32 813 Kabinetsaanpak Klimaatbeleid op weg naar 2020

Nr. 49 BRIEF VAN DE MINISTER VAN ECONOMISCHE ZAKEN

Aan de Voorzitter van de Tweede Kamer der Staten-Generaal

Den Haag, 24 mei 2013

De vaste commissie van Economische Zaken heeft mij verzocht om een reactie in algemene zin op de hoofdvragen die in het rondetafelgesprek over de Energiewende in Duitsland centraal stonden. Samengevat zijn deze vragen: (a) wat zijn de effecten van de Duitse Energiewende op de Nederlandse elektriciteits- en gasmarkt; (b) wat zijn de effecten van de Duitse Energiewende op de mondiale CO₂-uitstoot en het gebruik van de verschillende energiebronnen; en (c) welke mogelijkheden zijn er voor meer samenwerking binnen de Noordwest-Europese elektriciteitsmarkt en wat is de impact van de energietransitie op de economische ontwikkeling? Bij elk van deze vragen vraagt uw Kamer bijzondere aandacht voor samenwerking binnen de EU. Met deze brief voldoe ik graag aan uw verzoek. Ik richt me hierbij primair op de elektriciteitsmarkt, aangezien dit de focus van de Energiewende is.

De Energiewende in feiten en cijfers

De Energiewende is het beleidsconcept van Duitsland om te komen tot een CO₂-neutrale energievoorziening. De Energiewende is vastgelegd in september 2010 («Energiekonzept»). De doelen van Duitsland zijn:

• Reductie van de uitstoot van broeikasgassen met 40% in 2020, 55% in 2030, 70% in 2040 en 80–95% in 2050 ten opzichte van 1990;

• Uitbreiden van het aandeel hernieuwbare energie in het finaal energieverbruik naar 18% in 2020 (overeenkomstig de EU-richtlijn hernieuwbare energie), 30% in 2030 en 60% in 2050. Duitsland streeft ernaar dat in 2050 80% van de elektriciteitsproductie uit hernieuwbare bronnen komt;

• Reductie van de primaire energieverbruik met 20% in 2020 en 50% in 2050 ten opzichte van 2008. Daarvoor zijn de volgende subdoelen vastgesteld:

  • Toename van de energieproductiviteit met gemiddeld 2,1% per jaar, ten opzichte van het finaal energieverbruik;

  • Reductie van het elektriciteitsverbruik van 10% in 2020 en 25% in 2050, ten opzichte van 2008;

  • Reductie van het finaal energieverbruik in de transportsector van 40% in 2050, ten opzichte van 2005;

  • Verdubbeling van het renovatietempo in de gebouwde omgeving naar 2% van de gebouwenvoorraad per jaar.

• In aanvulling op deze doelen heeft Duitsland in de zomer van 2011 besloten om kernenergie voor elektriciteitsproductie volledig uit te faseren (de «Atomausstieg»). Uiterlijk in 2022 moeten de laatste kerncentrales uit bedrijf genomen worden.¹

Van de doelstelling van 18% hernieuwbare energie heeft Duitsland 12,6% gerealiseerd. Daarbij leunt Duitsland vooral op hernieuwbare elektriciteitsproductie: in 2012 is het aandeel hernieuwbaar gestegen tot 22,9% van het elektriciteitsverbruik. Elektriciteit is dan ook de essentie van de Energiewende. De productie van elektriciteit uit hernieuwbare bronnen was in 2012 136,1 TWh, een toename van 10,2% ten opzichte van 2011. De belangrijkste hernieuwbare productiebronnen zijn windenergie (33,8%), bioenergie (30%) en zonne-energie (20,6%). Met name zon-pv maakt een sterke groei door. In 2012 is er 7.604 MW nieuw zon-pv vermogen in Duitsland geïnstalleerd. Daarmee komt het totale zon-pv vermogen in 2012 op 32.643 MW. Het totale vermogen hernieuwbare elektriciteitsproductie in Duitsland is in 2012 76.017 MW.²

De piekvraag (maximale vraag naar elektriciteit) is in Duitsland ca. 80 GW (80.000 MW). Het opgesteld vermogen hernieuwbare elektriciteitsproductie komt nu dus al grofweg overeen met de piekvraag en zal de komende jaren verder stijgen. Wanneer de weersomstandigheden gunstig zijn – veel wind, veel zonneschijn – produceert Duitsland meer elektriciteit dan zij nodig heeft. Daardoor is de export van elektriciteit van Duitsland naar haar buurlanden toegenomen (zie hieronder) en doen zich binnen Duitsland in toenemende mate negatieve prijzen voor. Dat wil zeggen dat consumenten betaald krijgen om elektriciteit af te nemen. In de laatste week van 2012 was er zelfs sprake van een elektriciteitsprijs op de spotmarkt van – € 222/MWh.³

Duitsland financiert de stijging van het aandeel hernieuwbare energie via een feed-in tarief, de Erneuerbare Energie Gesetz (EEG). De kosten van de EEG worden via een opslag op de energierekening door de consumenten betaald. De afgelopen 7 jaar is deze opslag verzesvoudigd van €ct 0,88/kWh naar €ct 5,28/kWh. Daarmee lag de EEG-opslag in 2013 hoger dan de elektriciteitsprijs op de groothandelsmarkt (€ct 4,5/kWh). Waar de EEG-opslag in 2006 nog 4,5% uitmaakte van de energierekening van een huishouden, is dit in 2013 gestegen naar 18,3%. De totale kosten van de EEG zijn opgelopen naar € 16 miljard per jaar.⁴ Conform de EEG worden subsidies voor een periode van 20 jaar verstrekt. Volgens de Duitse minister voor Milieu is er tot 2022 reeds voor € 317 miljard aan subsidies toegekend. Indien het Duitse beleid voor hernieuwbare energie in zijn huidige vorm gehandhaafd blijft, zal er volgens de minister door de groei van hernieuwbare energie nog eens € 360 miljard extra toegekend worden, waardoor de totale kosten voor de stimulering van hernieuwbare energie in 2022 uitkomen op ca. € 680 miljard. Bij voortzetting van het bestaande beleid zouden deze kosten nog verder oplopen tot € 1.000 miljard (oftewel € 1 biljoen) in 2040. Deze kosten betreffen uitsluitend subsidies voor hernieuwbare energie en zijn exclusief investeringen in energie-infrastructuur, reservecapaciteit, R&D, energiebesparing et cetera. De minister pleitte daarom voor een «noodrem» in het Duitse subsidiebeleid om de oplopende kosten te beperken.⁵ Tijdens een workshop georganiseerd door het DG Mededinging van de Europese Commissie op 12 april 2013 adviseerden diverse partijen, waaronder Eurelectric en de European Federation of Energy Traders, dan ook om een feed-in tarief, zoals de EEG, om te vormen naar een feed-in premie, zoals de SDE+. Ik wijs er overigens op dat de kosten van de EEG niet 1-op-1 te vergelijken zijn met het budget voor de SDE+. De Duitse EEG en de Nederlandse SDE+ verschillen namelijk in welke kosten zij wel en niet afdekken, welke risico’s hernieuwbare energieproducenten lopen en dergelijke.

Met de «Atomausstieg» wordt in Duitsland tussen 2011 en 2022 al het nucleair vermogen uitgeschakeld. In totaal gaat het om 20.470 MW. Inmiddels zijn 8 van de 17 kerncentrales uit bedrijf genomen. De overige centrales worden stapsgewijs tussen 2015 en 2022 gesloten. Binnen Duitsland wordt de tot nu toe weggevallen productie uit kerncentrales naast het stijgende aandeel hernieuwbare elektriciteitsproductie opgevangen door toegenomen productie uit bruinkool- en steenkoolcentrales. De toename in het primaire energieverbruik in 2012 t.o.v. 2011 uit hernieuwbare energie is 8,1%, uit bruinkool 5,3% en uit steenkool 3,1%.⁶

Effecten op de Nederlandse elektriciteits- en gasmarkt

Nederland is onderdeel van de geïntegreerde Noordwest-Europese elektriciteitsmarkt. Beleidsmaatregelen in Duitsland hebben dan ook direct effect op de andere landen die onderdeel zijn van deze markt, en vice versa. Vanzelfsprekend spelen bij de ontwikkeling van de energiemarkt ook andere zaken dan de Energiewende een rol. Zaken als de groei van hernieuwbare elektriciteitsproductie in Duitsland, een lager dan verwachte elektriciteitsvraag ten gevolge van de economische crisis, ontwikkeling van de prijzen van kolen en aardgas – mede ten gevolge van de schaliegaswinning in de Verenigde Staten – en ontwikkeling van de CO₂-prijs grijpen op elkaar in en zorgen tezamen voor marktontwikkelingen. Het is daarom niet goed mogelijk de effecten van de Energiewende op de Nederlandse markt geïsoleerd te bekijken.

Wel zie ik een aantal marktontwikkelingen waar de Energiewende op zijn minst een belangrijke rol in speelt:

• De import van elektriciteit is tussen 2010 en 2012 duidelijk toegenomen. Hoewel Nederland nog wel elektriciteit exporteert naar België en het Verenigd Koninkrijk neemt de import met name vanuit Duitsland toe. Nederland is netto-importeur van elektriciteit. Volgens voorlopige cijfers van het CBS was de invoer van elektriciteit in 2012 ca. 32 TWh. De invoer was in 2012 ruim twee keer zo groot als de uitvoer.⁷

• De elektriciteitsprijzen in de Noordwest-Europese regio lopen de laatste maanden met name tussen Duitsland en de rest van de Noordwest-Europese markt uiteen. Dit is een breuk met de trend van de afgelopen jaren, waarin de prijzen als gevolg van marktkoppeling juist meer geconvergeerd waren. De groothandelsprijs (dag-vooruit) in Nederland was in 2012 gemiddeld € 4 per MWh hoger dan in Duitsland. Het ontstane prijsverschil met Duitsland is grotendeels te verklaren door de omvangrijke toename van gesubsidieerde hernieuwbare elektriciteitsproductie in Duitsland.⁸

• Door de combinatie van een lager dan verwachte elektriciteitsvraag en de toegenomen import uit Duitsland hebben vrijwel alle conventionele elektriciteitscentrales in Nederland te maken met tegenvallende marktomstandigheden in de vorm van lagere elektriciteitsprijzen. Uit signalen van de markt blijkt dat met name gascentrales minder draaiuren kunnen maken. Gascentrales bevinden zich thans bovenin de «merit order» en worden daardoor als eerste uit de markt geduwd. Hierbij speelt ook mee dat de gasprijzen relatief hoog zijn ten opzichte van de kolenprijzen en dat de CO₂-prijs laag is. Dit blijkt ook uit cijfers van het CBS: tussen 2010 en 2012 is de inzet van aardgas voor elektriciteitsproductie afgenomen van 664 PJ naar 507 PJ.⁹

• In Duitsland doet zich steeds vaker de situatie voor dat elektriciteitsstromen vanwege beperkte capaciteit op het nationale net worden «afgevoerd» via buurlanden, met name naar Polen en Tsjechië, maar ook naar België en in mindere mate Nederland. Dit fenomeen van – vaak onaangekondigde – uitvoer van elektriciteitsstromen wordt aangeduid als «loop flows». Dit zorgt voor extra belasting van het net. Om problemen voor hun nationale netten te voorkomen beschikken zowel Nederland als België al enige jaren over zogenaamde phase shifter transformers (PST’s) waarmee zij een deel van de invoer naar het Nederlandse en Belgische net kunnen regelen. Ook wordt door de inzet van deze PST’s de stroom evenredig verdeeld over de interconnectoren zodat alle beschikbare capaciteit kan worden gebruikt. De inzet van PST’s gebeurt in nauwe coördinatie tussen TenneT Nederland, TenneT Duitsland, de Belgische netbeheerder Elia en de Duitse netbeheerder Amprion om te voorkomen dat een netbeheerder in één van de buurlanden in een kritische situatie belandt.

Effecten op de doelstellingen van het Nederlandse energie- en klimaatbeleid en maatregelen van het kabinet

Het energiebeleid van dit kabinet is gericht op een betrouwbare, betaalbare en schone energievoorziening. Daarbij hanteer ik een aantal uitgangspunten:

• De elektriciteitsmarkt is geliberaliseerd. Het is aan marktpartijen om te investeren in opwekkingstechnologieën. De overheid stelt daarbij randvoorwaarden ten aanzien van veiligheid en milieu. Daarnaast zorgt de overheid voor een goede marktordening.

• De overheid is technologieneutraal. De overheid geeft in beginsel geen stimulering voor specifieke technologieën. Ook het stimuleringsbeleid voor de uitrol van hernieuwbare energie is technologieneutraal ingericht: binnen de SDE+ concurreren hernieuwbare energietechnologieën met elkaar, waarbij de markt uiteindelijk bepaalt welke projecten in aanmerking komen voor subsidie.

• Nederland is onderdeel van de geïntegreerde Noordwest-Europese elektriciteitsmarkt en van het Europese systeem voor emissiehandel (ETS). Uitgangspunt van het energiebeleid is dan ook een internationaal perspectief. Nationale maatregelen kunnen in deze context inefficiënt of zelfs contraproductief zijn.

Bovengenoemde ontwikkelingen hebben gevolgen voor de doelen van het energiebeleid. Hieronder geef ik beknopt aan wat deze gevolgen zijn en welke maatregelen ik daarvoor neem.

Betrouwbare energievoorziening

Een betrouwbare energievoorziening betekent dat afnemers erop kunnen rekenen dat er altijd voldoende energie is om in de vraag te voorzien, en dat die energie ook aan hen geleverd kan worden (leveringszekerheid). Voor de elektriciteitsmarkt monitort TenneT de leveringszekerheid en brengt hier jaarlijks een rapport over uit. Hieruit blijkt dat de leveringszekerheid tot en met 2019 gewaarborgd is. Ook tot 2027 verwacht TenneT (met een wat grotere onzekerheidsmarge) voldoende aanbod van elektriciteit om in de binnenlandse vraag te voorzien.¹⁰

In tegenstelling tot Nederland, maakt Duitsland zich wel zorgen over de leveringszekerheid op middellange termijn. Met het stijgende aandeel hernieuwbare elektriciteitsproductie heeft Duitsland reservecapaciteit nodig voor momenten dat de weersomstandigheden ongunstig zijn. Duitsland vreest dat de markt niet de nodige investeringen in reservecapaciteit zal doen, omdat deze centrales op jaarbasis weinig draaiuren zullen maken en daarom economisch onaantrekkelijk zijn. Duitsland overweegt daarom de invoering van een zogenaamd capaciteitsmechanisme. Ik sta kritisch tegenover nationale maatregelen op dit gebied. In de sterk geïntegreerde Europese energiemarkt hebben dit soort nationale maatregelen onvermijdelijk grensoverschrijdende effecten. Zij kunnen daarmee de interne markt ondermijnen. Europese en regionale afstemming over leveringszekerheidvraagstukken is daarom vereist. Ik ben hierover met Duitsland en andere landen in gesprek. Daarbij neem ik ook mee dat Nederlandse centrales mogelijk kunnen voorzien in de capaciteitsvraag in die landen, mits de infrastructuur hierop is toegerust. Nederland ziet een goed werkende interne energiemarkt als een cruciale voorwaarde voor een succesvolle energietransitie en steunt de ambities die de Europese Commissie heeft neergelegd in haar mededeling over de interne energiemarkt.

Ten aanzien van de elektriciteitsnetten geldt dat het toenemende aandeel hernieuwbare energie hoge eisen stelt aan de energie-infrastructuur in heel Europa. In dit verband is het van belang dat op 15 mei 2013 de verordening betreffende de trans-Europese energie-infrastructuur («het infrastructuurpakket») in werking is getreden. Dit pakket aan maatregelen onderstreept de noodzaak om energienetwerken binnen Europa met elkaar te verbinden en te moderniseren. Het pakket omvat maatregelen gericht op het stimuleren van investeringen in Europese infrastructuur door ondermeer het stroomlijnen en versnellen van het vergunningverleningtraject, door Europese financiële steun mogelijk te maken en door het oprichten van een kostenallocatiemechanisme voor grensoverschrijdende infrastructuur. Een optimale planning van infrastructuur vereist ook nauwe Europese samenwerking tussen landelijke netbeheerders. Deze vindt op dit moment plaats in verschillende organisaties: het Europese netwerk van landelijke netbeheerders voor elektriciteit (ENTSO-E) en voor gas (ENTSO-G), het Northseas Countries» Offshore Grid Initiative (NSCOGI) en het pentalateraal energieforum (samenwerkingsverband tussen de Benelux-landen, Frankrijk, Duitsland, Oostenrijk en Zwitserland). In ENTSO-E en ENTSO-G verband stellen de netbeheerders bijvoorbeeld om de twee jaar een Ten Year Network Development Plan op voor Europese infrastructuur. Daarnaast maken zij ook regionale analyses met betrekking tot de leveringszekerheid. Ik steun deze aanpak omdat die bijdraagt aan het faciliteren van marktintegratie en aan een goede waarborging van de leveringszekerheid.‪

Naast investeringen in uitbreiding en modernisering van de Europese energie-infrastructuur is ook een verdergaande Europese benadering van de borging van de stabiliteit van het netwerk nodig. De systeemoperatie van het elektriciteitsnetwerk, waaronder de beheersing van de frequentiestabiliteit, wordt door de systeembeheerders in Europa permanent gemonitord. De Europese systeembeheerders hebben in ENTSO-E verband een werkprogramma opgezet om ondermeer deze frequentiekwaliteit verder te verbeteren. Men is bezig met de formulering van Europese netwerkcodes.¹¹ Bij dit codeproces zijn ook het agentschap voor de samenwerking van energietoezichthouders (ACER), nationale toezichthouders (ACM) en marktpartijen betrokken. De codes worden uiteindelijk vastgesteld door de lidstaten. Ik ondersteun deze Europese benadering, zoals ik ook op 15 mei 2013 heb aangegeven in mijn reactie op de motie van Kamerlid Jansen (SP) tijdens de plenaire behandeling van het REMIT-wetsvoorstel.¹²

Betaalbare energievoorziening

Ten aanzien van een betaalbare energievoorziening gaat het om de energieprijzen. Enerzijds zijn de elektriciteitsprijzen in Nederland momenteel relatief laag, mede ten gevolge van lagere vraag door de economische crisis, de overcapaciteit aan productiecentrales en sterke groei in productie vanuit hernieuwbare bronnen. Anderzijds constateer ik dat het prijsverschil tussen Nederland en Duitsland toeneemt, waarbij de elektriciteitsprijzen in Duitsland structureel lager liggen. Zoals uit de cijfers hierboven blijkt, zorgt hernieuwbare elektriciteitsproductie in Duitsland voor lage elektriciteitsprijzen, maar voor hoge subsidiekosten. De subsidiekosten komen niet tot uitdrukking in de elektriciteitsprijzen op de groothandelsmarkt, maar komen via de EEG-oplage wel op de rekening van de consument terecht.

Desalniettemin vind ik het toenemende prijsverschil tussen Nederland en Duitsland zorgwekkend. Dit kan de concurrentiepositie van de Nederlandse industrie ten opzichte van die van Duitsland namelijk schaden. Ik zet mij dan ook in voor een betere en efficiëntere werking van de Noordwest-Europese elektriciteitsmarkt. Dat doe ik primair via het pentalateraal forum, waarin Nederland zich onder andere hard maakt voor het beter benutten van interconnecties (flow based marktkoppeling), het op elkaar afstemmen van grensoverschrijdende investeringen in netcapaciteit, verdere ontwikkeling van grensoverschrijdende intraday-markten en Europese harmonisatie van balanceringsmarkten. Daarnaast zet ik mij in voor uitbreiding van de interconnectiecapaciteit, zoals de nieuwe verbinding tussen Doetinchem en Wesel.

Wat betreft de nettarieven is relevant dat Duitse grootverbruikers gebruik kunnen maken van een speciale vrijstellingregeling. De Duitse regeling staat momenteel onder druk, vanwege een aangekondigd staatssteunonderzoek van de Europese Commissie en een Duitse gerechtelijke uitspraak. Duitsland heeft aangekondigd dat zij voornemens is een nieuwe grootverbruikerregeling vorm te geven. Binnen de wetgevingsagenda STROOM verken ik de mogelijkheden om via aanpassing van de tarieven de netkosten van grootverbruikers te verlagen.

Schone energievoorziening

Wat betreft een schone energievoorziening heeft het kabinet een doelstelling van 16% hernieuwbare energie in 2020. Aangezien Nederland en Duitsland onderdeel zijn van een gezamenlijke elektriciteitsmarkt ben ik met Duitsland in gesprek om onze systemen voor hernieuwbare energie beter op elkaar af te stemmen. Daarbij gaat het allereerst om het stimuleringsbeleid: de EEG en de SDE+. Daarnaast onderzoeken we hoe we vergelijkbare marktprikkels aan hernieuwbare elektriciteitsproducenten kunnen geven, zodat hernieuwbare energie geïntegreerd wordt in de elektriciteitsmarkt. In dat kader is Duitsland bijvoorbeeld geïnteresseerd in het uitwisselen van ervaringen ten aanzien van het Nederlandse systeem van programmaverantwoordelijkheid. Door betere afstemming van het stimuleringsbeleid en de marktintegratie kunnen we subsidieconcurrentie tegengaan en onze doelen op een efficiëntere wijze realiseren. In dit kader onderzoek ik eveneens de mogelijkheid om de SDE+ open te stellen voor projecten in het buitenland. Verder zie ik voor hernieuwbare energie en energiebesparing veel kansen voor Nederlandse bedrijven in de Energiewende. Zo zijn er kansen voor Nederlandse bedrijven die machines en technologie op het gebied van zonne-energie maken.¹³ Via het topsectorenbeleid werk ik aan een goede positionering van Nederlandse bedrijven op de Duitse energiemarkt.

Een schone energievoorziening heeft vanzelfsprekend ook betrekking op de CO₂-uitstoot. Nederland en Duitsland vallen onder het Europese systeem voor emissiehandel (ETS), waarbij de CO₂-uitstoot gebonden is aan het Europese emissieplafond. Daarbij maakt het niet uit welke bronnen worden ingezet voor elektriciteitsproductie. Het ETS stelt zeker dat de CO₂-reductiedoelstelling wordt gehaald in de sectoren die onder het ETS vallen. Bovenstaande ontwikkelingen hebben dan ook geen effect op de totale CO₂-uitstoot in Europa. Wel is het zo dat door de lage CO₂-prijs (met name ten gevolge van de economische crisis maar ook door de stimulering van hernieuwbare energie) extra subsidies voor hernieuwbare energie nodig zijn. Dit vergroot immers het verschil in kostprijs tussen fossiele energie en hernieuwbare energie. Ook is er sprake van het zogenaamde waterbedeffect. Duitsland heeft immers nationaal een hogere CO₂-doelstelling voor 2020 dan Europees is vastgesteld (40% resp. 20% CO₂-reductie in 2020 t.o.v. 1990). Indien Duitsland haar nationale CO₂-doelstelling haalt, zal dat leiden tot meer ruimte voor CO₂-uitstoot in andere EU-lidstaten.

In het kader van het SER-Energieakkoord wordt momenteel gesproken over veel zaken die raken aan bovenstaande doelen. De uitkomsten daarvan wacht ik graag af en neem ik mee in mijn verdere beleid. Het vergroten van de energie-efficiëntie verdient daarbij bijzondere aandacht. Energie-efficiëntie draagt immers op alle fronten bij aan een betrouwbare, betaalbare en schone energievoorziening. Ik heb uw Kamer reeds toegezegd met een plan van aanpak te zullen komen voor het vergroten van de energie-efficiëntie, in samenhang met de uitkomsten van het SER-traject.

Verstevigen van de samenwerking: Europees, regionaal en bilateraal

De afgelopen jaren zijn belangrijke stappen gezet die bijdragen aan een sterke interne energiemarkt. Met het derde pakket, de REMIT-verordening, het infrastructuurpakket en de richtlijnen voor hernieuwbare energie en energie-efficiëntie zijn duidelijke kaders en voorwaarden geschapen waarbinnen de markt haar werk kan doen. Het is belangrijk dat Europese overheden waar relevant de implementatie en uitwerking van deze wetgeving voortvarend oppakken en streven naar een steeds meer gemeenschappelijk beleid. Daarnaast is nauwe samenwerking tussen de energietoezichthouders en de netwerkbedrijven in de EU essentieel. Dit alleen is echter niet voldoende. Ik streef daarom aanvullend naar regionale en bilaterale samenwerking.

Regionale samenwerking is cruciaal voor de ontwikkeling van de Noordwest-Europese elektriciteitsmarkt, een goed investeringsklimaat en de voorzienings- en leveringszekerheid. Dat doe ik primair via het pentalateraal forum. Ik zet me er daarom voor in dat tijdens de Energieraad op 7 juni in het pentalateraal forum een verklaring wordt ondertekend, waarmee we hernieuwde focus leggen op het integreren van de markten en het vormgeven van een effectieve regionale aanpak voor investeringen in productievermogen.

In de Noordwest-Europese regio zijn de ontwikkelingen in Duitsland van bijzonder belang voor Nederland. Ik maak mij dan ook sterk voor het verstevigen van de bilaterale samenwerking met Duitsland. Dit voorjaar heb ik met mijn Duitse collega’s van Economische Zaken en van Milieu afspraken gemaakt over verdergaande energiesamenwerking op het terrein van de integratie van de energiemarkten, effectieve inpassing van de infrastructuur, borging van de leveringszekerheid in de regio, samenwerking op het terrein van hernieuwbare energie en energie-innovatie. Deze afspraken zijn nog eens bevestigd door de bondskanselier en de minister-president tijdens de top tussen Duitsland en Nederland op 23 mei jongstleden. Daarmee heeft dit kabinet een nieuwe impuls gegeven aan de energiesamenwerking tussen Nederland en Duitsland.

De minister van Economische Zaken, H.G.J. Kamp

---

1 BMWi, Die Energiewende in Deutschland, februari 2012. Beschikbaar via: http://www.bmwi.de/Dateien/BMWi/PDF/energiewende-in-deutschland,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf .

BMU, The path to the energy of the future – reliable, affordable and environmentally sound, juni 2011. Beschikbaar via: http://www.bmu.de/en/uebrige-seiten/the-path-to-the-energy-of-the-future-reliable-affordable-and-environmentally-sound/ .

2 BMU, Erneuerbare Energien 2012, februari 2013. Beschikbaar via: http://www.erneuerbare-energien.de/fileadmin/Daten_EE/Bilder_Startseite/Bilder_Datenservice/PDFs__XLS/hintergrundpapier_ee_2012.pdf .

3 Europese Commissie, Quarterly Reports On European Electricity Markets. Beschikbaar via: http://ec.europa.eu/energy/observatory/electricity/electricity_en.htm .

4 BMU, Energiewende sichern – Kosten begrenzen, januari 2013. Beschikbaar via: http://www.bmu.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Erneuerbare_Energien/eeg_strompreissicherung_20130128_bf.pdf .

5 Zie een persverklaring op de website van BMU, beschikbaar via: http://www.bmu.de/service/fotos-und-filme/videos/detailansicht/?tx_cpsbmuvideo_pi1%5BshowUid%5D=49499&tx_cpsbmuvideo_pi1%5BbackPid%5D=112 . Zie ook een interview met minister Altmaier (BMU) in de Frankfurter Allgemeine Zeitung van 19 februari 2013. Beschikbaar via: http://www.faz.net/aktuell/wirtschaft/wirtschaftspolitik/energiepolitik/umweltminister-altmaier-energiewende-koennte-bis-zu-einer-billion-euro-kosten-12086525.html .

6 Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen e.V., Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2012, maart 2013. Beschikbaar via: http://www.ag-energiebilanzen.de/viewpage.php?idpage=1 .

7 CBS Statline. Beschikbaar via: www.cbs.nl .

8 Aanhangsel Handelingen II 2012/13, nr.1810

9 CBS Statline. Beschikbaar via: www.cbs.nl . Het beeld dat vrijwel alle conventionele elektriciteitscentrales worden geraakt door tegenvallende marktomstandigheden wordt bevestigd door PwC en IPA, Financial and economic impact of a changing energy market, april 2013.

10 TenneT, Rapport Monitoring Leveringszekerheid 2011–2027, juni 2012. Beschikbaar via: http://www.tennet.eu/nl/nl/over-tennet/nieuws-pers-publicaties/publicaties/technische-publicaties.html .

11 Zie: https://www.entsoe.eu/major-projects/network-code-development/ .

12 Kamerstuk 33 510, Nr. 7.

13 Zie ook Het Financieele Dagblad, «Made in Holland» speelt een cruciale rol in mondiale productielijnen zonnepanelen, 17 mei 2013.