Netherlands Continental Shel – Phase 1: Technical assessment», juni 2008, TNO/DHV in opdracht van EZ/Nogepa.