Preview document (🔗 origineel)

---

Tweede Kamer der Staten-Generaal	2
Vergaderjaar 2023-2024

29 023 Voorzienings- en leveringszekerheid energie

33 529 Gaswinning

Nr. 453 BRIEF VAN DE STAATSSECRETARIS VAN ECONOMISCHE ZAKEN EN KLIMAAT

Aan de Voorzitter van de Tweede Kamer der Staten-Generaal

Den Haag, 20 november 2023

Met deze brief kom ik, mede namens de Minister voor Klimaat en Energie, tegemoet aan de motie van het lid Omtzigt (Kamerstuk 29 023, nr. 422) over in Nederland gewonnen gas. Deze motie verzoekt de regering om een strategie waarmee ernaar gestreefd wordt dat in Nederland gewonnen gas beschikbaar is voor de Nederlandse consument en tevens duidelijk gemaakt wordt wat de verhouding is tussen Nederland als doorvoerland van gas en het van het gas afhalen van Nederlandse huishoudens.¹

1. Kern en conclusie

De motie van het lid Omtzigt verzoekt de regering om een energiestrategie te presenteren waarbij ernaar gestreefd wordt dat het in Nederland gewonnen gas beschikbaar is voor de Nederlandse consument. De energiestrategie van het kabinet richting 2050 is vastgelegd in het Nationaal Plan Energiesysteem (Kamerstuk 32 813, nr. 1280). Hierin staat een duurzame, betrouwbare, rechtvaardige en betaalbare energievoorziening centraal. Naar aanleiding van de motie van de leden Segers en Marijnissen (Kamerstuk 36 200, nr. 31) heeft het kabinet daarnaast ook onderzoek laten doen door Strategy& naar maatregelen waarmee publieke belangen in de Nederlandse energievoorziening beter geborgd kunnen worden. De resultaten daarvan, samen met de kabinetsappreciatie en overzicht van maatregelen die het kabinet heeft ingezet, zijn op 4 september jl. met uw Kamer gedeeld (Kamerstuk 29 023, nr. 446).

De motie beoogt specifiek dat het in Nederland gewonnen gas beschikbaar is voor de Nederlandse consument. Ik concludeer in deze brief dat hier nu al sprake van is, binnen de context van de Europese interne markt. Het exclusief bestemmen of reserveren van Nederlands gas voor Nederlandse afnemers met uitsluiting van afnemers in andere lidstaten is niet toegestaan, maar acht ik ook niet in het belang van de Nederlandse consument. Hierbij is relevant dat Nederland als netto-importeur van gas in zeer grote mate afhankelijk is van gas uit andere landen. Onze eigen productie is onvoldoende. Meer nog dan de Nederlandse gasproductie is voldoende import naar Nederland daarom van doorslaggevend belang om de leveringszekerheid en betaalbaarheid voor de consument te borgen. Daarvoor is een ongehinderde werking van de Europese interne markt, die voor voldoende import zorgt, cruciaal.

Bij de indiending van de motie heeft het lid Omtzigt ook gevraagd te onderzoeken of de Nederlandse consument er baat bij zou hebben als in Nederland gewonnen gas – al dan niet door middel van langetermijncontracten – rechtstreeks verkocht zou worden aan partijen die gas leveren aan Nederlandse huishoudens, om te verkennen of dit een gunstig effect zou kunnen hebben op de energieprijzen die consumenten betalen.

Op dit moment staat het marktpartijen (bijvoorbeeld Nederlandse producenten en leveranciers) reeds vrij om rechtstreeks (langjarige) contracten te sluiten, zolang deze niet ingaan tegen de Europese regels en de werking van de interne markt. Rechtstreekse (langjarige) contracten hoeven echter geen gunstig effect te hebben op de betaalbaarheid en leveringszekerheid voor de Nederlandse consument. Het kan ook leiden tot een verslechtering van de betaalbaarheid en leveringszekerheid. Andere constructies, bijvoorbeeld waarbij Nederlandse consumenten kunnen profiteren van inkoop bij producenten of importeurs elders in de EU, kunnen namelijk net zo goed of zelfs gunstiger zijn.

Ik licht deze conclusies in deze brief toe. Om recht te toen aan de motie, die vraagt om een gedegen onderbouwing, zet ik hierna achtereenvolgens uiteen: 1) hoe de Europese interne gasmarkt werkt en wat de voordelen hiervan zijn voor Nederland; 2) hoe daarbinnen in het bijzonder het in Nederland gewonnen aardgas wordt verkocht en 3) hoe dit de belangen van de consument dient. Daarbij ga ik, conform de motie, ook in op de verhouding tussen Nederland als doorvoerland van gas en het van het gas afhalen van Nederlandse huishoudens. Ten slotte geef ik een appreciatie van het hiervoor genoemde idee van het lid Omtzigt. Waar relevant zal ik hierbij ook toelichten in hoeverre de vergelijking opgaat met voorbeelden van internationale langetermijncontracten die afgelopen jaar het nieuws hebben gehaald en die door het lid Omtzigt bij de indiening van de motie als voorbeeld zijn aangehaald.

2. Interne gasmarkt

Een centrale pijler van de Europese Unie is de interne markt met daarbinnen vrijheid van verkeer van goederen en diensten en gemeenschappelijke regels voor mededinging. Dit is vastgelegd in het Verdrag betreffende de werking van de Europese Unie (VWEU).² Specifiek voor energie geldt bovendien het beginsel van energiesolidariteit (artikel 194 VWEU). Voor gas betekent dit dat lidstaten een interne gasmarkt in stand moeten houden, rekening moeten houden met belangen van alle lidstaten op gebied van voorzieningszekerheid en elkaar bijstand moeten bieden in crisissituaties. De interne gasmarkt is ook nader gereguleerd. Belangrijk zijn hier de Gasverordening en Gasrichtlijn met als centrale uitgangspunten grensoverschrijdende en non-discriminatoire toegang tot gasinfrastructuur en nadere waarborgen voor de eerlijke mededinging op de interne gasmarkt.³ Ten slotte ziet de Verordening gasleveringszekerheid in het bijzonder op het borgen van leveringszekerheid.⁴ Deze verordening bepaalt onder meer dat lidstaten de gasstromen binnen de interne markt niet onnodig mogen beperken en de gasleveringssituatie in een andere lidstaat niet in gevaar mogen brengen⁵.

Er is dus sprake van één Europese interne gasmarkt. Het gas dat van, naar en via Nederland stroomt, komt met name fysiek terecht op het noordwestelijk deel van de Europese interne gasmarkt, bestaande uit in ieder geval Nederland, Duitsland, België, Luxemburg en Denemarken. Het noordwestelijk deel van Europa is daarom de relevante geografische markt, als onderdeel van de Europese interne markt, waar Nederland een integraal onderdeel van uitmaakt.

Nederland is door de gestage afname van de gaswinning in Nederland al sinds 2018 netto-importeur. Het Centraal Bureau voor de Statistiek (CBS) heeft recent becijferd dat Nederland in 2022 voor energie, gas daaronder begrepen, voor 77% afhankelijk was van import.⁶ Het goed functioneren van de Europese interne gasmarkt, die de toestroom van gas naar Nederland borgt, is daarom voor Nederland van cruciaal belang. Andersom geldt dat Nederland ook voor de andere landen op het noordwestelijk deel van de Europese markt een centrale rol vervult, met name vanwege de gasinfrastructuur die essentieel is voor de doorvoer van gas naar buurlanden. Hier ga ik in onderdeel 4 van de brief verder op in. Voor nadere appreciatie van de motie is relevant dat de interne gasmarkt niet alleen geografisch, maar ook in de aardgasketen uit verschillende deelmarkten bestaat.⁷

Gas moet ten eerste op de interne gasmarkt worden gebracht door productie of door import van buiten de EU. Dit deel van de markt, waarop producenten en importeurs actief zijn, wordt ook wel de upstream groothandelsmarkt genoemd. Deze partijen voeren gas via pijpleidingen en LNG-terminals aan naar Noordwest-Europa en verkopen het gas daar aan groothandelaren, leveranciers en soms ook direct aan grote eindafnemers. De volgende schakel is de zogenoemde downstream groothandelsmarkt gas, waarmee wordt bedoeld de (door)verkoop door groothandelaren van gas dat zich al in het Europese gassysteem bevindt aan regionale spelers zoals energiebedrijven en fysiek rechtstreeks aan grote eindafnemers. Dit is ook het deel van de markt waarop leveranciers aan kleinverbruikers hun inkoop voor hun klantenportfolio verzorgen (zie hierna).

Op deze groothandelsmarkt (zowel het upstream als downstream deel) kan sprake zijn van bilaterale, soms langjarige, contracten of handel via handelsplaatsen.⁸ Partijen kunnen daarbij levering op een fysiek punt afspreken of, als het gaat om gas in het Nederlandse gassysteem, op de virtuele Nederlandse Title Transfer Facility (TTF) die in 2003 door Gasunie Transport Services (GTS) is opgezet.⁹ Handel via de TTF kan op verschillende manieren plaatsvinden. Zo kunnen koper en verkoper rechtstreeks of via een makelaar met elkaar zaken doen en daarbij gebruik maken van TTF. Een steeds groter deel van de handel vindt echter plaats via zogenaamde gasbeurzen, die tevens van TTF gebruik maken, waar koper en verkoper elkaar niet kennen en de handel dus anoniem plaatsvindt. Via de TTF wordt verder gehandeld in een groot aantal producten die uiteenlopen van gas dat nog vandaag de dag moet worden geleverd (de «spot markt») tot gas dat pas over drie tot vier jaar hoeft te worden geleverd (de «futures markt»). In de afgelopen jaren is de TTF uitgegroeid tot veruit de grootste gashandelsplaats van Europa. Zo was over de periode januari 2023 tot en met mei 2023 de hoeveelheid gas die via de TTF werd verhandeld vijfmaal groter dan de hoeveelheid die via alle andere EU-handelsplaatsen werd verhandeld.¹⁰ Verder is de hoeveelheid gas die via de TTF wordt geleverd al enkele jaren groter dan het totale Nederlandse binnenlandse verbruik. Dit betekent dat de TTF cruciaal is voor het aantrekken van gas naar Europa en een essentiële rol vervult bij het borgen van de leveringszekerheid. Op de TTF zijn momenteel meer dan 150 partijen afkomstig uit binnen- en buitenland actief.

Ten slotte is er de retail markt, waarmee wordt bedoeld de verkoop van gas door energiebedrijven aan eindverbruikers. Hieronder valt ook de levering aan kleinverbruikers, waaronder huishoudens. In Nederland is voor de levering aan kleinverbruikers een vergunning nodig van de Autoriteit Consument en Markt (ACM)¹¹. Nederland kent een groot aantal vergunninghouders.¹² Bij brief van 3 oktober jl. naar aanleiding van de motie van het lid Van Baarle (Kamerstuk 36 410, nr. 80) (Kamerstuk 36 410, nr. 48) bent u geïnformeerd over de actuele stand van de retailmarkt, in het bijzonder voor wat betreft de mogelijkheid voor kleinverbruikers om weer vaste contracten te sluiten met hun leverancier.

Voor alle spelers op de interne markt geldt dat zij klanten kunnen bedienen in de hele EU. Partijen die in Nederland beschikken over een vergunning voor de levering aan kleinverbruikers hebben in hun klantenportfolio’s mogelijk ook klanten in andere EU lidstaten. De inkoop die zij op de groothandelsmarkt doen, dient dit gehele klantenportfolio. Andersom geldt dat grote buitenlandse, bijvoorbeeld Duitse, energieleveranciers ook Nederlandse kleinverbruikers kunnen beleveren (mits zij daarvoor een vergunning hebben). In de praktijk komt dit veelvuldig voor. Het staat partijen verder ook vrij om hun ingekochte gas binnen de EU door te verkopen, dit is ook het expliciete doel van de Europese wet- en regelgeving die bijvoorbeeld zogenaamde bestemmingsclausules verbiedt. Zo kan een Nederlandse speler die inkoopt op de groothandelsmarkt het gas doorverkopen aan een andere Europese speler voordat het, ergens op de Europese retailmarkt, uiteindelijk aan een eindafnemer wordt geleverd. Dit is ook de praktijk. Gas dat op het noordwestelijke deel van de Europese markt wordt ingevoed, wordt zeer vaak verhandeld voordat het uiteindelijk fysiek wordt geleverd aan een eindverbruiker.¹³ Hierdoor is doorgaans niet te traceren welk specifiek volume van een bepaalde herkomst uiteindelijk door welke eindafnemers wordt verbruikt.

3. Productie van aardgas in Nederland en verkoop daarvan

In Nederland wordt momenteel gas gewonnen door verschillende gasproducenten, zogenoemde operators. Het gaat daarbij om partijen zoals NAM, Vermilion, Neptune, Total, Wintershall. Energie Beheer Nederland (EBN) neemt in de meeste gevallen voor 40% deel in de winning¹⁴.

In 2022 bedroeg de totale binnenlandse productie van aardgas 15,3 miljard Nm³. Dit was ongeveer de helft van het totale gasverbruik in Nederland in 2022 (31 miljard Nm³). De gasvelden op land produceerden 7,8 miljard Nm³, waarvan 3,2 miljard Nm³ uit kleine velden en 4,6 miljard Nm³ uit het Groningen gasveld, dit laatste conform de besluiten zoals met uw Kamer gedeeld¹⁵. De gasvelden op zee produceerden 7,5 miljard Nm³.

De meeste operators die in Nederland gas winnen, verkopen hun gas zelfstandig op de groothandelsmarkt aan partijen die op die markt actief zijn. Zoals hiervoor is toegelicht, gebeurt dit op basis van bilaterale contracten of via de TTF. Het is meestal niet bekend aan wie dit gas wordt verkocht, want dit betreft bedrijfsvertrouwelijke informatie. Bovendien geldt, zoals ik hiervoor heb toegelicht, dat handel via de TTF (via gasbeurzen) anoniem plaatsvindt. Dat wil zeggen dat niet bekend is met wie een transactie wordt aangegaan en dus ook niet uit welk land een verhandeld volume afkomstig is.

NAM produceert ook gas uit kleine velden en verkoopt dat gas aan GasTerra. Ook EBN verkoopt haar aandeel in het gas uit kleine velden aan GasTerra. GasTerra neemt het van NAM en EBN ingekochte gas op in haar portfolio. Dit ingekochte gas wordt deels gebruikt voor het nakomen van haar (langlopende) verplichtingen met buitenlandse afnemers en deels op de TTF verkocht. Ik verwijs hier ook naar de beantwoording van de vragen van het lid Omtzigt over gaswinning in Nederland op 20 september 2022.¹⁶ Ik verwijs ook naar de technische briefing die GasTerra op 7 december 2022 aan uw Kamer heeft gegeven. Daarin heeft GasTerra onder meer een toelichting gegeven op de prijsvorming in (langjarige) contracten, die vaak door middel van een prijsformule is gekoppeld aan de actuele marktprijs (op basis van de TTF).

Zoals is toegelicht in de Kamerbrief van 26 juni 2023 (Kamerstuk 33 529, nr. 1153), worden de activiteiten van GasTerra afgebouwd en wordt GasTerra beëindigd vanwege de versnelde afbouw van de gaswinning uit het Groningenveld. De afgelopen jaren zijn belangrijke stappen gezet in het verkleinen van de langetermijnverplichtingen van GasTerra, maar het is vooralsnog niet gelukt alle lopende contracten versneld af te bouwen. GasTerra bestaat nog tot 31 december 2026. De verplichtingen na 2026 zijn zodanig klein dat het streven is om tot afspraken te komen met de koper om het contract voortijdig te beëindigen en als dat niet lukt te laten overnemen door een andere partij. De aandeelhouders blijven hierover in overleg met de directie van GasTerra. Vanwege het eindigen van GasTerra in 2026 zal de inkoop van het gas uit kleine velden van NAM en EBN door GasTerra uiterlijk in 2026 beëindigd worden.

EBN is voornemens om vanaf 1 januari 2025 haar gas zelf te gaan verkopen, primair op de TTF. Het is aan NAM om te bepalen hoe NAM het gas uit kleine velden verkoopt gelet op de beëindiging van GasTerra.

4. Belangen van de Nederlandse consument

Betaalbaarheid en leveringszekerheid

Voor een betaalbare en betrouwbare gasvoorziening in Nederland is een cruciale randvoorwaarde dat er voldoende gas op de Noordwest-Europese gasmarkt wordt ingevoerd terwijl de vraag door verduurzaming en de energietransitie wordt afgebouwd. Hoge gasprijzen worden namelijk primair veroorzaakt door krapte op de markt, waarover hierna meer. Er moet dus voldoende gas(aanbod) worden geborgd, niet alleen in Nederland maar op de hele interne gasmarkt. Zowel de Nederlandse gasproductie – die bijdraagt aan aanbod van gas op de Noordwest-Europese gasmarkt – als de werking van de Europese interne markt – die borgt dat er aanvullend voldoende import naar en via Nederland plaatsvindt – zijn hiervoor van groot belang¹⁷. Het kabinet hecht daarom aan een goed functionerende gasmarkt.

De hoge gasprijzen op de Noordwest-Europese gasmarkt die we vorig jaar zagen, die vanuit de groothandelsmarkt doorwerkten op de retailmarkt, werden veroorzaakt door een bijzondere combinatie van schaarste en beperkingen in het transportsysteem. De schaarste ontstond als gevolg van het wegvallen van de aanvoer uit Rusland zonder dat daar direct alternatieve aanvoer tegenover stond. Dat terwijl er wel veel vraag was, bijvoorbeeld vanuit het doel om te komen tot goed gevulde opslagen voorafgaand aan winter 2022–2023. De beperkingen in het transportsysteem ontstonden doordat de richting van de gasstroom fundamenteel veranderde: van west naar oost, in plaats van van oost naar west. Dit leidde tot congestie op het gastransportnet die een prijsopdrijvend effect had en ervoor zorgde dat prijsverschillen tussen lidstaten niet konden worden vereffend, bijvoorbeeld door de extra aanvoer van gas vanuit België naar Nederland en Duitsland.

Uiteindelijk is de schaarste in 2022 in belangrijke mate door de markt zelf opgevangen en is de leveringszekerheid niet in gevaar gekomen, uiteraard met de kanttekening dat de hoge prijzen grote gevolgen hebben gehad, zowel voor consumenten als voor bedrijven die hun productie stil moesten leggen.

De situatie deze winter is significant beter, onder meer omdat maatregelen zijn getroffen om de LNG-importcapaciteit uit te breiden en de gasopslagen goed gevuld zijn gebleven. Daarnaast hebben de netbeheerders in Noordwest-Europa maatregelen genomen om de congestieproblemen te verminderen.

Dit neemt overigens niet weg dat het kabinet het van belang acht om maatregelen achter de hand te houden mocht de leveringszekerheid toch in het geding komen, dit naast reeds eerder genomen maatregelen zoals substantiële uitbreiding van de LNG-importcapaciteit. Zo voorziet het kabinet in een rol voor EBN bij het vullen van de gasopslagen wanneer dit onvoldoende door de markt zelf wordt opgepakt en wordt ingezet op gasbesparing. Voor meer details zie reguliere updates aan uw Kamer over de gasleveringszekerheid (meest recent Kamerstuk 29 023, nr. 449).

Nederland als doorvoerland in relatie tot het van het aardgas afhalen van Nederlandse huishoudens

Conform de motie ga ik nader in op de relatie tussen Nederland als doorvoerland van gas en het van het aardgas afhalen van Nederlandse huishoudens.

Nederland bouwt de inzet van aardgas als bron voor verwarming van huizen en gebouwen in de komende decennia af vanwege de noodzaak om de uitstoot van broeikasgassen af te bouwen en klimaatverandering tegen te gaan. Het kabinet heeft de doelen en maatregelen tot 2030 hiervoor uitgewerkt in het Klimaatakkoord, het Klimaatplan 2020 en het Beleidsprogramma Klimaat uit 2022 en specifieker in het Programma versnelling verduurzaming gebouwde omgeving. Deze afbouw verloopt geleidelijk en is afhankelijk van de opbouw van alternatieven richting 2050, zoals omschreven in het Nationaal plan energiesysteem (NPE) en het hierin opgenomen transitiepad voor de gebouwde omgeving. Gedurende die tijd zet het kabinet in op het borgen van publieke belangen van betaalbaarheid en leveringszekerheid zoals hierboven beschreven. De rol van Nederland als doorvoerland en marktplaats voor aardgas als onderdeel van de interne markt, draagt hierin bij aan het borgen van deze publieke belangen.

In dezelfde periode zullen ook de buurlanden van Nederland overstappen op alternatieven voor aardgas, omdat ook zij de uitstoot richting 2050 terugbrengen volgens Europese afspraken. Hierdoor verandert de rol van Nederland als doorvoerland. Naarmate het gebruik van aardgas afneemt, zullen de volumes dalen en zal de doorvoer van CO₂-vrije alternatieven voor aardgas, zoals waterstof, waterstofdragers en elektriciteit toenemen. Een deel van de infrastructuur voor aardgas kan hiervoor worden hergebruikt, zoals importterminals en transportleidingen, zoals nu al gebeurt voor het aanleggen van de «backbone» voor transport van waterstof. In het aardgasafbouwpad binnen het NPE zijn enkele van de vraagstukken beschreven die het kabinet in deze periode van afbouw, ombouw en opbouw voorziet. Vanuit de Europese ordening van de aardgasmarkt zoals die hierboven staat weergegeven, zal Nederland hierbij steeds de goede werking van de Europese interne markt voor aardgas borgen.

Europese wetgeving voor het halen van klimaatdoelen en in het bijzonder de uitwerking hiervan via het emissiehandelsysteem (ETS), zorgt voor aanzienlijke consistentie in het tempo waarin landen hun gebruik van aardgas terugbrengen, al kan dit per sector en per land iets verschillen. Het huidige ETS¹⁸ voor de zware industrie en de elektriciteitssector kent nu een beoogd afbouwpad naar netto nul emissies in 2040. Dit laat overigens gasgebruik in combinatie met afvang en opslag van CO₂ (CCS) nog wel toe. Binnen de uitwerking van ETS-2¹⁹ voor de transportsector en de gebouwde omgeving zal ook het afbouwpad voor deze sectoren Europees vastgesteld worden. Lidstaten kunnen er voor kiezen om ambitieuzer te zijn bij het afbouwen van broeikasgasemissies dan Europese wet- en regelgeving voorschrijft, waardoor verschillen tussen lidstaten kunnen optreden. Dit is voor het gasgebruik van huishoudens in Nederland niet het geval.

5. Appreciatie gebruik rechtstreekse (langetermijn-) contracten voor in Nederland gewonnen aardgas

Het lid Omtzigt heeft bij de indiening van de motie gevraagd te onderzoeken of de Nederlandse consument er baat bij zou hebben als in Nederland gewonnen gas – al dan niet door middel van langetermijncontracten – rechtstreeks verkocht zou worden aan partijen die gas leveren aan Nederlandse huishoudens. Vraag hierbij is of dit een gunstig effect zou kunnen hebben op de energieprijzen die huishoudens betalen.

Hier staat voorop dat het, binnen de hiervoor beschreven interne energiemarkt, aan marktpartijen (zowel Nederlandse producenten enerzijds als partijen die gas leveren aan Nederlandse huishoudens anderzijds) vrij staat om bilateraal of via de TTF gascontracten te sluiten voor de duur die zij wensen. Voor zover de indruk bestaat dat al het in Nederland geproduceerde gas geëxporteerd wordt, is dat onjuist. Hiervoor is toegelicht dat dit gas beschikbaar komt op de Noordwest-Europese gasmarkt en daar door alle spelers kan worden gekocht, ook door partijen die leveren aan Nederlandse huishoudens.

Daarbij is niet gezegd dat in Nederland geproduceerd gas in prijs voordeliger is dan geïmporteerd gas. Partijen die gas leveren aan Nederlandse huishoudens kopen in voor hun hele portfolio en maken daarbij de inschatting waar zij dat op enig moment het gunstigst kunnen doen. Het is niet automatisch zo dat rechtstreekse inkoop bij operators van Nederlandse kleine velden of EBN voordeliger is en bijdraagt aan een lagere prijs voor de consument. Het is bijvoorbeeld ook goed denkbaar dat een leverancier aan Nederlandse huishouders juist voordeliger kan inkopen bij producenten of importeurs elders in de EU of juist op een gasbeurs. Langetermijncontracten zijn op zichzelf ook geen garantie voor lage prijzen. Ten eerste wordt in dergelijke contracten veelal gewerkt met een prijsformule waardoor de prijs meebeweegt met de actuele gasprijzen (en in de EU gaat het dan veelal om een aan de TTF gekoppelde prijs). Ten tweede is er niet altijd een daadwerkelijke garantie op levering. Zo zijn de langetermijncontracten die Duitse energiebedrijven in het verleden met Russische partijen hebben gesloten door de oorlog in Oekraïne geheel weggevallen en moesten de Duitse energiebedrijven het gas opnieuw inkopen op de interne markt.

Hierbij moet ik er op wijzen dat het voor operators en EBN niet is toegestaan om contracten te sluiten waarin is vastgelegd dat in Nederland gewonnen gas alleen geleverd mag worden aan Nederlandse huishoudens (met uitsluiting van afnemers in andere lidstaten). Zoals hiervoor onder 1 is toegelicht, is een dergelijke afspraak in strijd met het VWEU²⁰, de Gasrichtlijn, Gasverordening en de Verordening gasleveringszekerheid.²¹ Er mogen geen belemmeringen worden opgeworpen ten aanzien van het vrije verkeer van gas en de mogelijkheid om dit door te verkopen binnen de EU, bijvoorbeeld aan huishoudens in buurlanden. Ook kan er geen sprake zijn van niet marktconforme (prijs)afspraken in strijd met de mededingingsregels. Zoals hiervoor is toegelicht, is het voor Nederland, als netto-importeur, van groot belang dat al deze interne marktregels in de EU worden nageleefd.

Voor zover het idee van rechtstreekse inkoop door leveranciers bij Nederlandse producenten is gebaseerd op de aanname dat leveranciers hun inkoop niet goed geregeld zouden hebben of onredelijke prijzen hanteren voor consumenten is het volgende relevant. De ACM heeft, na onderzoek in het eerste kwartaal van 2023 bij de drie grootste energieleveranciers Eneco, Essent en Vattenfall, geconcludeerd dat prijzen niet onredelijk waren en de ingekochte energie met een redelijke nettomarge (0–5%) wordt doorgezet naar de consument.²² Naast het toezicht dat wordt uitgevoerd door de ACM, zal ook de extra margetoets (door de Rijksdienst voor Ondernemend Nederland (RVO) in het kader van het prijsplafond) een extra waarborg zijn tegen overwinsten in 2023.

Verschillen in consumententarieven met bijvoorbeeld Duitsland zijn te verklaren door verschillende factoren. In Duitsland kunnen consumenten hun energiecontract niet tussentijds opzeggen. Dit geeft de leverancier meer zekerheid, hierdoor hoeven zij minder risico-opslagen door te rekenen in de prijzen. Ook kopen zij voor langere periode in, waardoor de prijzen minder volatiel zijn. Dit werkt echter wel twee kanten op; in een dalende markt dalen de contractprijzen van consumenten dan ook minder snel mee.

De volatiliteit van consumentenprijzen wordt ook verminderd door het afsluiten van een vast leveringscontract. Dit biedt de consument immers garantie op een vaste prijs voor een periode van minimaal een jaar. Tijdens de prijscrisis was het aanbod van vaste contracten erg schaars. Op dit moment hebben minimaal 2,8 miljoen huishoudens weer een vast contract afgesloten (met een duur van één jaar of langer).²³ De verwachting is dat dit aantal in de komende periode blijft toenemen. Het aanpassen van de regels voor opzegvergoedingen door de ACM heeft bijgedragen aan het aanbod van vaste contracten.²⁴

Ten slotte constateer ik dat het al dan niet toepassen van langetermijncontracten in de verschillende marktsegmenten een terugkerend thema is. In dit verband wijs ik erop dat, zoals benoemd in de Kamerbrief van 4 september jl. naar aanleiding van het onderzoek van Strategy& (Kamerstuk 29 023, nr. 446), het kabinet laat onderzoeken in hoeverre de markt bediend wordt door langetermijncontracten, of het wenselijk is dat dit aandeel wordt vergroot en wat de mogelijkheden zijn om dit te bewerkstelligen. Dit onderzoek wordt dit najaar uitgezet. Uw Kamer wordt hierover voor de zomer van 2024 naar aanleiding van de uitkomsten nader geïnformeerd.

6. Conclusie

Uit het voorgaande volgt dat de belangen van de Nederlandse consument centraal staan in het kabinetsbeleid. Daarnaast concludeer is dat het in Nederland gewonnen gas nu al de Nederlandse consument ten goede komt binnen de context van de Europese interne markt. Voor Nederland als netto-importeur is een ongehinderde werking van deze interne markt, conform de relevante Europese regels, meer nog dan de resterende gasproductie in Nederland, van doorslaggevend belang om de leveringszekerheid en betaalbaarheid voor de consument te borgen.

Binnen de interne markt is het niet mogelijk om in Nederland gewonnen gas rechtstreeks en exclusief te laten toekomen aan Nederlandse consumenten met uitsluiting van afnemers in andere lidstaten. Wél staat het partijen die actief zijn in Nederland vrij om met elkaar rechtstreekse (langjarige) contracten te sluiten. Die contracten mogen echter niet de Europese regels doorkruisen die de werking van de interne markt mogelijk maken. Het is ten slotte niet gezegd dat dergelijke rechtstreekse contracten een gunstig effect hebben op de betaalbaarheid en leveringszekerheid voor de Nederlandse consument. Andere constructies kunnen namelijk net zo goed of zelfs gunstiger zijn.

De Staatssecretaris van Economische Zaken en Klimaat,
J.A. Vijlbrief

---

1. Stenogram: Dertigledendebat over het bericht dat het kabinet schulden wil overnemen van mensen die de energie niet kunnen betalen en over verkoop van 17,5 miljard kuub gas aan het buitenland | Tweede Kamer der Staten-Generaal.↩︎

2. Artikel 26 VWEU.↩︎

3. Verordening (EG) 715/2009 van het Europees parlement en de Raad van 13 juli 2009 betreffende de voorwaarden voor de toegang tot aardgastransmissienetten en tot intrekking van Verordening (EG) nr. 1775/2005 en Richtlijn 2009/73/EG van het Europees parlement en de Raad van 13 juli 2009 betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor aardgas en tot intrekking van Richtlijn 2003/55/EG. Deze regelingen worden momenteel herzien en verbreed in het kader van het zogenoemde Decarbonisatiepakket.↩︎

4. Verordening (EU) 2017/1938 van het Europees parlement en de Raad van 25 oktober 2017 betreffende maatregelen tot veiligstelling van de gasleveringszekerheid en houdende intrekking van Verordening (EU) nr. 994/2010.↩︎

5. Zie hieromtrent onder meer de artikelen 8, eerste en achtste lid, van Verordening (EU) 2017/1938.↩︎

6. www.cbs.nl/nl-nl/nieuws/2023/41/energieverbruik-per-inwoner-terug-op-niveau-van-1970.↩︎

7. Zie voor een nadere analyse van de werking en mededinging op de interne gasmarkt, mede op basis van besluiten van de Europese Commissie, ook het Besluit van 31 mei 2023 ex artikel 18h Gaswet inzake Gate Terminal B.V., Stcrt. 2023, nr. 15090, paragrafen 5.2 en 5.6.↩︎

8. Met name op de upstream groothandelsmarkt kan bij de duur van deze contracten een rol spelen of sprake is van een significante investering (bijvoorbeeld in LNG productie- of importcapaciteit) die moet worden terugverdiend. Bijvoorbeeld de contracten die gesloten zijn tussen LNG producenten en partijen die in Noordwest Europa partijen hebben geïnvesteerd in LNG-importcapaciteit, zoals benoemd in Kamerstuk 29 023, nr. 449 met verwijzing naar www.conocophillips.com/news-media/story/conocophillips-to-further-diversify-global-lng-portfolio-with-additional-long-term-agreement-for-european-regas-capacity.↩︎

9. www.gasunietransportservices.nl/shipper-trader/producten-en-diensten/ttf.↩︎

10. ACER, European gas market trends and price drivers, October 2023, via www.acer.europa.eu/Publications/ACER_MMR_2023_Gas_market_trends_price_drivers.pdf en ACER, Key developments in EU wholesale gas markets, 27 June 2023.↩︎

11. Artikel 43, eerste lid, van de Gaswet.↩︎

12. www.acm.nl/nl/onderwerpen/energie/energiebedrijven/vergunningen/vergunninghouders-elektriciteit-en-gas.↩︎

13. Het aantal keer dat een specifiek gasvolume wordt doorverkocht voordat het uiteindelijk aan een eindverbruiker fysiek wordt geleverd, wordt ook wel de «churn rate» genoemd. In 2022 bedroeg de churn rate voor TTF 78,9.↩︎

14. Artikel 93, eerste lid, van de Mijnbouwwet.↩︎

15. Kamerbrief «ontwerpvaststellingsbesluit Groningenveld 2023–2024» van 23 juni 2023 (Kamerstuk 33 529, nr. 1152) en Kamerbrief «Beëindiging gaswinning Groningenveld» van 22 september 2023 (Kamerstuk 33 529, nr. 1176).↩︎

16. Kenmerk 2022D36654.↩︎

17. Zie ook het rapport van Strategy& met de conclusie dat de concurrentie en marktintegratie positieve effecten hebben gehad op de betaalbaarheid en betrouwbaarheid van de energievoorziening in Nederland. Zie Kamerstuk 29 023, nr. 446.↩︎

18. Richtlijn 2003/87/eg van het Europees parlement en de raad tot vaststelling van een systeem voor de handel in broeikasgasemissierechten binnen de Unie en tot wijziging van Richtlijn 96/61/EG van de Raad.↩︎

19. Richtlijn (eu) 2023/959 van het Europees parlement en de raad tot wijziging van Richtlijn 2003/87/EG tot vaststelling van een systeem voor de handel in broeikasgasemissierechten binnen de Unie en Besluit (EU) 2015/1814 betreffende de instelling en de werking van een marktstabiliteitsreserve voor de EU-regeling voor de handel in broeikasgasemissierechten.↩︎

20. In het bijzonder beginselen van de interne markt en energiesolidariteit en mededingingsregels (neergelegd in artikel 101 en 102 VWEU) die in de weg staan aan territoriale beperkingen afspraken die de handel tussen lidstaten beperken.↩︎

21. In het bijzonder artikel 11 Verordening gasleveringszekerheid.↩︎

22. www.acm.nl/system/files/documents/onderzoek-geen-onredelijke-prijzen-grootste-drie-energieleveranciers.pdf.↩︎

23. Vergelijk de Monitor Consumentenmarkt Energie van ACM.↩︎

24. www.acm.nl/nl/publicaties/nieuwe-regels-opzegvergoedingen-vaste-energiecontracten-acm-waarschuwt-voor-misleidende-werving.↩︎