Preview document (🔗 origineel)

---

Tweede Kamer der Staten-Generaal	2
Vergaderjaar 2022-2023

21 501-33 Raad voor Vervoer, Telecommunicatie en Energie

Nr. 1007 BRIEF VAN DE MINISTER VOOR KLIMAAT EN ENERGIE

Aan de Voorzitter van de Tweede Kamer der Staten-Generaal

Den Haag, 13 februari 2023

Op 27 en 28 februari vindt in Stockholm de informele Energieraad plaats. Bijgevoegd vindt u de Geannoteerde Agenda voor deze bijeenkomst. Het kabinet zal bij deze Raad aanwezig zijn.

Tevens heb ik afgelopen week met mijn collega’s uit Luxemburg, Denemarken, Duitsland, Estland, Finland en Letland een gezamenlijk non-paper uitgebracht waarin wij een eerste visie delen op de hervorming van de elektriciteitsmarkt waar de Europese Commissie aan werkt.

Het non-paper stelt dat de EU elektriciteitsmarkt moet bijdragen aan een energietransitie tegen de laagst mogelijke maatschappelijke kosten, waarbij leveringszekerheid behouden blijft. Daarbij roepen wij in het paper op om de positie van de consument te te versterken, bijvoorbeeld door consumenten in staat te stellen te kiezen in hoeverre zij blootgesteld worden aan prijsschommelingen op de korte termijn markten, en door de hoevelheeid risico die energieleveranciers nemen in hun portfolio’s te beperken.

U vindt het ondertekende non-paper als bijlage bij deze brief. Tegelijkertijd heeft de Europese Commissie (hierna: Commissie) een consultatie geopend voor stakeholders. Het kabinet zal langs de lijnen van het non-paper hier een reactie opgeven. Deze wordt middels de EZK EU-kwartaalrapportage consultaties met u gedeeld.

De Minister voor Klimaat en Energie,
R.A.A. Jetten

Geannoteerde agenda informele Energieraad 27-28 februari

Energiemarkt en leveringszekerheid: voorbereiden voor komende winter en later

Het beleidsdebat zal enerzijds toezien op de vormgeving van de hervorming van de elektriciteitmarkt. Anderzijds zal zal gesproken worden over leveringszekerheid van gas en de acties die noodzakelijk zijn dit veilig te stellen.

De energiecrisis van afgelopen jaar heeft vele negatieve gevolgen gehad. Door het wegvallen van Russisch gas en het daarop volgende tekort van aanbod kregen consumenten te maken met ongekend hoge energieprijzen. Het heeft ons laten zien dat 1) de verdere afbouw van fossiele brandstoffen noodzakelijk is; 2) leveringszekerheid continue aandacht en monitoring vraagt; 3) de uitrol van hernieuwbare energie versneld moet worden in een comptetitieve markt die prijsprikkels blijft geven en 4) dat een te grote afhankelijkheid van een enkele partij zeer ongewenste gevolgen heeft. Langs deze vier lijnen zal de Nederlandse inzet in dit beleidsdebat vorm krijgen.

Ten eerste zal Nederland blijven pleiten voor verdere besparingsverplichtingen in Europa. Vorig jaar is reeds een verordening aangenomen die besparing op gas- en elektriciteit moet stimuleren, maar dit kan volgens het kabinet bindender en ambitieuzer. Het kabinet gelooft dat besparing de beste oplossing is om de prijs van energie te verlagen (in plaats van direct in te grijpen in de werking van de energiemarkt). De grote schommelingen in prijzen hebben laten dat een plotseling hoge vraag heeft geleid tot prijsstijgingen, niet falend functioneren van de markt.

Ten tweede is het nog steeds noodzakelijk tijdens deze afbouw van fossiele brandstoffen voldoende maatregelen te treffen om de leveringszekerheid te borgen zo lang fossiele brandstoffen nog nodig zijn. Hiervoor is vorig jaar in Unie verband een verordening aangenomen die verplichte vulgraden voorschrijft om eventuele pieken in de vraag op te vangen. Nederland onderschrijft het belang van deze maatregelen, maar pleit parallel ook voor een voortvarende en constructieve toepassing van het EU Platform voor de gezamenlijke inkoop van gas op grond van de Noodverordening gas. Deze verordening moet ervoor zorgen dat genoeg gasvolumes op de markt komen, waarmee onder meer de gasopslagen kunnen worden gevuld. Er zijn vorig jaar door de Unie ook maatregelen getroffen met als doel om excessieve prijspieken te voorkomen, waaronder de introductie van een marktcorrectiemechanisme op de groothandelsmarkt voor gas. Het kabinet onderstreept het belang om het effect van deze maatregelen, in het bijzonder de leveringszekerheid, te blijven monitoren.

Ten derde heeft de energiecrisis laten zien dat het van belang is de energietransitie naar een hernieuwbaar en gedecarboniseerd stelsel te versnellen. Hierbij is het van belang dat vergunningprocedures van energieprojecten worden versneld, ambitieuze doelen voor hernieuwbare energie worden nagestreefd (in het kader van de RED) en gestreefd wordt naar een verdere versterking van de elektriciteitsmarkt, zodat deze optimaal bijdraagt aan het integreren van hernieuwbare energie en de positie van de consument daarin versterkt. In dit verband verwijs ik ook graag naar het bijgevoegde non-paper.

Ten vierde heeft de energiecrisis laten zien dat een te grote afhankelijkheid van één partij een grote verstorende werking op leveringszekerheid kan hebben. Vanuit RepowerEU werd met de EU external energy relations strategy al een eerste stap gezet om duurzame energiebetrekkingen met (betrouwbare) derde landen op te bouwen (in ieder geval het gebied van waterstof en LNG). Ook deze relaties zijn van belang voor de versteviging van leveringszekerheid. Nederland zal actief blijven pleiten voor uitbreiding en verdieping van deze energierelaties met in ieder geval landen als Noorwegen, de Verenigde Staten en Algerije.

Energie- en transportbeleid voor een versnelde groene transitie van de transportsector na 2030

De Russische inval in Oekraïne en het daarop volgend wegvallen van de aanvoer van fossiele brandstoffen uit Rusland heeft de noodzaak aangetoond tot een versnelling van de transitie naar een duurzame energievoorziening. Diversificatie van import, een versnelde uitrol van hernieuwbare energie en de benodigde (laad)infrastructuur, alsmede bestendiging van de Europese energiemarkt, zijn hierin cruciaal.

Het kabinet zal tijdens deze Raad aandacht vestigen op twee aandachtspunten op het snijvlak van het Europese transport- en energiebeleid. Allereerst kan de elektrificatie van mobiliteit en transport – en daarmee de onafhankelijkheid van fossiele, vervuilende brandstoffen – alleen slagen bij voldoende capaciteit op het stroomnet. Vorderingen in de Europese elektriciteitsnetsamenwerking fungeren hier als hefboom om de elektrificatie te versnellen en ook om de capaciteit van het Europese spoorvervoer te vergroten. Nederland voldoet naar verwachting al aan de vereisten voor laadinfrastructuur zoals opgenomen in het AFIR voorstel, maar zal tijdens deze Raad nogmaals aandacht vragen voor de noodzakelijke afstemming met (de capaciteit van) het elektriciteitsnet tussen de lidstaten, om de hiermee samenhangende stijgende vraag naar energie te kunnen faciliteren.

Het tweede aandachtspunt betreft de beschikbaarheid en betaalbaarheid van duurzame vormen van brandstof voor het zwaarder wegvervoer, de scheep- en luchtvaart. Zo zet het kabinet in op het verbreden van de scope van FuelEU Maritime, en ook op het spoedig bereiken van een akkoord met het Europees Parlement over de verplichte bijmenging van duurzame luchtvaartbrandstof om hiermee een belangrijk signaal af te geven aan de industrie om investeringen in de productiecapaciteit van duurzame brandstoffen te intensiveren. Investeringen in de ontwikkeling, productie en distributie van hernieuwbare energiebronnen en -infrastructuur zijn van groot belang om een robuust, weerbaar en toekomstbestendig Europees transport- en energienetwerk tot stand te brengen.

Toekomstig energiebeleid voor industrieel concurrentievermorgen in alle lidstaten

Het kabinet steunt de Europese ambitie om koploper te blijven in de klimaat- en energietransitie en schone technologieën. Het versterken het van lange termijn concurrentievermogen begint bij een sterk economisch fundament, zoals een sterke en eerlijke interne markt, het waarborgen van een gelijk speelveld, een open economie en internationale samenwerking.

Daarnaast zet het kabinet in op ondersteuning van de Europese industrie door 1) het versnellen van de energietransitie; 2) het versterken van het investeringsklimaat van de EU; en 3) een ambitieuze groene handelsagenda. Door verdere optimalisatie van randvoorwaarden zoals een weerbare energie-infrastructuur, versnelde vergunningprocedures en voldoende innovatiemogelijkheden (bijvoorbeeld via innovatiefonds of IPCEI) moet het aantrekkelijk worden en blijven voor bedrijven zich in de Europese Unie te vestigen.

Hierbij hoort tegelijk de boodschap van lidstaten en de Europese Unie aan de industrie dat de groene transitie op lange termijn economisch en ecologisch voordelen brengt, maar op de korte termijn investeringen ten behoeve van verdere verduurzaming van de industrie vraagt.

Ten aanzien van financiering is het kabinet van mening dat op basis van een behoefteanalyse eerst het bestaande financiële instrumentarium optimaal benut moet worden, voordat kan worden gesproken over aanvullende fondsen. Verder is het kabinet voorstander van het versnellen van steunprocedures en gerichte verruiming van de steunkaders die noodzakelijk zijn voor de groene transitie, maar terughoudend wat betreft een bredere versoepeling. Hiervoor is eerst een nadere probleemanalyse nodig. Bovendien moet het gelijk speelveld worden gewaarborgd.

Joint Letter by DE, DK, EE, FI, LU, LV, NL on priorities for a targeted EU electricity market reform

The integration of the EU electricity market over the last decade has brought enormous benefits for the EU, including lower wholesale prices, greater security of supply and enabling the large-scale integration of renewable energy. The electricity market reform must be assessed against its contribution to these three key aims. It should support a transition to a decarbonised system at the lowest possible cost to our societies and ensure that security of supply is always safeguarded while transitioning to a highly efficient renewable based energy system. That will bring benefits to consumers, while at the same time protecting them against price peaks.

The EU electricity system has faced severe challenges due to an extraordinary combination of three exceptional crises in 2022: The Russian energy war on Europe as well as the low availability of nuclear and hydropower generation. These have led to a period of reduced gas supply and subsequently very high electricity prices and exceptional fluctuations, which have set European households and companies under severe pressure and created distributive challenges. However, the internal market has proven to be resilient and able to ensure security of supply across Europe, through an efficient allocation of demand and supply, and by fully leveraging the benefits of interconnection, cross-border trade and European solidarity even in times of crisis. At the same time, the crisis challenged affordability for consumers, which Europe needs to take into account when drawing the lessons from last year.

In doing so, the EU must not lose sight of what is needed to achieve the bigger aim: The ambitious medium- and long-term climate and energy targets while guaranteeing security of supply and affordable prices. This requires a well-functioning EU electricity market. In such a market, price signals ensure an efficient dispatch of generation units in Europe at lowest available cost, steering and incentivising flexibility in demand and supply to allow for efficient sector coupling, and triggering the investments needed to save energy and decarbonise the electricity sector. It is crucial that attempts to address the challenge of affordable electricity prices and security of supply do not endanger the decarbonisation efforts and well-functioning of the electricity market.

Any changes to the EU electricity market design should be targeted, based on an assessment of the impacts, and be guided by the following key principles:

• Retaining the benefits of European electricity market integration. By continuing to integrate EU electricity markets, through interconnection capacity, free formation of wholesale electricity prices and removing barriers to integration, we safeguard the benefits of electricity market integration for all Member States. This includes ensuring that the electricity generation units with the lowest costs available in Europe can be used to cover the specific demand, ensuring that electricity flows to where prices are highest, and ensuring security of supply. In this respect it is important to recall that the current EU market design, according to ACER estimates, has yielded a yearly EUR 34 bn in benefits over the last decade compared to a situation with no cross border flows.

• Safeguarding and improving incentives to invest in the green transition. To achieve climate targets, the EU needs EUR 487 bn investments in renewables annually from 2021–2030 according to REPowerEU estimates. And similar investments are needed to ensure that the roll out of renewables towards 2050. To realize those investments, we need a reliable, predictable and robust market framework that ensures investors’ confidence and which addresses both renewable and secure capacity. Geopolitical challenges have made the relevance of a competitive investment environment in the EU even clearer. Therefore, we are also sceptical towards making general revenue limitations as introduced by the temporary emergency framework a permanent function of the regular market as that could compromise investors’ confidence in the needed investments.

• Ensure efficiency of short-term markets and optimise functioning of forward-markets. Efficient short-term markets based on marginal pricing provide a solid foundation to achieve efficient prices that provide adequate dispatch and investment incentives for a decarbonised power sector. Inframarginal rents in normal times provide important incentives to invest in cost-efficient technologies and, therefore, contribute to minimum system costs of power generation. These short-term market signals should be complemented by well-functioning forward markets that incentivize investments in renewables, but also let consumers profit sooner from the low renewable energy prices. A reform of the market design should support liquidity in forward markets. A thorough analysis of existing barriers to forward market participation is needed. Complementary financial instruments, such as financial PPAs, could be promoted.

• Maintaining market incentives and a level playing-field. To pass on low costs of power generation from renewable energy sources to consumers, the relevance of market-based power purchase agreements could be strengthened, barriers to PPAs should be removed and it should be explored how the uptake of PPAs can be incentivized. Depending on national circumstances private and government backed Contracts for Difference (CfD’s) could play a role in long-term markets if they benefit the renewable energy transition. For CfD’s it is important that they keep the market functioning, do not impair the much needed investor’s confidence, and that they are designed so that reactions to current market circumstances are retained. Therefore, we have concerns applying them to dispatchable generation because producer incentives to optimise CfD revenue could then counteract system needs. Therefore, CfD’s should be voluntary, should not be imposed retroactively, should focus on new renewable investments, and prices should be determined via competitive auctions or tenders in accordance with State aid guidelines, and not on regulated prices or cost-plus approaches. CfDs should also be cleverly designed so that reactions to current market circumstances are retained. We should also explore options to improve conditions for industry to access electricity at a competitive price.

• Strengthening protection of consumers and empowering them to participate in and reap the benefits of the energy transition. The current crisis has shown that certain consumer groups such as private households deserve better protection against unexpected electricity bill increases. This can be achieved by limiting the exposure of consumers to potential shocks on especially the wholesale market e.g. by limiting the amount of risk in portfolios of suppliers and improving hedging opportunities for them. At the same time, the financial burden imposed on suppliers should be balanced, the concentration of market power should be avoided and competitive pricing needs to be ensured. For consumers it should be possible to choose the level of exposure to short term market volatility that suits their preferences. Therefore, both variable (or even dynamic) price contracts and fixed price contracts should be available. We also need to strengthen consumer protection in cases of insolvency of electricity suppliers and against unfair practices. Additionally, it is especially important to look at those solutions which enable consumers to be protected against unexpected electricity bill increases, whilst at the same time enable and incentivize them to contribute to the green transition. For instance, via the saving of energy and the flexibilisation of their demand. This becomes increasingly important with larger shares of renewable energy production. Finally, we should also reduce barriers for the entry of new market participants, such as prosumers and energy communities, facilitate the sharing of energy and better exploit system services from distributed small scale installation, thereby contributing to reducing consumers’ energy bills as well as grid/system operation.

• Improve resilience to external shocks. External shocks causing high or low prices may occur again in the future. The electricity market should become better prepared for such external shocks. This will better protect consumers, create trust in the market and support a stable investment environment. This could, for example, include improved financial instruments and forward markets to better handle risk exposure and increased focus on market integration. Also the relevance of market-based power Purchasing Agreements (PPAs) should be strengthened.

• Every market reform needs to make the market fitter for renewable energy and ensure effective price signals for flexibility to develop. As we continue to integrate more renewable energy in the European power system, flexibility sources such as energy storage and demand side response are increasingly important to maintain security of supply. For these sources of flexibility to develop in sufficient amounts, our electricity market design must ensure efficient price signals that reflect the fluctuating demand for flexibility. We should in particular make better use of demand response in the intraday and day-ahead markets, as this is underutilized in the current market design.

• Ensuring effective cross border trade as one important element for security of supply. An open and competitive EU-internal energy market is an important element to ensure security of supply, especially by cross-border trade and cross-border physical flows at all time and under all circumstances as far as technically feasible. Efforts must therefore continue to build upon the solid foundations of short-term markets, as also recommended by ACER.

With those principles in mind we look forward to continuing the discussions on how to improve the functioning of the EU’s electricity market design in a targeted approach to ensure an efficient, well-interconnected and integrated internal electricity market for the future. Any reform going beyond targeted adjustments to the existing framework should be underpinned by an in-depth impact assessment and should not be adopted in crisis mode.