Bijmengverplichting
groen gas
Ontwerpopties en effectenanalyse

Bijmengverplichting groen
gas
Ontwerpopties en effectenanalyse

Dit rapport is geschreven door:
Daan Juijn, Cor Leguijt, Martha Deen en Reinier van der Veen
Delft, CE Delft, april 2022
Publicatienummer: 22.210414.067
Energievoorziening / Huishoudens / Gas / Biomassa / Regelgeving / Beleidsinstrumenten / Effecten
VT: Groen gas / Bijmengen
Opdrachtgever: Ministerie van Economische Zaken en Klimaat
Uw kenmerk: 202111031
Alle openbare publicaties van CE Delft zijn verkrijgbaar via www.ce.nl
Meer informatie over de studie is te verkrijgen bij de projectleider Daan Juijn (CE Delft)
© copyright, CE Delft, Delft

CE Delft
Committed to the Environment
CE Delft draagt met onafhankelijk onderzoek en advies bij aan een duurzame samenleving. Wij zijn toonaangevend op het gebied van energie, transport en grondstoffen. Met onze kennis van techniek, beleid en
economie helpen we overheden, NGO’s en bedrijven structurele veranderingen te realiseren. Al meer dan
40 jaar werken betrokken en kundige medewerkers bij CE Delft om dit waar te maken.

1

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Inhoud
Summary

4

Samenvatting

11

Gebruikte afkortingen

18

1

Inleiding
1.1 Aanleiding
1.2 Doel van deze studie
1.3 Afbakening
1.4 Onderzoeksmethodiek
1.5 Leeswijzer

19
19
20
20
20
21

2

Contouren van een bijmengverplichting groen gas
2.1 Inleiding
2.2 Doel van een bijmengverplichting
2.3 Een oplopende verplichting aan energieleveranciers
2.4 Hoogte van de bijmengverplichting
2.5 De rol van groengaseenheden
2.6 Vergelijking met andere landen
2.7 Conclusie

22
22
22
23
23
24
25
26

3

Interactie met ander beleid
3.1 Inleiding
3.2 Verschillende verwaardingsopties
3.3 Interactie met de SDE++
3.4 Interactie met de jaarverplichting energie voor vervoer
3.5 Interactie met het EU ETS
3.6 Impact van Fit for 55
3.7 Conclusie

27
27
27
28
30
35
35
37

4

Maatvoeringsvarianten en criteria
4.1 Inleiding
4.2 Overzicht van de maatvoeringsvarianten
4.3 Criteria
4.4 Conclusie

38
38
38
40
41

5

Effectenanalyse
5.1 Inleiding
5.2 Twee scenario’s: conservatief en optimistisch
5.3 Beschikbaarheid van biogrondstoffen
5.4 Ontwikkeltijden
5.5 Marktcondities

42
42
42
42
45
47

2

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

5.6 Globale modelbeschrijving
5.7 Belangrijkste modelaannames
5.8 Modeluitkomsten: productiecapaciteit
5.9 Modeluitkomsten: kosten en baten
5.10 Gevoeligheidsanalyses
5.11 Conclusies

47
48
54
58
66
70

6

Analyse van overige maatvoeringsopties
6.1 Inleiding
6.2 Looptijd
6.3 Omgang met SDE++ en HBE-systematiek
6.4 Flexibiliteitsmechanisme
6.5 Andere herverdelingsmechanismes
6.6 Een extra stimuleringsmechanisme voor innovatieve technieken
6.7 Aanpassingen in de HBE-markt
6.8 Beleid om prijsstijgingen van biogrondstoffen te drukken
6.9 Een minimumprijs voor GvO’s
6.10 Conclusie

71
71
71
71
72
75
77
78
81
82
82

7

Conclusies

84

8

Literatuur

87

A

Beoordelingscriteria
A.1 Inleiding
A.2 Overzicht van de criteria

88
88
88

B

Beoordeling van de maatvoeringsvarianten
B.1 Inleiding
B.2 In hoeverre voldoen de maatvoeringsvarianten aan de criteria?
B.3 Conclusie en overzichtstabel

91
91
91
93

C

Model-inputs en aannames

94

D

Resultaten voor de hoge variant

100

3

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Summary
Reason for this study
In the Green Gas Roadmap (Routekaart Groen Gas) (Ministerie van Economische Zaken en
Klimaat, 2020), the former government identified the need for additional policy instruments
to encourage the production of green gas. One of the policy instruments mentioned is a
blending requirement for green gas in the built environment. The blending requirement (BR)
is intended to ensure that energy suppliers deliver a predetermined amount of green gas to
their customers. In November 2021, the Ministry of Economic Affairs and Climate Policy
(Ministerie van Economische Zaken en Klimaat, EKZ) asked CE Delft to study the advantages
and disadvantages of a blending requirement in more detail and to identify design options.
During our study, the Coalition Agreement ‘Looking after each other, looking forward to the
future’ (Omzien naar elkaar, vooruitkijken naar de toekomst) was published (VVD, CDA, D66
en Christenunie, 2021), which effectively announced the blending requirement for green
gas. The Coalition Agreement indicates that the blending requirement will apply to
deliveries of gas to the built environment (homes + non-residential buildings).
The requirement should result in 1.6 bcm of green gas by 2030, which corresponds to
around 20% of total gas deliveries, and an annual CO2 reduction of 2.9 Mton in the built
environment1. This volume is currently unachievable: in 2021, just over 0.2 bcm of green
gas was fed into the grid. The Coalition Agreement mentions 2023 as the start date for the
blending requirement. We do not consider this start date realistic as the policy instrument
has not yet been finalised and monitoring, supervision and enforcement also require a great
deal of preparation. This study therefore assumes a start in mid-2024. Although the
blending requirement will definitely be introduced, its exact form has yet to be
determined. In this study, we aim to contribute to the elaboration of the announced
blending requirement.

What is a blending requirement for green gas?
The blending requirement obliges gas suppliers to deliver a certain percentage of green gas
to their customers in the built environment every year. The starting point of this study is
that gas suppliers must obtain a certain number of certificates for this. These certificates which we call Green Gas Units (GGUs) - represent the physical blending of green gas in the
gas network and are tradable. Gas suppliers will receive these GGUs when they acquire a
green gas-Guarantee of Origin (GoO2) for a contract in the built environment. Making the
GGUs tradable will create market forces and not require every supplier to produce green
gas itself. The blending requirement will take shape via a calculation system that indicates
how many certificates a supplier must acquire, a system of monitoring and supervision, and
a sanctioning mechanism.

________________________________
1
2

Based on the calculation method used by the Ministry of Economic Affairs and Climate Policy.
Guarantee of Origin - a European certificate awarded by the Dutch organisation Vertogas, which identifies the
sustainability of the energy source.

4

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

How does a blending requirement encourage the production of green gas?
The blending requirement is intended to increase the supply of green gas by encouraging
demand from gas suppliers. Because energy suppliers are obliged to acquire a certain
number of GGUs annually, they will be more willing to pay for green gas. Higher prices then
make it attractive for producers to invest in new production. The blending requirement
should also offer long-term certainty (via a predictable build-up pathway) and investment
security. Finally, the blending requirement involves energy suppliers in the continued
development of the sector, which should lead to additional access to capital.

The blending requirement competes with other routes for adding value
Green gas producers can add value to their product in various ways. For instance, a
producer may currently also receive a SDE++ subsidy or sell its GoO certificates to fuel
suppliers in the transport market, where an annual requirement already applies. This will
create competition, including between the transport sector and the built environment,
which will result in an increase in prices: the GGU price will increase until enough
producers choose to sell to gas suppliers. Part of the green gas production may also be
locked into long-term contracts with the transport market. Because biogas raw materials
are scarce, this means that less green gas is available for the built environment. Until these
long-term contracts are renegotiated, the blending requirement may reach a lower level
than seems feasible at first glance, given total production volumes.

Sizing options
In order to calculate the various policy options and quantify the effect of interaction with
other policies, in our study we have calculated four options for the blending requirement.
These options vary in terms of the extent of the requirement and the build-up path.
Figure 1 presents the four options in graph form. In addition to the option mentioned in the
Coalition Agreement (1.6 bcm in 2030), we have also calculated a less ambitious standard
option (1 bcm in 2030) and two variants of the standard option with a different build-up
path. The variants are shown compared to the standard option in order to isolate the
effects of a different build-up path more effectively.

5

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Height of the requirement in bcm green gas per year

Figure 1 - Overview of the four options for the blending requirement for the built environment
1,80
1,60
1,40

1,20
1,00
0,80
0,60

0,40
0,20
0,00
2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Year
Coalition Agreement option

Standard option

Exponential option

High start option

A blending requirement leads to a sharp increase in production volume
The impact analysis (Section 5) shows that the blending requirement will result in a
substantial increase in the production of green gas. This increase varies from 0.4 to 0.8 bcm
of green gas in 2030, depending on the option and choice of scenario. This production
increase comes on top of an autonomous production increase: due to policy changes in the
transport sector, we expect that without a blending requirement almost 1 bcm of green gas
would be produced in 2030 (most of it used for bio-LNG). A blending requirement for the
built environment will therefore bring the Climate Agreement target (2 bcm of green gas
production by 2030) a lot closer.

Not all sizing options seem feasible without additional policies
The analyses show that not all sizing options seem feasible without additional policies.
Figure 2 shows the total (i.e. not the additional) production capacity for the Coalition
Agreement option based on conservative assumptions, such as current average development
times for digesters, unchanged biomass availability and slow scaling-up of innovative
techniques. Figure 3 shows the same results based on optimistic assumptions, such as
decreased development times, increased biomass availability and rapid scaling-up of
gasification techniques. Despite the fact that the entire growth potential is utilised, the
supply for the blending requirement (the dark blue line) in the Coalition Agreement option
falls short of the extent of the requirement (the green line). This applies to both the
conservative and optimistic assumptions. This is due to the inadequate supply of domestic
biofuels, competition with the transport market and long development times for new green
gas projects. Additional policies on these topics (in addition to the blending requirement)
could make the Coalition Agreement option feasible. Both figures show that a requirement
level of 1 bcm in 2030 (as in the standard option) seems feasible without additional policy.

6

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Figure 2 - Production volume in the Coalition Agreement option and the standard option based on
conservative assumptions

2,0

Coalition Agreement option
Yearly production in bcm green gas

Yearly production in bcm green gas

Standard option

1,5

1,0

0,5

0,0

2,0

1,5

1,0

0,5

2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

0,0
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Year

Year

Unused growth potential

Unused growth potential

Long term contracts transport

Long term contracts transport

Supply for blending requirement

Supply for blending requirement

Height of blending requirement

Height of blending requirement

Figure 3 - Production volume in the Coalition Agreement option and the standard option based on optimistic
assumptions

Coalition Agreement option

2,0
1,5
1,0
0,5

0,0
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Jaartal

7

Yearly production in bcm green gas

Jaarlijkse productie in bcm groen gas

Standard option
2,0
1,5
1,0
0,5

0,0
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Year

Unused growth potential

Unused growth potential

Long term contracts transport

Long term contracts transport

Supply for blending requirement

Supply for blending requirement

Height of blending requirement

Height of blending requirement

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

A blending requirement leads to a reduction of 1.8-4.9 Mton CO2 per year
As Figure 4 shows, the blending requirement for the built environment leads to a significant
reduction in CO2. The annual reduction in the standard option (based on conservative
assumptions) amounts to 1.8 Mton CO2 when only the natural gas use that is directly saved
is taken into account. If we also include the indirect reduction in emissions due to higher
gas prices and the methane emissions from manure storage that are avoided, the reduction
in emissions amounts to 3.4 Mton CO2 eq. These reductions in emissions are partly in the
built environment and partly in agriculture, but when combined they would be sufficient to
meet the target of 2.9 Mton in the built environment. Looking at the Coalition Agreement
option based on optimistic assumptions, the annual reduction ranges from 2.5 Mton CO 2 eq.
to nearly 4 Mton CO2 eq. depending on the calculation method and reduction scope. The
possible reuse of digestate as fertiliser (which is common practice in Denmark) has not been
included in the calculations, but could - by closing the cycle – lead to a reduction in the use
of fertilisers and thus to the extra avoidance of emissions (CE Delft, 2022).
Figure 4 - Annual reduction in emissions in the built environment due to the blending requirement

Annual reduction in emissions in Mton CO2-eq.

6,00

Standard option - conservative
assumptions - ex. avoided
methane emissions and indrect
emission reductions

5,00

Standard option - conservative
assumptions - incl. avoided
methane emissions and
indirect emission reductions

4,00

3,00

Coalition Agreement option optimistic assumptions - ex.
avoided methane emissions
and indirect emission
reductions

2,00

1,00

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Year

Coalition Agreement option optimistic assumptions - incl.
avoided methane emissions
and indirect emission
reductions

Excluding feedstocks leads to lower supply volumes
The impact analysis also shows that the target range of the blending requirement decreases
when specific biobased materials are excluded. An ambitious blending requirement relies
heavily on a few feedstocks, including manure. About 57% of the green gas potential must
be realised through fermentation or gasification of manure. This has already been corrected
for a 20% reduction in the livestock population based on the nitrogen fund announced in the
Coalition Agreement. Without manure, a requirement level of 1 bcm in 2030 does not seem
feasible. The calculations also do not take into account non-biogenic flows, foreign flows,
methanisation of hydrogen and innovative biofuel cultivation, such as seaweed and algae.

8

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Figure 5 – Contribution of different domestic feedstocks to the total green gas potential

Fruit,
vegetable and
garden waste
4%

Woody feedstocks
8%

Sludge 7%

Grassy feedstocks
7%
Agricultural
waste
6%
Horticulture
waste
1%
Food and
beverage industry
waste
10%

Manure
57%

Interaction with the HBE (Renewable Energy Units) market leads to
significant costs for end-users
The blending requirement leads to relatively small national costs (compared to other
abatement options in the built environment). The combination of the aforementioned
competition and high HBE prices - which are expected to increase further due to the
amendment of the European Renewable Energy Directive (RED) – are, howevering, causing
GGU prices to rise sharply. This leads to high costs for end-users and surplus profits in the
green gas production chain. The additional costs for end-users in 2030 may amount to
€ 1.50-2.50 per m3 of green gas. Figure 6 shows that this transposes into significant annual
additional costs for households. The Coalition Agreement announced the structural release
of € 225 million to compensate househlds for the rising energy bill. This study also explored
other options to limit end-user costs, such as adjusting the Energy Tax (Energiebelasting,
EB) and the Surcharge for Sustainable Energy and Climate Transition (Opslag Duurzame
Energie- en Klimaattransitie, ODE) on green gas, interventions in the HBE-market, and
policies to reduce surplus profits. Several of these options could further reduce costs for
end-users.
Figure 6 - Annual additional costs for an average household in the standard option

Annual additional costs

€ 300,00

€ 200,00

Standard option - conservative
assumptions - no compensation

€ 150,00
€ 100,00

Coalition Agreement option optimistic assumptions - 225
million compensation

€ 50,00
€€ (50,00)

9

Standard option - conservative
assumption - 225 million
compensation

€ 250,00

2024

2025

2026

2027

2028

Year

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

2029

2030

Coalition Agreement option optimistic assumptions - no
compensation

Focus areas in the further elaboration of the blending requirement
In summary, several conclusions and focus areas follow from this study:
— The ambitious level of the blending requirement in the Coalition Agreement calls for a
transition to the optimistic scenario. This requires the reduction of development times
for new green gas plants, which means that the granting of permits must be
accelerated.
— In addition, it is worthwhile investigating whether and how more domestic feedstocks
can be made accessible (including non-biogenic feedstocks such as industrial waste),
what the consequences are of increased biomass imports and whether more green gas
can be produced from existing flows (for example, by adding hydrogen to the biogas
production process).
— Innovative gasification techniques have a significant role to play. To accelerate the
scaling up of these techniques, additional incentive mechanisms could be considered.
Further study into the feasibility of supporting gasification seems desirable, such as in
the form of separate subsidies.
— Due to the interaction with other policies and specifically with the HBE system in its
current form, the blending requirement leads to substantial excess profits in the
production chain and consequently to relatively high costs for end-users. Policy options
can be used to limit increases in energy bills for households. This could include extra
compensation, such as by adjusting the Energy Tax and/or the Surcharge for Sustainable
Energy and Climate Transition on green gas, as well as intervention in the HBE market
to reduce the willingness to pay for bio-LNG. Such an adjustment could reduce surplus
profit in the chain and lower costs for end-users, but it could also have a significant
effect on existing parties in the HBE market and therefore needs to be carefully
considered and designed. Finally, additional study seems advisable into the options for
skimming off surplus profits in the chain, as a result of the blending requirement for the
built environment, and channelling these profits back to the end-users.
— Without additional policies to shorten development times and increase available raw
materials, as mentioned above, the reduction target announced in the Coalition
Agreement (2.9 Mton CO2 eq.) seems feasible only if the indirect reduction of emissions
and saved methane emissions from manure storage are included. The effect of this
broader reduction in emissions is significant and could be even greater if - as in
Denmark - digestate were used on a large scale to replace artificial fertilisers. It is
unclear, however, whether these types of saved emissions and indirect reductions can
be attributed to policies focussed on the built environment.

10

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Samenvatting
Aanleiding van dit onderzoek
In de Routekaart Groen Gas (Ministerie van EZK, 2020) noemt het voormalig kabinet de
noodzaak om de productie van groen gas te stimuleren met aanvullende beleidsinstrumenten. Eén van de genoemde beleidsinstrumenten is een bijmengverplichting voor
groen gas in de gebouwde omgeving. De bijmengverplichting (BMV) moet verzekeren dat
energieleveranciers een vooraf bepaalde hoeveelheid groen gas leveren aan hun klanten. In
november 2021 heeft het ministerie van Economische Zaken en Klimaat (EZK) aan CE Delft
gevraagd om de voor- en nadelen van een bijmengverplichting verder uit te diepen en
ontwerpopties in kaart te brengen. Tijdens ons onderzoek is het Coalitieakkoord ‘Omzien
naar elkaar, vooruitkijken naar de toekomst’ verschenen (VVD, CDA, D66 en Christenunie,
2021) waarin de bijmengverplichting voor groen gas daadwerkelijk is aangekondigd. Het
akkoord geeft aan dat de bijmengverplichting gaat gelden voor leveringen aan de gebouwde
omgeving (woningen en utiliteitsgebouwen). De verplichting moet in 2030 leiden tot 1,6
bcm groen gas, wat overeenkomt met zo’n 20% van de totale gasleveringen, en een
jaarlijkse CO2-reductie van 2,9 Mton in de gebouwde omgeving3. Op dit moment is een
dergelijk volume nog uit zicht: in 2021 werd iets meer dan 0,2 bcm groen gas ingevoed in
het net. In het Coalitieakkoord wordt 2023 als ingangsdatum van de verplichting genoemd.
Omdat het beleidsinstrument nog niet is geconcretiseerd en ook de monitoring, het toezicht
en de handhaving veel voorbereiding vereisen, achten wij deze ingangsdatum niet haalbaar.
In dit onderzoek is daarom uitgegaan van een start medio 2024. Hoewel de komst van de
bijmengverplichting vaststaat, moet de precieze vorm nog worden vastgesteld. Met dit
onderzoek beogen we een bijdrage te leveren aan de uitwerking van de aangekondigde
bijmengverplichting.

Wat is een bijmengverplichting voor groen gas?
De bijmengverplichting verplicht gasleveranciers om jaarlijks een bepaald percentage groen
gas te leveren aan hun klanten in de gebouwde omgeving. Uitgangspunt van deze studie is
dat gasleveranciers hiervoor een zekere hoeveelheid certificaten moeten bemachtigen.
Deze certificaten – die we groengaseenheden (GGE’s) noemen – vertegenwoordigen de
fysieke bijmenging van groen gas in het gasnetwerk en zijn verhandelbaar. Gasleveranciers
ontvangen deze GGE’s als ze een groen gas Garantie van Oorsprong (GvO4) afboeken op een
contract in de gebouwde omgeving. Door de GGE’s verhandelbaar te maken, ontstaat er
marktwerking en hoeft niet elke leverancier zelf groen gas te produceren. De
bijmengverplichting krijgt vorm via een rekensystematiek, die aangeeft hoeveel certificaten
een leverancier moet afboeken, een systeem van monitoring en toezicht en een
sanctioneringsmechanisme.

________________________________
3
4

Op basis van de berekeningswijze die EKZ hanteert.
Garantie van Oorsprong – een Europees certificaat toegekend door de Nederlandse organisatie Vertogas, die de
duurzaamheid van de energiedrager aangeeft.

11

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Hoe stimuleert een bijmengverplichting de productie van groen gas?
De bijmengverplichting moet zorgen voor een toename van het aanbod van groen gas door
de vraag bij gasleveranciers te stimuleren. Doordat energieleveranciers jaarlijks een
bepaalde hoeveelheid GGE’s moeten afdragen, stijgt hun betalingsbereidheid voor groen
gas. Hogere prijzen maken het vervolgens aantrekkelijk voor producenten om te investeren
in nieuwe productie. Ook zou de bijmengverplichting langjarige zekerheid (via een
voorspelbaar opbouwpad) en zo investeringszekerheid moeten bieden. Ten slotte betrekt de
bijmengverplichting energieleveranciers bij de doorontwikkeling van de sector, hetgeen
moet leiden tot extra beschikbaarheid van kennis en kapitaal.

De bijmengverplichting concurreert met andere verwaardingsroutes
Groengasproducenten kunnen hun product verwaarden op verschillende manieren. Zo kan
een producent momenteel ook SDE++-subsidie ontvangen of zijn GvO’s verkopen aan
brandstofleveranciers in de transportmarkt, waar al een jaarverplichting geldt. Er ontstaat
daarom concurrentie tussen onder andere de transportsector en de gebouwde omgeving,
waardoor duurdere technieken moeten worden ingezet en prijzen oplopen: de GGE-prijs zal
net zolang stijgen totdat er genoeg producenten kiezen voor verkoop aan gasleveranciers.
Ook kan een deel van de groengasproductie vast komen te liggen in langetermijncontracten
met de transportmarkt. Omdat biogrondstoffen schaars zijn, betekent dit dat er minder
groen gas beschikbaar is voor de gebouwde omgeving. Zolang deze langetermijncontracten
plaatsvinden en niet worden opengebroken, kan de bijmengverplichting een lagere hoogte
bereiken dan op het eerste gezicht haalbaar lijkt, gegeven totale productievolumes.

Maatvoeringsvarianten
Om de verschillende beleidsopties door te rekenen en het effect van interacties met ander
beleid te kwantificeren, zijn in dit onderzoek vier varianten van de bijmengverplichting
doorgerekend. Deze varianten verschillen in hoogte en het opbouwpad van de verplichting.
Figuur 7 geeft de vier varianten grafisch weer. Naast de variant die genoemd wordt in het
Coalitieakkoord (1,6 bcm in 2030), is een minder ambitieuze referentievariant doorgerekend (1 bcm in 2030) en twee variaties op de referentievariant, met een ander
opbouwpad. De variaties zijn weergegeven ten opzichte van de referentievariant om de
effecten van een ander opbouwpad beter te kunnen isoleren.

12

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Figuur 7 - Overzicht van de vier varianten van de bijmengverplichting voor de gebouwde omgeving

Een bijmengverplichting leidt tot een forse toename van het productievolume
Uit de effectenanalyse (Hoofdstuk 5) blijkt dat de bijmengverplichting in alle varianten
leidt tot een forse toename van de productie van groen gas. Deze toename varieert van
0,4 tot 0,8 bcm groen gas in 2030, afhankelijk van de variant en de scenariokeuze. Deze
productietoename komt bovenop een autonome productietoename. Door beleidswijzigingen
in de transportsector verwachten we dat er zonder bijmengverplichting bijna 1 bcm groen
gas zou worden geproduceerd in 2030 (het merendeel gebruikt voor bio-lng). Met een
bijmengverplichting voor de gebouwde omgeving komt het doel uit het Klimaatakkoord
(2 bcm groengasproductie in 2030) dus een stuk dichterbij.

Niet alle maatvoeringsopties lijken haalbaar zonder aanvullend beleid
Uit de analyses blijkt dat niet alle maatvoeringsvarianten haalbaar lijken zonder aanvullend
beleid. Figuur 8 laat de totale (dus niet de additionele) productiecapaciteit zien voor de
coalitievariant onder conservatieve aannames (onder andere huidige gemiddelde ontwikkeltijden voor vergisters, onveranderde biomassabeschikbaarheid en langzame opschaling van
innovatieve technieken). Figuur 9 laat dezelfde resultaten zien onder optimistische aannames (afname van ontwikkeltijden, meer biomassabeschikbaarheid, snelle opschaling van
vergassingstechnieken). Ondanks het feit dat het gehele groeipotentieel benut wordt, blijft
het aanbod voor de bijmengverplichting (het donkerblauwe vlak) in de coalitievariant
achter bij de verplichtingshoogte (de groene lijn). Dit geldt zowel onder conservatieve als
optimistische aannames. Een te klein aanbod van binnenlandse biogrondstoffen,
concurrentie met de transportmarkt en lange ontwikkeltijden van nieuwe groengas-

13

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

projecten liggen hieraan ten grondslag. Aanvullend beleid op deze thema’s (bovenop de
bijmengverplichting) zou de coalitievariant wel haalbaar kunnen maken. Beide figuren laten
zien dat een verplichtingshoogte van 1 bcm in 2030 wel haalbaar lijkt zonder aanvullend
beleid.
Figuur 8 – Productievolume in de coalitievariant en de referentievariant onder conservatieve aannames

Coalitievariant

2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Jaarlijkse productie in bcm groen gas

Jaarlijkse productie in bcm groen gas

Referentievariant
2,0
1,5

1,0
0,5
0,0
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Jaartal

Jaartal

Onbenutte groeicapaciteit

Onbenutte groeicapaciteit

Vast in transportsector

Langetermijncontracten HBE

Aanbod voor BMV

Aanbod voor BMV

Hoogte BMV

Hoogte BMV

Figuur 9 - Productievolume in de coalitievariant en de referentievariant onder optimistische aannames

14

2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Coalitievariant
Jaarlijkse productie in m3 groen gas

Jaarlijkse productie in bcm groen gas

Referentievariant
2,0
1,5
1,0
0,5

0,0
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Jaartal

Jaartal

Onbenutte groeicapaciteit

Onbenutte groeicapaciteit

Vast in transportsector

Langetermijncontracten HBE

Aanbod voor BMV

Aanbod voor BMV

Hoogte BMV

Hoogte BMV

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Een bijmengverplichting leidt tot 1,8-4,9 Mton CO2-reductie per jaar
Zoals Figuur 10 laat zien, leidt de bijmengverplichting voor de gebouwde omgeving tot
flinke CO2-reductie. De jaarlijkse reductie loopt in de referentievariant (onder
conservatieve aannames) op tot 1,8 Mton CO2 wanneer alleen het direct vermeden
aardgasgebruik wordt meegeteld. Als we ook de indirecte emissiereducties als gevolg van
hogere gasprijzen en vermeden methaanemissies uit mestopslag meenemen, loopt de
emissiereductie op tot 3,4 Mton CO2-eq. Deze emissiereducties vallen deels in de gebouwde
omgeving en deels in de landbouw, maar zouden samen genoeg zijn om de doelstelling van
2,9 Mton in de gebouwde omgeving te verwezenlijken. Kijken we naar de coalitievariant
onder optimistische aannames, dan varieert de jaarlijkse reductie van 2,5 Mton CO 2-eq. tot
bijna 5 Mton CO2-eq. afhankelijk van de berekeningswijze en reductiescope. Eventueel
hergebruik van digestaat als meststof (zoals gebruikelijk in Denemarken) is niet opgenomen
in de berekeningen, maar zou – door sluiting van de kringloop - tot een afname van het
gebruik van kunstmest kunnen leiden en daarmee tot extra vermeden emissies (CE Delft,
2022).
Figuur 10 - Jaarlijkse emissiereductie in de gebouwde omgeving als gevolg van de bijmengverplichting

Uitsluiten van biogrondstoffen leidt tot lager doelbereik
Uit de effectenanalyse blijkt tevens dat het doelbereik van de bijmengverplichting afneemt
wanneer specifieke biogrondstoffen worden uitgesloten. Een ambitieuze bijmengverplichting is in grote mate afhankelijk van een paar feedstocks, waaronder mest. Zo’n
57% van het groengaspotentieel moet gerealiseerd worden door vergisting of vergassing van
mest. Hierbij is al gecorrigeerd voor een krimp van de veestapel van 20% op basis van het
aangekondigde stikstoffonds uit het Coalitieakkoord. Zonder mest lijkt een verplichtingshoogte van 1 bcm in 2030 niet haalbaar. Bij de doorrekening is geen rekening gehouden met
niet-biogene stromen, buitenlandse stromen, methanisering van waterstof en innovatieve
biogrondstoffenteelt zoals zeewier en algen.

15

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Figuur 11 - Bijdrage van verschillende binnenlandse feedstocks aan het totale groengaspotentieel

Interactie met HBE-markt leidt tot forse eindgebruikerskosten
De bijmengverplichting leidt tot relatief lage nationale kosten (in vergelijking met andere
reductietechnieken in de gebouwde omgeving). De combinatie van bovengenoemde
concurrentie en hoge HBE-prijzen - die naar verwachting verder zullen stijgen door revisie
van de Europese Renewable Energy Directive (RED) – zorgen er echter voor dat GGE-prijzen
fors oplopen. Dit leidt tot hoge eindgebruikerskosten en extra winsten in de groengasproductieketen. De meerkosten voor eindgebruikers kunnen in 2030 oplopen tot
€ 1,50-2,50 per m3 groen gas. Figuur 12 laat zien dat dit zich vertaalt in significante
jaarlijkse meerkosten voor huishoudens. In het Coalitieakkoord is aangekondigd dat er vanaf
2023 structureel € 225 miljoen wordt vrijgemaakt om huishoudens te compenseren voor de
stijgende energierekening (merk op dat dit niet gelijkloopt met de aangenomen ingangsdatum van de bijmengverplichting). In dit onderzoek zijn ook andere mogelijkheden
verkend om eindgebruikerskosten te verkleinen, zoals aanpassing van de energiebelasting
(EB) en Opslag Duurzame Energie- en Klimaattransitie (ODE) op groen gas, ingrepen in de
HBE-markt of afroming van extra winsten.
Figuur 12 - Jaarlijkse meerkosten voor een gemiddeld huishouden

16

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Aandachtspunten bij de verdere uitwerking van de bijmengverplichting
Al met al volgen uit dit onderzoek een aantal conclusies en aandachtspunten:
— De ambitieuze verplichtingshoogte uit het Coalitieakkoord vraagt om een transitie naar
het optimistische scenario. Dat vergt onder andere dat ontwikkeltijden voor nieuwe
groengasinstallaties worden verkort, waarvoor onder andere de vergunningverlening
moet worden versneld.
— Daarnaast loont het om te onderzoeken of en hoe meer binnenlandse feedstocks kunnen
worden ontsloten (waaronder niet-biogene grondstoffen zoals industrieel afval), wat de
consequenties zijn van meer import van biomassa en of uit bestaande stromen meer
groen gas kan worden geproduceerd (bijvoorbeeld door waterstof toe te voegen aan het
biogasproductieproces).
— Er is een significante rol weggelegd voor innovatieve vergassingstechnieken. Om de
opschaling van deze technieken te versnellen, kunnen aanvullende stimuleringsmechanismen worden overwogen. Nader onderzoek naar de mogelijke ondersteuning
van vergassing (bijvoorbeeld in de vorm van aparte subsidiëring) lijkt wenselijk.
— Door interactie met ander beleid (en specifiek met de HBE-systematiek in huidige vorm)
leidt de bijmengverplichting tot forse extra winsten in de productieketen en bijgevolg
tot relatief hoge eindgebruikerskosten. Met beleidskeuzes kan de impact op de energierekening van huishoudens beperkt worden. Hierbij kan gedacht worden aan extra
compensatie (bijvoorbeeld via aanpassing van de EB en/of ODE op groen gas), maar ook
aan ingrepen in de HBE-markt, om de betalingsbereidheid voor bio-lng te verkleinen en
zo prijsopdrijvende effecten te voorkomen. Laatstgenoemde aanpassing kan extra
winsten in de keten en eindgebruikerskosten verkleinen, maar ook ingrijpend zijn voor
bestaande partijen en moet daarom zorgvuldig worden overwogen en ingericht.
Ten slotte lijkt aanvullend onderzoek wenselijk naar mogelijkheden om extra winsten
die ontstaan door de bijmengverplichting af te romen en terug te sluizen naar eindgebruikers.
— Zonder aanvullend beleid om ontwikkeltijden te verkorten en beschikbare grondstoffen
te vergroten, zoals hierboven genoemd, lijkt de reductiedoelstelling uit het Coalitieakkoord (2,9 Mton CO2-eq.) alleen haalbaar als indirecte emissiereducties en vermeden
methaanemissies uit mestopslagen worden meegeteld. Het effect van deze bredere
emissiereductie is fors en zou nog groter kunnen uitvallen wanneer – net als in
Denemarken – digestaat grootschalig wordt ingezet als vervanging van kunstmest.
Het lijkt wenselijk om te onderzoeken of dit soort vermeden emissies en indirecte
reducties kunnen worden toegeschreven aan beleid gericht op de gebouwde omgeving.

17

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Gebruikte afkortingen
bcm
BKE
BMV
CCS
cng
gft
GGE
GvO
HBE
HHV
KEV
LHV
lng
PJ
RED
RWZI
SKW
VGI

18

billion cubic metres (miljard kubieke meter)
broeikasgasreductie-eenheid
bijmengverplichting (dit rapport)
carbon capture and storage
compressed natural gas
groente-, fruit- en tuinafval
groengaseenheid (dit rapport)
garantie van oorsprong (voor groen gas)
hernieuwbare brandstofeenheid
higher heating value
Klimaat- en Energieverkenning
lower heating value
liquefied natural gas
petajoule
renewable energy directive
rioolwaterzuiveringsinstallatie
superkritische watervergassing
voedings- en genotmiddelenindustrie

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

1 Inleiding
1.1

Aanleiding
Ambitie van 2 bcm groen gas wordt niet gehaald zonder aanvullend
beleid
Groen gas is een onmisbare schakel in de verduurzaming van de Nederlandse energievoorziening. Sommige delen van het energiesysteem kennen immers geen betaalbare
alternatieven voor gasvormige brandstoffen. De groengasproductie blijft echter fors achter
bij de voornemens. De KEV schat in dat de ambitie uit het Klimaatakkoord – 2 bcm PJ groen
gas in 2030 – niet gehaald zal worden met het huidige beleid (PBL et al., 2021).

Huidig instrumentarium kent tekortkomingen
De productie van groen gas wordt op dit moment gestimuleerd via twee beleidsinstrumenten: de SDE++-subsidie en de HBE-systematiek. De SDE++ is een productiesubsidie
die het aanbod van groen gas stimuleert. De HBE-systematiek bestaat uit een jaarverplichting voor brandstofleveranciers voor de bijmenging van duurzame brandstoffen en
een systeem van verhandelbare rechten. Omdat groen gas (in de vorm van bio-lng of
bio-cng) ingezet kan worden voor de jaarverplichting, stimuleert de HBE-systematiek de
vraag naar groen gas. Een groengasproducent kan zijn product verwaarden via beide routes
(SDE++ of HBE), maar moet daarbij wel kiezen. Groengasprojecten kunnen op dit moment
moeilijk concurreren in de SDE++ omdat ze een hogere subsidie-intensiteit per gereduceerde ton CO2 kennen dan veel alternatieve technieken. De subsidie gaat daardoor eerder naar
zonne- en windenergie en CCS. De HBE-route wordt door stijgende HBE-prijzen steeds
populairder maar creëert op dit moment vaak nog te weinig investeringszekerheid. Door de
grote volatiliteit van de HBE-prijs zijn financiers geregeld onbereid een nieuw groengasproject te ondersteunen. Beide instrumenten kennen dus tekortkomingen waar het gaat om
stimuleren van groen gas.

Een bijmengverplichting biedt kansen om de doelen te realiseren
De situatie vraagt om additioneel beleid. In het recent verschenen Coalitieakkoord is
daarom een bijmengverplichting voor groen gas opgenomen. De bijmengverplichting
verplicht energieleveranciers om een deel van hun gasleveringen in te vullen met groen gas.
De verplichting kan zodoende extra vraag naar groen gas creëren – deze toegenomen vraag
vertaalt zich vervolgens naar additionele productie. In het Coalitieakkoord is aangegeven
dat de bijmengverplichting zal gelden voor de gebouwde omgeving (woningen en utiliteitsgebouwen) en in 2030 een hoogte zou moeten bereiken van 1,6 bcm (20% van de gasleveringen in de gebouwde omgeving). Het kabinet beoogt hiermee jaarlijks 2,9 Mton
CO2-eq. te reduceren in de gebouwde omgeving.

19

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Een bijmengverplichting kent voordelen maar ook risico’s
Een bijmengverplichting kent een aantal voordelen ten opzichte van het huidige beleidsinstrumentarium. Zo biedt een verplichting – mits haalbaar – meer garantie over het
doelbereik dan een subsidie. Een bijmengverplichting gaat echter ook gepaard met risico’s.
Het is op voorhand bijvoorbeeld onzeker hoe hoog de kosten oplopen en bij wie deze
neerslaan. Om beter de voor- en nadelen te kunnen beoordelen van verschillende ontwerpkeuzes binnen de bijmengverplichting, dient een inschatting gemaakt te worden van bijbehorende effecten.

1.2

Doel van deze studie
Hoe kan de bijmengverplichting eruit zien en wat zijn de effecten?
Het doel van deze studie is om beter inzicht te verkrijgen in de impact van een bijmengverplichting op de productievolumes groen gas, CO2-reductie en kosten en baten. De vraag
die centraal staat is: Wat zijn de mogelijk ontwerpopties voor een bijmengverplichting en
wat is de impact van deze verschillende opties op hiervoor genoemde thema’s? Daarnaast
gaan we in op de neveneffecten van de verschillende maatvoeringsopties.

1.3

Afbakening
Nederlands groen gas, uit Nederlandse biomassastromen
De scope van de studie is een bijmengverplichting van groen gas voor (aard)gasleveranciers,
bedoeld om CO2-emissies te verlagen en het productievolume te vergroten. In deze studie
beperken we ons tot groen gas geproduceerd in Nederland, met behulp van in Nederland
beschikbare biomassareststromen (import is dus buiten scope). Andere vormen van klimaatneutraal gas, zoals waterstof, worden buiten beschouwing gelaten. Ook de productie van
groen gas buiten Nederland valt buiten scope. In deze studie maken we de expliciete aanname dat het mogelijk is om alleen in Nederlands geproduceerd groen gas toe te staan
binnen de bijmengverplichting (in Paragraaf 2.5 lichten we toe hoe een extra certificatenlaag binnenlandse productie zou kunnen stimuleren). De studie omvat een verkenning van
ontwerpopties en een analyse van de impact van maatvoeringsvarianten in termen van
productievolumes, CO2, kosten en baten. Eventuele juridische vraagstukken vallen buiten
de scope van deze studie.

1.4

Onderzoeksmethodiek
In Figuur 13 zijn de verschillende stappen van het onderzoek weergegeven.

20

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Figuur 13 - Onderzoeksstappen

1.5

Leeswijzer
Hoofdstuk 2 schetst de contouren van een bijmengverplichting groen gas. We staan onder
andere stil bij het mechanisme van de verplichting, de rol van energieleveranciers en de
mogelijkheid om op administratieve wijze aan de verplichting te voldoen met behulp van
zogenaamde groengascertificaten. Hoofdstuk 3 omschrijft de interactie tussen de bijmengverplichting en ander beleid, waaronder de HBE-systematiek, de SDE++ en het EU ETS.
Daarnaast staan we stil bij de impact van Fit for 55. In Hoofdstuk 4 onderscheiden we vier
maatvoeringsvarianten die van elkaar verschillen in doelstellingshoogte en opbouwpad en
benoemen we zeven criteria waar het ontwerp van de verplichting aan moet voldoen.
In Hoofdstuk 5 beschrijven we de effecten van de vier maatvoeringsvarianten. We laten
ook onderliggende modelaannames zien en bieden een aantal gevoeligheidsanalyses aan.
Hoofdstuk 6 gaat in op de wenselijkheid van additionele maatvoeringsopties, zoals een
flexibiliteitsmechanisme, minimum certificaatprijs en een herverdelingsmechanisme.
Hoofdstuk 7 bevat de conclusies. In Bijlage A worden de criteria toegelicht waarop de
maatvoeringsvarianten worden getoetst. Bijlage B bevat de beoordeling.

21

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

2 Contouren van een bijmengverplichting groen gas
2.1

Inleiding
Een bijmengverplichting is een administratieve volumeverplichting
Voordat we dieper in de verschillende ontwerpopties kunnen duiken en de wenselijkheid
van het instrument kunnen beoordelen, schetsen we een globaal beeld van de bijmengverplichting. De bijmengverplichting is een administratieve plicht, die stelt dat een
percentage van het gas in het aardgasnetwerk afkomstig moet zijn van in Nederland
geproduceerd groen gas. De overkoepelende verplichting heeft een absolute hoogte, en
wordt vertaald naar individuele procentuele verplichtingen voor gasleveranciers.
Uitgangspunt van deze studie is dat de verplichting niet fysiek hoeft te worden ingevuld:
gasleveranciers mogen hun aardgasleveringen ook vergroenen met certificaten die we
groengaseenheden noemen (zie Paragraaf 2.5). Niet elke gasleverancier hoeft dus
contracten af te sluiten met groengasproducenten; een gasleverancier met een overschot
aan groengaseenheden kan deze verkopen aan een andere leverancier met een tekort.
De bijmengverplichting voor groen gas in de gebouwde omgeving moet niet verward worden
met de jaarverplichting voor vervoer (die ook wel de bijmengverplichting wordt genoemd).
De jaarverplichting voor vervoer verplicht brandstofleveranciers om jaarlijks een bepaald
percentage duurzame brandstoffen (waaronder biobrandstoffen en elektriciteit) te leveren.
De HBE-systematiek implementeert deze jaarverplichting. In de rest van dit rapport zullen
we de term ‘bijmengverplichting’ uitsluitend gebruiken voor de bijmengverplichting voor
groen gas in de gebouwde omgeving, en aan de jaarverplichting voor de transportmarkt
refereren als de HBE-systematiek.

2.2

Doel van een bijmengverplichting
De bijmengverplichting moet zorgen voor CO2-reductie via productietoename
In het klimaatakkoord is de ambitie uitgesproken om in 2030 zo’n 2 bcm groen gas te
produceren. De huidige productie telt op tot slechts 10% daarvan. Het doel van de
bijmengverplichting is om CO2-reductie in de gebouwde omgeving te realiseren door de
productie van groen gas op te schroeven. De bijmengverplichting moet zorgen voor een
toename van het aanbod van groen gas door de vraag te stimuleren. Dit werkt als volgt.
Doordat energieleveranciers jaarlijks een bepaalde hoeveelheid moeten bijmengen, stijgt
hun betalingsbereidheid voor groen gas. Het hogere prijsniveau maakt het vervolgens aantrekkelijk voor producenten om te investeren in nieuwe productiecapaciteit. Door energieleveranciers te betrekken bij de productie van groen gas, moet de bijmengverplichting
tevens extra kapitaal vrijmaken.

22

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

2.3

Een oplopende verplichting aan energieleveranciers
Een verplichting vanaf medio 2024, die oploopt tot 1,6 bcm in 2030
De bijmengverplichting wordt naar verwachting medio 2024 van kracht en moet in 2030
volgens het Coalitieakkoord uitkomen op zo’n 1,6 bcm. Het gaat om een absolute
verplichting die wordt vertaald naar een procentuele verplichting. De verplichting loopt
daarnaast op in de tijd, zodat geleidelijk opgeschaald wordt naar het doel.

Grondslag van de verplichting: woningen en utiliteitsgebouwen
De verplichting rust op alle energieleveranciers die gas leveren aan de gebouwde omgeving
(woningen en utiliteit). Grootverbruikers zoals de industrie, de energiesector, mobiliteit en
landbouw vallen daarmee buiten de scope van de bijmengverplichting. Gasleveranciers zijn
verplicht om jaarlijks een bepaalde hoeveelheid groen gas bij te mengen (fysiek dan wel
administratief; zie Paragraaf 2.5).

Gasleveranciers zullen meerkosten doorspelen naar de eindgebruiker
Gasleveranciers zullen eventuele meerkosten als gevolg van de verplichting doorrekenen
aan hun klanten. In eerste instantie zullen energiebedrijven hun meerkosten waarschijnlijk
proberen te dekken door een premiumproduct (lees: Nederlands groen gas) aan te bieden.
In de praktijk kan het zo zijn dat er onder afnemers niet genoeg betalingsbereidheid is voor
duurzaam gas om de totale meerkosten te dekken. De resterende meerkosten zullen dan
door energieleveranciers worden afgewenteld via generieke tariefverhogingen. In principe
zijn gasleveranciers vrij om te kiezen welke doelgroep deze prijsstijging moet bekostigen.
Omdat er ook energieleveranciers zijn die niet aan de gebouwde omgeving leveren (en dus
geen meerkosten ervaren door de bijmengverplichting) verwachten we dat de kosten
worden doorberekend binnen de gebouwde omgeving. Worden meerkosten afgewenteld op
andere segmenten, dan komen gasleveranciers met een bijmengverplichting immers voor
concurrentienadelen te staan.

2.4

Hoogte van de bijmengverplichting
Het bijmengpercentage uit het Coalitieakkoord vertaalt zich naar
1,6 bcm
Het Coalitieakkoord (2021) noemt een bijmengverplichting van 20% in 2030 voor de
gebouwde omgeving waarmee in 2030 zo’n 2,9 Mton CO2-eq. gereduceerd zou moeten
worden. Het ministerie van EZK baseert deze doelstellingen op een onderliggende absolute
verplichting van 1,6 bcm in 2030. Dat is iets lager dan de 2 bcm uit de Routekaart Groen
Gas. De doelstelling uit de Routekaart mag echter ook worden ingevuld met productie voor
sectoren buiten de gebouwde omgeving.

23

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

In deze studie kijken we ook naar andere bijmengpercentages
In de studie bekijken we vier maatvoeringsvarianten, waaronder de hiervoor geschetste
variant uit het Coalitieakkoord. Deze varianten worden in meer detail besproken in
Hoofdstuk 4.

2.5

De rol van groengaseenheden
Een groengas-GvO geeft de duurzaamheid van het gas aan
In Nederland is een officiële instantie ingericht, Vertogas, die namens het ministerie van
EZK de Garanties Van Oorsprong (GvO) voor groen gas uitgeeft. Een GvO is een certificaat
dat de duurzaamheid van het product uitdrukt. Een producent kan zijn groen gas apart
verkopen van de bijbehorende GvO’s. Gasleveranciers kunnen GvO’s aanschaffen en
afboeken op een contract om zo een duurzaam gas aan te kunnen bieden. Op een GvO
wordt ook aangegeven waar het groen gas is geproduceerd en of het groen gas is
geproduceerd met behulp van SDE++-subsidie.

Extra certificatenlaag van groengaseenheden om Nederlandse productie
te borgen
De bijmengverplichting moet de binnenlandse productie van groen gas stimuleren. GvO’s
zijn Europese certificaten en kunnen dus ook uitgegeven worden voor in andere landen
geproduceerd groen gas. Omdat de bijmengverplichting beoogt de productie van groen gas
in Nederland te stimuleren, moet import van GvO’s worden vermeden. Zou import van
GvO’s worden toegestaan, dan is het onzeker of de bijmengverplichting daadwerkelijk tot
mondiale emissiereducties leidt. In het buitenland denken consumenten immers duurzaam
te handelen door fysiek groen gas afnemen, en in Nederland denken afnemers duurzaam te
handelen door vergroend aardgas af te nemen.
In deze studie gaan we ervan uit dat om deze reden een tweede certificatenlaag wordt
geïntroduceerd. De tweede certificatenlaag - die bestaat uit certificaten die we groengaseenheden (GGE’s) noemen – borgt dat alleen Nederlandse GvO’s bijdragen aan de
verplichting. Deze groengaseenheden zijn certificaten die worden uitgereikt aan een
energieleveranciers wanneer zij groengas-GvO’s afboeken op een contract in de gebouwde
omgeving. GGE’s worden alleen uitgereikt wanneer op de GvO staat vermeld dat het groen
gas in Nederland is geproduceerd en wanneer er geen SDE++ is ontvangen. In theorie zouden
GGE’s ook direct kunnen worden verstrekt aan de producent wanneer hij groen gas invoedt
op het net. Dit lijkt echter een minder logische optie: een producent kan zijn GvO’s
verkopen aan meerdere partijen (energieleveranciers, brandstofleveranciers, ETS-deelnemers etc.). Wanneer een producent naast GvO’s ook GGE’s zou ontvangen, wordt hij
dubbel beloond. Het lijkt daarnaast juridisch en uitvoeringstechnisch lastig om systeem op
te tuigen waarbij een producent ofwel GvO’s ofwel GGE’s ontvangt. Een mechanisme met
GGE’s zou bovendien sterk lijken op de certificatenstructuur binnen de HBE-systematiek.
Ook daar krijgen brandstofleveranciers speciale certificaten uitgereikt (HBE’s) wanneer ze
duurzame brandstof (of fossiele brandstof vergroend met GvO’s) leveren. Er is bij
uitvoerings- en monitoringsorganisaties dus al ervaring opgedaan met een vergelijkbare
tweede certificatenlaag.

24

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

2.6

Vergelijking met andere landen
Duitsland kent niet langer invoedtarieven
In het buitenland zien we geen systemen die overeenkomen met de aangekondigde Nederlandse bijmengverplichting. Wel worden andere beleidsinstrumenten ingezet om de
productie van groen gas te vergroten. Denemarken maakt bijvoorbeeld gebruik van invoedtarieven (een subsidie voor producenten die groen gas invoeden in het net) en stelt doelen
voor een bijmengpercentage in 2030. Er is daar echter geen sprake van een verplichting.
Het beoogde bijmengpercentage voor groen gas in 2030 in Denemarken is 70% van het gas in
het gasnetwerk. Op dit moment is 22% van het gas in het netwerk groen gas. Een belangrijke noot is dat het huidige gasverbruik van Denemarken minder dan 10% bedraagt van het
Nederlandse gasverbruik. Het huidige invoedtarief van het Deense subsidiesysteem is
daarnaast meer dan driemaal zo hoog per energie-eenheid dan de Nederlandse subsidie
(~ € 1,50/m3 voor Denemarken tegenover ~ € 0,44/m3 voor Nederland). Daarnaast zijn de
netbeheerders verplicht om nieuwe groengasinstallaties aan te sluiten op het net. Op dit
moment wordt overgestapt op een tendersysteem voor nieuwe productie-installaties.
Ook Duitsland heeft lange tijd gebruik gemaakt van hoge invoedtarieven. In 2012 zijn zij
echter gestopt met de stimulering van groengasproductie middels invoedtarieven omdat
verwachte kostprijsreducties uitbleven.

Frankrijk verplicht energieleveranciers groen gas af te nemen tegen een
vaste prijs
Het meest vergelijkbare systeem vinden we in Frankrijk, waar energieleveranciers groen gas
moeten afnemen tegen een vaste prijs. In deze paragraaf gaan we dieper op dit systeem in.
Frankrijk heeft een bijmengverplichting (‘target’) van 10% hernieuwbaar gas in 2030.
Om deze verplichting in 2030 te halen, moeten energieleveranciers in het net geïnjecteerde
groen gas afnemen van producenten voor een vastgezette prijs. Met de vastgezette prijzen
moeten operationele en investeringskosten van groengasinstallaties afgedekt worden.
Contracten hiervoor zijn vastgezet voor vijftien jaar. Er zijn twee systemen voor
financiering van de bijmengverplichting middels invoedtarieven: Systeem 1 - voor installaties vóór 23 november 2020, en Systeem 2 - voor installaties vanaf 24 november 2020 met
een capaciteit onder de 300 m3/h. De prijzen voor het groene gas zijn afhankelijk van de
feedstock en van de productiecapaciteit van de installaties.
Voor Systeem 1 geldt een basisprijs tussen de € 0,40/m3 en € 0,88/m3 afhankelijk van de
grootte van de installatie. Daarbovenop kan in een aantal gevallen een premium tussen de
€ 0,09/m3 en € 0,34/m3 gerekend worden die afhankelijk is van de feedstock, of een mix
van verschillende soorten biomassa reststromen. De hoogste premium is voor biomassareststromen uit rioolwaterzuiveringsinstallaties. Systeem 2 heeft tarieven tussen de € 0,48/m3
en € 1,07/m3 afhankelijk van de categorie en het type feedstock. Ook hier gelden
premiums, waaronder een premium van maximaal tien € 0,09/m3 als het aandeel mest
hoger is dan 60%. Het invoedtarief neemt met 2% per jaar af. Naast deze systemen is er een
stimulering voor elektriciteit uit biogas (tussen 150 en 175 €/MWh) voor kleine covergisters.
Dit tarief neemt ook met 2% per jaar af.

25

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Nieuw Frans stimuleringssysteem is onderweg
De Franse overheid kijkt naar een nieuw stimuleringssysteem voor alle typen installaties,
gericht op met name grote installaties, om aan het doel van 10% hernieuwbaar gas in het
netwerk in 2030 te halen. Voor zover bekend is er nu geen sprake van een boete wanneer
de verplichting in 2030 niet gehaald wordt.

2.7

Conclusie
Het doel van de bijmengverplichting is om CO2 te reduceren in de gebouwde omgeving door
de productie van groen gas op te schroeven. De bijmengverplichting leidt tot een hogere
betalingsbereidheid voor groen gas en maakt het daarmee aantrekkelijker voor producenten
om de markt te betreden. De verplichting geldt voor energieleveranciers die leveren aan de
gebouwde omgeving (woningen en utiliteitsgebouwen). Leveranciers zullen eventuele meerkosten naar verwachting doorrekenen aan de consument via premiumproducten en
generieke tariefverhogingen. De verplichting heeft een administratief karakter. Gasleveranciers kunnen voldoen aan hun verplichting door elk jaar een bepaald aantal duurzaamheidscertificaten in te leveren. Om te zorgen dat de bijmengverplichting leidt tot een
toename van de binnenlandse productie (en niet alleen tot een toename van de import),
lijkt een extra certificatenlaag nodig, bovenop de bestaande GvO’s. In omringende landen
wordt invoeding van groen gas gestimuleerd middels invoedtarieven (subsidies). Frankrijk
kent sinds kort een systeem met een meer verplichtend karakter: gasleveranciers zijn
verplicht om groen gas in te kopen tegen een vaste prijs.

26

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

3 Interactie met ander beleid
3.1

Inleiding
Een bijmengverplichting beïnvloedt ander beleid en vice versa
Een bijmengverplichting voor groen gas zou worden geïntroduceerd binnen een bredere
beleidscontext. Deze context beïnvloedt in belangrijke mate de effectiviteit en doelmatigheid van de bijmengverplichting. In dit Hoofdstuk staan we daarom uitgebreid stil bij
mogelijke interacties met bestaande en verwachte beleidsinstrumenten zoals de HBEsystematiek, de SDE++, het EU ETS en verwacht beleid uit het Fit for 55-pakket. Dergelijke
interacties kunnen twee kanten opwerken. We zullen daarom niet alleen analyseren wat de
impact van ander beleid is op de bijmengverplichting, maar ook hoe de bijmengverplichting
ander beleid beïnvloedt.

3.2

Verschillende verwaardingsopties
Huidige verwaardingsopties: de SDE-route en de fysieke HBE-route
Een groengasproducent kan op verschillende manieren zijn product verwaarden. Op dit
moment bestaan er twee verwaardingsopties: de fysieke HBE-route en de SDE-route. Binnen
de SDE-route krijgen producenten met een SDE++-beschikking een vergoeding voor hun
onrendabele top van de Nederlandse overheid. Eventuele inkomsten uit GvO’s worden nog
niet door de RVO afgetrokken van het subsidiebedrag, maar het ligt voor de hand dat dit in
de toekomst wel zal gaan gebeuren wanneer GvO-prijzen stijgen. De fysieke HBE-route is
alleen toegankelijk voor producenten met een liquefier. Zij kunnen hun groen gas
vervloeien en als bio-lng verkopen aan brandstofleveranciers in de transportmarkt.
Brandstofleveranciers kunnen voor fysieke levering van bio-lng HBE’s ontvangen. Deze HBE’s
hebben een marktwaarde waardoor een bio-lng-producent meer voor zijn product kan
vragen.

Nieuwe verwaardingsopties: de administratieve HBE-route en de ETSroute
De SDE-route is op dit moment nog het populairst (ruim 0,2 bcm), maar hoge HBE-prijzen
(zie Paragraaf 3.3) zorgen ervoor dat steeds meer producenten ervoor kiezen om een
liquefier te installeren en hun groen gas als bio-lng te verkopen aan brandstofleveranciers.
Op korte termijn wordt ook de administratieve HBE-route toegankelijk. Binnen deze route
kan lng ‘vergroend’ worden met behulp van GvO’s. De administratieve route maakt het
mogelijk voor producenten zonder liquefier om te leveren aan de HBE-markt. Hiervoor moet
de totale Nederlandse liquefactiecapaciteit wel voldoende groot zijn.
Sinds 1 januari 2022 kan de Nederlandse industrie GvO’s gebruiken om aan haar
verplichtingen binnen het EU ETS te voldoen. Bij stijgende ETS-prijzen wordt het daarom
steeds interessanter voor groengasproducenten om hun GvO’s te verkopen aan industriële
partijen. De combinatie van SDE++ en GvO-verkoop aan ETS-partijen is niet toegestaan.

27

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

In de praktijk worden GvO-inkomsten echter nog niet afgetrokken van het subsidiebedrag
omdat er geen transparante GvO-beurs is en de waardebepaling daarmee te onzeker.
Wanneer GvO-prijzen stijgen, zal er een grotere prikkel bij het ministerie van EZK en RVO
ontstaan om de hiervoorgenoemde correctie wel toe te passen. De ETS-route zou dan een
aparte verwaardingsoptie gaan vormen.

In 2025 zijn er waarschijnlijk vijf verwaardingsopties
Richting 2025 zien we daarmee vijf verschillende verwaardingsroutes ontstaan:
1. SDE++ (invoeding in aardgasnet en compensatie voor onrendabele top).
2. HBE fysiek (verkoop van bio-lng aan HBE-markt).
3. HBE administratief (invoeding in aardgasnet en verkoop van GvO’s aan brandstofleverancier).
4. EU ETS (invoeding in aardgasnet en verkoop van GvO’s aan ETS-partijen).
5. Bijmengverplichting (invoeding in aardgasnet en verkoop van GvO’s aan gasleveranciers).
We zullen nu elk van deze routes kort beschrijven en analyseren welke interacties kunnen
optreden bij de invoering van een bijmengverplichting.

3.3

Interactie met de SDE++
De SDE++ vergoedt de onrendabele top van duurzame technieken
De Stimuleringsregeling Duurzame Energieproductie (SDE++) is al jarenlang het belangrijkste
instrument van de overheid om opwekking van duurzame energie te stimuleren. Het is een
subsidieregeling die poogt om technieken met een groot verduurzamingspotentieel te
ondersteunen. Binnen de SDE++ worden verschillende verduurzamingsopties gerangschikt op
basis van hun kosteneffectiviteit. Wanneer er meer subsidie wordt aangevraagd dan
beschikbaar is, worden alleen de meest kosteneffectieve opties ondersteund. Daarnaast
kent de SDE++ maximale subsidiebedragen. Deze worden bepaald door de kostprijs – het
basisbedrag genoemd – te verminderen met de inkomsten uit de verkoop van energie (het
correctiebedrag). De basis- en correctiebedragen worden door het PBL geschat op basis van
sectorspecifiek onderzoek en marktconsultaties. De combinatie van maximumbedragen en
ranking op kosteneffectiviteit zorgt er in theorie voor dat de SDE++-vergoeding een
benadering vormt van de onrendabele top (zie Figuur 14). Daarnaast stimuleert de sturing
op kosteneffectiviteit partijen om hun onrendabele top te verkleinen.

28

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Figuur 14 - Schematische opbouw van de verschillende bedragen in de SDE++-regeling; het basisbedrag wordt
vastgelegd in de beschikking die een producent krijgt

Groen gas binnen de SDE++ 2022
Binnen het conceptadvies van de SDE++ voor 2022 zijn meerdere categorieën opgenomen
voor de productie van groen gas en bio-lng:
— grootschalige vergisting, hernieuwbaar gas;
— monomestvergisting kleinschalig, hernieuwbaar gas;
— monomestvergisting grootschalig, hernieuwbaar gas;
— verbeterde slibgisting, hernieuwbaar gas;
— bestaande slibgisting, hernieuwbaar gas;
— bio-lng uit monomestvergisting;
— bio-lng uit allesvergisting.
Tevens zijn voor sommige typen installaties aparte subsidieregelingen opgenomen voor
levensduurverlenging. De basisbedragen verschillen per techniek maar bevinden zich grofweg rond de € 0,70/m3 groen gas. De subsidiebedragen zijn lager: van het basisbedrag
wordt eerst nog de marktprijs van aardgas afgetrokken.

Tekortkomingen van de SDE-route
In de praktijk blijkt dat subsidieaanvragen door groengasproducenten niet altijd
gehonoreerd worden. Meestal komt dit voort uit een te lage kosteneffectiviteit en overboeking van de subsidiepot. Technieken als zonne-energie, windenergie en CCS scoren
normaliter beter in de ranking. Omdat duurdere maar desalniettemin essentiële technieken
vaak onvoldoende aan bod komen binnen de SDE++, heeft het ministerie van EZK
aangekondigd dat het vanaf 2023 zogenaamde ‘hekjes’ wil opnemen in de SDE++ (Ministerie
van EZK, 2022). Deze hekjes creëren apart gealloceerde subsidiepotjes voor bepaalde
verduurzamingscategorieën en zouden beschikkingskansen voor groengasproducenten
kunnen vergroten. Daarnaast maken stijgende biomassaprijzen en minder snel meegroeiende basisbedragen het relatief onaantrekkelijk voor nieuwe producenten om de markt
te betreden. Meerdere groen gasproducenten geven aan dat de biomassaprijzen de
afgelopen jaren fors zijn gestegen (meer dan 25%), waardoor kostprijzen met zo’n 10% zijn

29

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

gegroeid. Een SDE-subsidie waarin niet is gecorrigeerd voor deze stijging is dan ook relatief
onaantrekkelijk voor nieuwe producenten (een groot deel van de kosten van de productie
van groen gas bestaat uit variabele kosten). Naast de lage ranking van groengasprojecten is
dit is een van de oorzaken van de achterblijvende productiecapaciteit.
In theorie zou EZK de basisbedragen voortvarender mee kunnen laten bewegen met de biomassaprijzen, maar in de praktijk is dit lastig. Dat zit zo: wanneer biomassaprijzen zijn
gestegen, kan het basisbedrag in de SDE++ met dezelfde hoogte per eenheid worden
verhoogd. Producenten met een nieuwe SDE-beschikking worden op die manier
gecompenseerd voor hun werkelijke onrendabele top. Producenten sluiten echter voornamelijk kortlopende contracten af met biomassaverkopers. Ook producenten met een oude
SDE-beschikking (tegen het vroegere, lagere basisbedrag) zijn dus meer gaan betalen voor
hun feedstocks. De kosten voor deze producenten zijn omhoog gegaan terwijl hun inkomsten gelijk zijn gebleven. Omdat de verhoging van het basisbedrag ook een causale
invloed kan hebben op de biomassaprijs (biomassaverkopers kunnen meer voor hun product
vragen bij hogere SDE-bedragen), kan verhoging van de basisprijs er dus toe leiden dat oude
installaties uit de markt gedreven worden.

Interacties met de bijmengverplichting
Binnen de HBE-route is het niet mogelijk om GvO’s om te zetten in HBE’s (zie Paragraaf 3.4)
als er SDE-subsidie is verstrekt voor de productie van dezelfde GvO’s. Deze regeling voorkomt oversubsidiëring en is tevens noodzakelijk om onrechtmatige staatssteun te
vermijden. Bij de introductie van een bijmengverplichting zal hoogstwaarschijnlijk eenzelfde keuze gemaakt worden: een producent moet kiezen tussen de SDE-subsidie en
verkoop van zijn GvO’s aan een gasleverancier.
Wanneer gasleveranciers een hoge prijs willen betalen voor groen gas-GvO’s (omdat ze
anders niet aan hun verplichting kunnen voldoen), zullen producenten die nu de SDE-route
bewandelen willen overstappen naar de BMV-route. Wanneer het ontwerp van de bijmengverplichting dit toestaat, zullen bestaande producenten minder afhankelijk worden van
SDE-subsidie. De subsidie-uitgaven vanuit het Rijk kunnen daarmee dalen. Een bijmengverplichting levert ook een risico op voor ondernemers die vasthouden aan de SDE-route of
niet mogen wisselen. De extra vraag naar groen gas die voortkomt uit de bijmengverplichting kan leiden tot een stijging van de biomassaprijs omdat de onderhandelingspositie van biomassaverkopers verbetert. Ondernemers die niet (kunnen) overstappen naar
de BMV-route kunnen hierdoor in financiële problemen raken. In Hoofdstuk 6 evalueren we
verschillende manieren waarop de bijmengverplichting om kan gaan met huidige SDEproductie.

3.4

Interactie met de jaarverplichting energie voor vervoer
Brandstofleveranciers moeten elk jaar HBE’s inleveren
Voordat we uitgebreider stil kunnen staan bij de interactie tussen de bijmengverplichting
en de HBE-markt, moeten we eerst dieper de systematiek induiken. De HBE-markt is onderdeel van de uitvoeringssystematiek Energie voor Vervoer, die in 2015 is geïntroduceerd en
z’n oorsprong heeft in Europese regelgeving (de Renewable Energy Directive). De Nederlandse Emissieautoriteit (NEa) is de uitvoeringsorganisatie en toezichthouder van deze
systematiek. Voor bedrijven die grote hoeveelheden fossiele brandstoffen op de Neder-

30

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

landse vervoersmarkt brengen, geldt een jaarverplichting. De binnenvaart, zeevaart en
luchtvaart kennen vooralsnog geen verplichting, maar zullen bij herziening van de HBEsystematiek onder de REDIII mogelijk wel opgenomen worden (zie Paragraaf 3.6). De luchtvaart en zeevaart krijgen in elke geval een ambitieuze bijmengverplichting als het Fit for
55-voorstel wordt aangenomen in de vorm van ReFUEL EU Aviation en ReFUEL Maritime.
De precieze Nederlandse implementatie van deze verplichting staat nog niet vast.

HBE’s zijn een verhandelbaar bewijs
De jaarverplichting houdt in dat een bepaald aandeel van de energiewaarde van geleverde
brandstoffen hernieuwbaar moet zijn, bewezen door bezit van hernieuwbare brandstofeenheden (HBE’s). Brandstofleveranciers kunnen HBE’s verkrijgen door duurzame brandstoffen (waaronder biobrandstoffen, biogas, waterstof en hernieuwbare elektriciteit5) te
leveren aan de Nederlandse markt, maar ook door HBE’s over te kopen van andere
leveranciers. HBE’s kunnen dus verhandeld worden. Een HBE staat voor 1 gigajoule (GJ)
hernieuwbare energie die is geleverd aan de Nederlandse vervoersmarkt.

Hoogte van de doelstelling en verschillende typen HBE’s
In 2022 staat de HBE-verplichting op 17,9% van de totale energie geleverd aan de Nederlandse transportmarkt. Dit totaal mag worden ingevuld met verschillende typen HBE’s
afhankelijk van de gebruikte grondstoffen: geavanceerde HBE’s (HBE-G), conventionele
HBE’s (HBE-C), en HBE’s uit Annex 9B van de RED (HBE-9B). Bio-lng levert een brandstofleverancier HBE-G’s op wanneer de gebruikte feedstocks zijn opgenomen in Annex 9A van
de RED (dit is vrijwel altijd het geval bij bio-lng). Ook voor andere biobrandstoffen zoals
FAME en hvo kunnen HBE-G’s worden verkregen – voorwaarde is opnieuw dat de gebruikte
feedstocks onderdeel zijn van Annex 9A van de RED. Biobrandstoffen uit gebruikt frituurvet
worden beloond met HBE-9B’s en voor biobrandstoffen uit voedselgewassen krijgt een
leverancier HBE-C’s. Omdat de laatste twee categorieën als minder wenselijk worden
gezien dan geavanceerde biobrandstoffen, geldt een maximum aandeel HBE-C en HBE-9B.
Voor HBE-G’s geldt een minimumaandeel dat de productie sneller moet stimuleren. Het
verloop van de HBE-verplichting en de maximale aandelen zijn weergegeven in Tabel 1.
De hoogte van de totale verplichting houdt al rekening met de ‘27 PJ-regel’ uit het Klimaatakkoord. Hierin is afgesproken dat maximaal 60 PJ (27 PJ + 33 PJ autonoom geraamd in de
NEV 2017) van de verduurzamingsopgave in het wegverkeer mag worden gerealiseerd met
biobrandstoffen6.
Tabel 1 - Hoogte van de jaarverplichting en subdoelstellingen
Jaartal

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Totaal HB

17,9%

18,9%

19,9%

21,0%

22,3%

23,6%

25,0%

26,5%

28,0%

Minimum HBE-G

1,8%

2,4%

2,9%

3,6%

4,2%

4,9%

5,6%

6,3%

7,0%

Maximum HBE-C

1,4%

1,4%

1,4%

1,4%

1,4%

1,4%

1,4%

1,4%

1,4%

Maximum HBE-9B

10,0%

10,0%

10,0%

10,0%

10,0%

10,0%

10,0%

10,0%

10,0%

________________________________

31

5

Elektrificatie alleen lijkt niet genoeg om aan de doelstellingen te voldoen; er zal dus vraag blijven naar bio-

6

brandstoffen wanneer de HBE-systematiek wordt voortgezet.
De rest moet worden gerealiseerd met elektriciteit en waterstof.

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Dubbeltelling
Voor bio-lng en ander biobrandstoffen (zoals hvo) geldt vooralsnog dat inboeking van 1 GJ
wordt beloond met niet één maar twee HBE’s. Deze dubbeltellingsclausule – die afhankelijk
is van de duurzaamheid van de feedstocks - maakt het aantrekkelijker om te investeren in
deze brandstoffen ten opzichte van bijvoorbeeld enkeltellende brandstoffen uit voedselgewassen. De afgelopen jaren is door leveranciers massaal gebruik gemaakt van dubbeltelling, waardoor het fysieke aandeel hernieuwbaar slechts ruim de helft van het
administratieve aandeel beslaat (NEA, 2019).

Bio-lng in de HBE-systematiek
Bio-lng neemt een belangrijke rol in binnen de HBE-systematiek. Ongeveer een derde van
de HBE-G’s werden in 2020 uitgekeerd voor bio-lng (NEA, 2019). Omdat de subdoelstelling
voor HBE-G’s flink toeneemt richting 2030 en HBE-G’s naast elektriciteit en waterstof naar
verwachting ook aanvullend zullen moeten worden ingezet om aan de totale doelstelling te
voldoen, verwachten we een toenemende vraag naar bio-lng onder de REDII. Onder de
REDIII zal deze vraag naar verwachting nog sterker gaan stijgen (zie Paragraaf 3.7).
Binnen de HBE-systematiek mag bio-lng ook geïmporteerd worden uit het buitenland, mits
de brandstof gepaard gaat met de juiste certificering. In dit opzicht wijkt de HBEsystematiek dus af van de bijmengverplichting. Binnen de administratieve route moet het
groen gas wel in Nederland zijn ingevoed; de importmogelijkheden bestaan dus alleen voor
fysieke leveringen van bio-lng.

Steeds meer interesse in de HBE-route
Zoals gezegd kiezen steeds meer groengasproducenten voor de HBE-route (nu nog fysiek,
maar straks ook administratief). Dat heeft alles te maken met de huidige hoge HBE-prijzen.
Op dit moment levert heeft bio-lng een HBE-prijs van net iets minder dan € 2,00 per kg.
Dit correspondeert grofweg met een vergoeding voor een groengas-GvO van € 1,00/m3 -fors
meer dan de onrendabele top en het SDE++-subsidiebedrag (het is zelfs meer dan het
SDE++-basisbedrag). Het gevolg is dat er momenteel extra winsten worden gemaakt in de
bio-lng-keten. Extra winsten komen echter niet alleen bij de groengasproducent terecht.
Ook de brandstofleverancier en de biomassaverkoper krijgen in de praktijk een aanzienlijk
stuk van de taart. De biomassaverkoper kan bij stijgende HBE-prijzen zijn onderhandelingspositie uitspelen en meer vragen voor zijn product, terwijl de brandstofleverancier een
fikse vergoeding kan eisen voor het wegnemen van prijsfluctuaties middels een langetermijncontract.
Koepelorganisaties hebben ons erop gewezen dat sinds de aankondiging van de administratieve HBE-route een aantal partijen op grote schaal GvO’s aan het opkopen is via
langetermijncontracten met bestaande en aankomende groengasproducenten. Deze partijen
zullen vervolgens investeren in centrale liquefactie. De hoeveelheid GvO’s die ze kunnen
bemachtigen bepaalt de grootte van de liquefier.

Tekortkomingen van de HBE-route
Ondanks de groeiende interesse in de HBE-route, kent verkoop aan de transportmarkt
nadelen. Het belangrijkste nadeel betreft de financiering. Banken staan niet te springen om
leningen uit te geven op basis van een onzekere en volatiele HBE-prijs.

32

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Langetermijncontracten tussen producenten en brandstofleveranciers kunnen deze onzekerheid wegnemen en daarmee de investeringszekerheid ten goede komen.
Tot voor kort gold een andere belangrijke tekortkoming: bio-lng leverde alleen HBE’s op
wanneer de bio-lng fysiek werd geleverd. Administratieve vergroening neemt deze blokkade
weg. Omdat transport van groen gas via het aardgasnet systeemkosten teweegbrengt en
aardgas eerst verder moet worden opgewaardeerd voordat het kan worden vervloeid, geldt
voor de administratieve HBE-route een correctiefactor van 0,85. Deze correctiefactor zorgt
ervoor dat voor 1 GJ bio-lng slechts 1,7 HBE’s worden uitgereikt in plaats van 2. De penalty
op administratieve levering (ten opzichte van fysieke levering) maakt bio-lng minder aantrekkelijk voor leveranciers en leidt bij de groengasproducent tot kleinere opbrengsten.

Concurrentie tussen de twee verplichtingen
Wanneer in 2024 een bijmengverplichting voor groen gas zou worden geïntroduceerd, zullen
er de facto twee parallelle bijmengverplichtingen gelden: één in de transportmarkt en één
in de gebouwde omgeving. De twee verplichtingenstelsels kennen echter een verschillend
karakter. Binnen de transportmarkt kunnen leveranciers hun verplichting invullen met een
breed scala aan brandstoffen, terwijl gasleveranciers in de gebouwde omgeving maar één
optie hebben: groen gas. Deze asymmetrie zorgt ervoor dat er bij ambitieuze verplichtingen
concurrentie tussen de transportmarkt en gebouwde omgeving zal ontstaan. In een
versimpeld model zal de gasleverancier in de gebouwde omgeving altijd aan het langste
eind trekken. Dat zit zo: gasleveranciers kunnen alleen aan hun verplichting voldoen met
behulp van groen gas. Zij zullen dus net zolang hun aanbod aan de producent verhogen,
totdat producenten besluiten hun GvO’s aan een gasleverancier te verkopen, en niet langer
aan een brandstofleverancier in de transportmarkt. De brandstofleverancier zal afhaken bij
een prijs waarbij alternatieve geavanceerde brandstoffen (zoals hvo uit palmoliewater)
goedkoper worden.

Langetermijncontracten met leveranciers compliceren de dynamiek
In realiteit is hiervoor genoemd model echter ontoereikend. Dit komt voornamelijk door de
introductie van langetermijncontracten. Wanneer een groengasproducent een langetermijncontract heeft afgesloten met een brandstofleverancier uit de transportmarkt, kan de
producent niet zomaar overstappen op een andere afnemer in de gebouwde omgeving.
Het contract zou dan immers ontbonden moeten worden. We verwachten dat hier in de
praktijk een grote afkoopsom voor nodig zal zijn. Een brandstofleverancier heeft immers
afspraken met afnemers, en moet daarnaast aan zijn Jaarverplichting Energie voor Vervoer
voldoen. Wanneer zijn aanbod wegvalt, kan de leverancier dus voor problemen komen te
staan. Het ligt voor de hand dat de mogelijkheid wordt afgedekt met een (voor de
producent) onaantrekkelijke ontbindingsclausule. De voormalige koepelorganisaties geven
aan dat er steeds meer langetermijncontracten tussen groengasproducenten en brandstofleveranciers met een looptijd van vijf tot tien jaar. Nu gaat dit nog om handjevol
producenten, maar sinds de aankondiging van de administratieve bio-LNG route zijn
partijen massaal GvO’s aan het vastleggen in langetermijncontracten. Hoe meer van dit
soort langetermijncontracten er de komende jaren worden afgesloten, hoe meer groen gas
er dus in de vorm van bio-lng (of bio-cng) naar de transportmarkt zal stromen. Belangrijk
daarbij is dat de productie van bio-lng een beroep doet op biogrondstoffen. Hoe meer
langetermijncontracten producenten afsluiten met brandstofleveranciers, hoe minder
biogrondstoffen er tot 2030 dus beschikbaar zijn voor de gebouwde omgeving. Dit kan
ervoor zorgen dat een ogenschijnlijk haalbaar bijmengpercentage in de praktijk toch

33

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

onhaalbaar blijkt, of zorgen voor grote toenames in GGE-prijzen wanneer biogrondstoffen
een limiterende factor zijn.
Merk op dat langetermijncontracten met brandstofleveranciers ook kunnen worden
afgesloten wanneer de bijmengverplichting al actief is. Dit kan zijn omdat de bijmengverplichting niet hoog genoeg is (er is overaanbod), of omdat de BMV-markt tijdelijk
verzadigd is. In het laatste geval kan een producent besluiten om niet te wachten op een
contract met een gasleverancier, maar om nu al in zee te gaan met een brandstofleverancier tegen een iets lagere prijs. Vermoedelijk wordt in zo’n scenario wel een kortere
contractduur overeengekomen. In Hoofdstuk 5 lichten we toe hoe de kans op afsluiting van
een langetermijncontract is opgenomen in het model voor verschillende type ondernemers
en installaties.
Hoewel langetermijncontracten tussen brandstofleveranciers en groengasproducenten naar
verwachting steeds gangbaarder zullen worden, lijkt het aannemelijk dat de contracten
tussen producenten en biomassahandelaren een kortdurend karakter zullen behouden (dit is
immers voordeliger voor biomassaverkopers die hun onderhandelingspositie kunnen uitspelen). Een producent die een langetermijncontract heeft met een brandstofleverancier
kan zijn grondstofkosten zien toenemen, omdat er vanuit de gebouwde omgeving wordt
getrokken aan dezelfde biomassastromen. Dit kan leiden tot faillissementen en problemen
bij afnemers in de transportmarkt.

Een verdeling over twee markten
Vanwege de hiervoor geschetste dynamiek, ligt het voor de hand dat groen gas zonder
aanvullend beleid naar twee sectoren zal blijven stromen – ook na introductie van een
bijmengverplichting. Bij een hele hoge doelstelling in de gebouwde omgeving kan het
voordeliger zijn voor producenten om contracten met brandstofleveranciers te ontbinden,
met grote GGE-prijsstijgingen als gevolg. Producenten met een langetermijncontract
kunnen daarnaast failliet gaan vanwege stijgende biomassaprijzen. Beide effecten lijken
ongewenst. Het lijkt daarom zinvol om bij de vaststelling van de hoogte en het opbouwpad
van de bijmengverplichting ruimte te reserveren voor groen gas dat naar de transportmarkt
vloeit. In principe is het mogelijk dat de systeemvoordelen van allocatie naar de gebouwde
omgeving zwaarder wegen dan de ongewenste effecten van contractbreuken. In zo’n geval
ligt het echter meer voor de hand op bij voorbaat in te grijpen in de HBE-markt (zie
Paragraaf 6.7) dan om prijzen net zolang op te laten lopen dat ontbinding financieel voordeliger wordt voor producenten.

GGE-prijs kan afhankelijk worden van HBE-prijs
Ook volgt uit de competitie tussen de transportmarkt en de gebouwde omgeving dat de
HBE-prijs bepalend kan worden voor de GGE-prijs. Een producent zal in de meeste gevallen
zijn product willen verkopen tegen de hoogste prijs. Om te voorkomen dat groen gas als
(administratief vergroende) bio-lng naar de mobiliteit vloeit, zullen gasleveranciers meer
moeten bieden dan brandstofleveranciers. De HBE-prijs kan daarmee een bodem creëren
voor de GGE-prijs.
De HBE-prijs kan echter niet direct worden vertaald naar een GGE-prijs. Alleen wanneer de
HBE-prijs hoger is dan de productiekosten en de vergoeding in de andere verwaardingsroutes zal de HBE-prijs de daadwerkelijke marktprijs van GGE’s bepalen. Om van de HBEprijs naar de GGE-prijs te gaan, moet bovendien een aantal correcties worden uitgevoerd.
Allereerst zal de GGE-prijs vermoedelijk per kuub worden uitgedrukt, en niet per kg.

34

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Bio-lng kent daarnaast een hoger methaangehalte dan groen gas, en dus een grotere
energiedichtheid. Hiervoor moet gecorrigeerd worden. Ook is bio-lng per GJ duurder dan
groen gas omdat geïnvesteerd moet worden in een liquefier. Bij gelijke prijzen per GJ zal
een producent dus voor de gebouwde omgeving kiezen. Ten slotte geldt voor producenten
zonder eigen liquefier de correctiefactor van 0,85 voor vergroende lng. Afnemers zullen
deze correctiefactor meenemen in de vorm van een lager aanbod.

Consequenties voor transportmarkt
De bijmengverplichting kan in theorie grote consequenties hebben voor de transportmarkt.
Hoe groot deze consequenties in de praktijk zijn, hangt af van het groengasvolume dat vast
ligt in langetermijncontracten. Wanneer dit volume beperkt is, en een ambitieuze
verplichting voor de gebouwde omgeving geldt, zal er weinig groen gas overblijven voor de
transportsector. Dit betekent dat brandstofleveranciers hun verplichting moeten gaan
invullen met andere biobrandstoffen zoals geavanceerde hvo of bio-lng moeten importeren
tegen hogere prijzen. In een dergelijk scenario kan ook sprake zijn van stranded assets:
investeringen in lng-trucks (voor zero-emissie-zones) en lng-tankstations kunnen onrendabel
blijken wanneer er onvoldoende bio-lng naar de mobiliteit vloeit. De komst van de bijmengverplichting kan toekomstige investeringen in lng-voertuigen minder interessant maken en
nieuwe stranded assets voorkomen – voorwaarde hiervoor is heldere communicatie vanuit
het kabinet over haar (toekomstige) allocatiebeleid.

3.5

Interactie met het EU ETS
De ETS-route introduceert een bodemprijs voor GvO’s
Zoals gezegd kan de Nederlandse industrie sinds dit jaar aan haar ETS-verplichtingen voldoen door groengas-GvO’s in te zetten. Deze GvO’s moeten wel van Nederlandse bodem
zijn. Omdat ETS-partijen ook reguliere emissierechten (EUA’s) op de internationale emissiemarkt kunnen kopen, zullen ze per ton CO2 nooit meer bereid zijn de betalen voor GvO’s
dan voor EUA’s. Wanneer GvO’s goedkoper zijn, zullen industriële partijen naar verwachting
gretig gebruik maken van de nieuwe mogelijkheden. Groengasproducenten met kennis van
de ETS-markt en ETS-prijs kunnen hun onderhandelingspositie uitspelen door hun GvO’s net
onder de ETS-prijs te verkopen. Op die manier ontstaat de facto een bodemprijs.

Bij huidige ETS-prijzen levert een GvO maximaal € 0,16/m3 op
Verbranding van één kuub aardgas leidt tot een CO2-uitstoot van ongeveer 1,78 kg7. Bij de
huidige ETS-prijs (spot) van ongeveer € 90 per ton CO2, vertaalt zich dit naar een maximale
betalingsbereidheid bij ETS-partijen van ongeveer € 0,16 per m3 groen gas. In Hoofdstuk 7
laten we zien dat – zonder stapeling met de SDE++ - de ETS-route daarmee in de meeste
gevallen onvoordeliger is dan de administratieve HBE-route.

3.6

Impact van Fit for 55
In juli 2021 heeft de Europese Commissie het Fit for 55-pakket gepresenteerd. In het omvangrijke beleidspakket zijn een aantal wijzigingen voorgesteld die impact hebben op de
________________________________
7

35

Uitgaande van Scope 1-emissies.

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

effectiviteit en doelmatigheid van de bijmengverplichting. In deze paragraaf gaan we ze
kort één voor één langs.

Een ambitieuzer EU ETS kan leiden tot stijgende ETS-prijzen
Het Fit for 55-voorstel bevat meerdere wijzigingen aan het bestaande EU ETS. De cap (een
maat voor de toegestane uitstoot) gaat sneller omlaag en ook de Europese zeevaart komt
onder het EU ETS te vallen. Daarnaast wordt de vrije uitgifte van emissierechten aan
banden gelegd. Al deze wijzigingen zetten extra druk op ETS-partijen en zullen waarschijnlijk leiden tot een verdere toename van de ETS-prijs. Dit kan de ETS-route aantrekkelijker maken voor groengasproducenten.

Wijzigingen onder de REDIII leiden tot extra vraag naar biobrandstoffen
Een cruciaal onderdeel van het beleidspakket betreft de voorgestelde herziening van de
Renewable Energy Directive (REDII naar de REDIII). Onder de REDIII wordt de bijmengverplichting in de mobiliteit omgevormd naar een reductieverplichting (-13% CO2 in 2030).
Hierbij zullen de daadwerkelijke well-to-wake-emissiefactoren moeten worden aangehouden. Belangrijk is dat dubbeltelling niet langer gebruikt mag worden om aan de
Europese doelstelling te voldoen. Dat neemt niet weg dat landen nationaal kunnen vasthouden aan dubbeltelling – zolang de Europese enkeltellende doelstelling maar behaald
wordt. Ook de scope van de verplichting wordt flink uitgebreid. In een toekomstige versie
van de HBE-systematiek (die mogelijk de BKE-systematiek gaat heten omdat gestuurd wordt
op uitstoot) zullen waarschijnlijk ook de binnenvaart en zeevaart een jaarverplichting
krijgen. Gezien de omvang van met name de Rotterdamse haven en bijbehorende bunkerfaciliteiten, kan dit de vraag naar biobrandstoffen enorm vergroten. Hierdoor kan ook de
HBE-prijs flink stijgen8.

Effect van het aangekondigde ETS voor de gebouwde omgeving is ongewis
De introductie van een bijmengverplichting zal in eerste instantie leiden tot kostentoenames bij huishoudens (groen gas is normaliter duurder dan aardgas). De Rijksoverheid
kan besluiten om een deel van deze kostentoenames te compenseren, bijvoorbeeld door
een verlaagd EB- en ODE-tarief op groen gas. De resterende kostentoename zal bovenop
andere kostentoenames voor huishoudens komen. Een van die andere kostentoenames volgt
uit het aparte ETS voor de mobiliteit en de gebouwde omgeving dat is voorgesteld door de
Europese Commissie. Energiemaatschappijen worden hierbij verplicht om jaarlijks een
zeker aantal emissierechten af te dragen, waarvan de kosten zullen worden doorgespeeld
aan de eindgebruiker. Tegelijkertijd kan een CO2-prijs in de gebouwde omgeving ervoor
zorgen dat de meerkosten van groen gas afnemen; energieleveranciers hoeven immers geen
CO2-rechten aan te schaffen voor groen gas dat zij leveren aan de gebouwde omgeving. Het
netto-effect van het ETS voor de gebouwde omgeving is sterk afhankelijk van de CO 2-prijs.
Omdat deze momenteel nog erg onzeker is nemen we het ETS voor de gebouwde omgeving
niet mee in de kwantitatieve doorrekening. Hetzelfde geldt voor de herziening van de
European Taxation Directie (ETD) die er toe zal leiden dat de verhouding tussen de energiebelasting op aardgas en elektriciteit zal veranderen. Ten slotte is het effect van de Nederlandse CO2-heffing in de industrie buiten beschouwing gelaten in de doorrekening. Het lijkt
________________________________
8

De jaarverplichting voor zeevaart en luchtvaart kan ook geïmplementeerd worden buiten de bestaande HBEsystematiek. Voor de uitkomsten van de modellering maakt dit niet uit; de totale vraag vanuit de markt is
leidend.

36

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

zeer onwaarschijnlijk dat industriële partijen als gevolg van de heffing een betalingsbereidheid voor groen gas ontwikkelen die hoger ligt dan die in de transportmarkt.

3.7

Conclusie
Omgang met ander beleid kan systeem maken of breken
In dit hoofdstuk hebben we stilgestaan bij interacties tussen de bijmengverplichting en
ander beleid. We hebben laten zien dat er in 2025 waarschijnlijk vijf afzonderlijke verwaardingsroutes bestaan voor groen gas. Omdat de meeste producenten hun product zullen
verkopen aan de hoogste bieder, kunnen er prijsopdrijvende effecten ontstaan als gevolg
van competitie tussen de verschillende routes. Met name competitie met de HBE-markt is
hier relevant. Om genoeg GGE’s te bemachtigen, zullen gasleveranciers (omgerekend) meer
voor GvO’s moeten bieden dan brandstofleveranciers. Bij de huidige hoge HBE-prijzen, die
mogelijk verder gaan stijgen door revisie van de RED, kan dit leiden tot forse prijzen en
grote extra winsten in keten.

37

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

4 Maatvoeringsvarianten en criteria
4.1

Inleiding
Maatvoeringsvarianten zijn pakketten met de belangrijkste maatvoeringsopties
In dit hoofdstuk lichten we de maatvoeringsvarianten toe die in overleg met de begeleidingscommissie zijn geselecteerd voor dit onderzoek. De varianten zijn combinaties van
de belangrijkste maatvoeringsopties (ingangsdatum, hoogte, opbouwpad). De overige maatvoeringsopties zoals een minimumprijs, flexibiliteitsmechanisme en herverdeling van kosten
en baten komen terug in Hoofdstuk 6.

4.2

Overzicht van de maatvoeringsvarianten
Vier maatvoeringsvarianten met absolute doelstellingen
In dit onderzoek onderscheiden we vier verschillende maatvoeringsvarianten. Drie van deze
varianten kennen een verplichting die oploopt tot cumulatief 1 bcm groen gas in 2030,
terwijl één varianten een hogere doelstelling kent die overeenkomt met het Coalitieakkoord. We beschrijven de varianten stuk voor stuk en geven daarna een overzicht.
Omdat de absolute bijmengvolumes leidend zijn, en een milde of koude winter invloed kan
uitoefenen op het bijmengpercentage, laten we steeds de absolute verplichting zien in bcm
groen gas. Deze cumulatieve verplichting kan vervolgens worden omgerekend naar een bijmengpercentage aan de hand van het gasgebruik in de gebouwde omgeving in het
betreffende jaar.

Referentievariant
De referentievariant is conservatiever dan het Coalitieakkoord
Omdat de bijmengverplichting uit het Coalitieakkoord een ambitieuze hoogte heeft, is
besloten om een conservatievere referentievariant te hanteren. Op deze manier kon met
meer zekerheid inzicht worden verkregen in de invloed van andere maatvoeringsopties zoals
het opbouwpad, zonder dat eventuele haalbaarheidsproblemen het beeld vertroebelen.
In de referentievariant loopt de verplichting lineair op tot 1 bcm in 2030 en wordt de
bijmengverplichting medio 2024 van kracht met een voorzichtige initiële hoogte van
150 miljoen kuub per jaar9. Dit geeft energieleveranciers, producenten en toezichthouders
de kans om te wennen aan het systeem. Merk op dat er momenteel al meer dan 200 miljoen
kuub groen gas per jaar wordt ingevoed. In 2024 kan het echter goed zijn dat maar een deel
van de bijbehorende GvO’s bij energieleveranciers belandt (bijvoorbeeld omdat de
administratieve HBE-route aantrekkelijker is). In de modellering gaan we voor alle
maatvoeringsvarianten ervan uit dat producenten die kunnen wisselen tussen de SDE++________________________________
9

Als de bijmengverplichting in juli ingaat, betekent dit dat energieleveranciers tot eind 2024 gezamenlijk
75 miljoen kuub moeten bijmengen.

38

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

route en de BMV-route. De starthoogte van 150 miljoen m3 hoeft dus niet ingevuld te
worden met additionele productie. Hetzelfde geldt voor de latere zichtjaren.

Hoge startvariant
Een goede start is het halve werk
In de hoge startvariant begint de bijmengverplichting in 2024 met een ambitieuzere hoogte
van 300 miljoen kuub per jaar. Vervolgens groeit de doelstelling, net als in de referentievariant, lineair tot 1 bcm in 2030. Redenatie achter deze variant kan zijn dat er maar
beperkt tijd is om de capaciteit op te schalen tussen 2024 en 2030. Een goede start is het
halve werk. Nadeel van deze variant is dat eventuele kinderziektes al gauw tot problemen
kunnen leiden bij betrokken partijen.

Exponentiele variant
Leereffecten kunnen worden gevat in een steeds sneller oplopende
verplichting
In de exponentiele variant start de bijmengverplichting, net als in de referentievariant, met
een doelstelling van 150 miljoen kuub per jaar. Omdat opschaling van technologie vaak een
exponentieel verloop kent door leereffecten, en de markt tijd nodig heeft om te reageren
op de bijmengverplichting, loopt de doelstelling vervolgens ieder jaar sneller op om in 2030
uit te komen op 1 bcm. De jaarlijkse groeifactor van de verplichting bedraagt 1,37.

Coalitievariant
De coalitievariant heeft de hoogste doelstelling: 1,6 bcm in 2030
In het Coalitieakkoord is een bijmengverplichting opgenomen met een bijmengpercentage
van 20% in 2030 dat leidt tot een jaarlijkse CO2-reductie van 2,9 Mton in 2030.
Het ministerie van EZK rekent deze doelstellingen terug naar een indicatieve absolute
hoogte van 1,6 bcm. In de coalitievariant loopt de verplichting daarom lineair op van
150 miljoen kuub in 2024 naar 1,6 bcm in 2030.

Een extra hoge variant is opgenomen in Bijlage D
In dit onderzoek is voor de volledigheid ook een variant doorgerekend die ambitieuzer is
dan het Coalitieakkoord. Deze variant, die we de hoge variant noemen, kent een
verplichtingshoogte van 1,87 bcm in 203010. De uitkomsten voor deze variant zijn niet
opgenomen in de hoofdtekst, maar te vinden in Bijlage D.

Overzicht van de maatvoeringsvarianten
De vier maatvoeringsvarianten worden visueel samengevat in Figuur 15.

________________________________
10

Dit komt overeen met 20% van de gasleveringen aan de gebouwde omgeving op basis van de KEV 2021
(PBL, 2021). De coalitievariant is gebaseerd op ramingen uit de KEV 2020 (PBL, 2020).

39

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Figuur 15 - Overzicht van de vier maatvoeringsvarianten van de bijmengverplichting

4.3

Criteria
In Bijlage B worden de verschillende maatvoeringsvarianten beoordeeld op zeven criteria.
Tabel 2 geeft een overzicht van deze criteria. In Bijlage A worden de verschillende
beoordelingscriteria nader toegelicht.
Tabel 2 - Beoordelingskader

40

Criterium

Omschrijving

Mate waarin
ontwerp aan
het criterium
voldoet

Haalbaarheid

De ontwerpoptie leidt tot een haalbare verplichting. Er is genoeg aanbod
van biogrondstoffen, de productiecapaciteit kan de toename van de
vraag bijbenen, en de GGE-markt is efficiënt.

++/+/0/-/--

Bijdrage aan 2 bcm

De ontwerpoptie leidt tot een substantiële additionele productie van
groen gas, met als mikpunt een totale productie van 2 bcm.

++/+/0/-/--

Kosten

De ontwerpoptie leidt tot beheersbare nationale kosten, eindgebruikerskosten en overheidskosten.

++/+/0/-/--

Broeikasgasreductie

De ontwerpoptie genereert een substantiële additionele reductie van
broeikasgassen met als mikpunt 2,9 Mton CO2-eq. per jaar.

++/+/0/-/--

Draagvlak

De ontwerpoptie geniet steun onder producenten, gasleveranciers en
burgers. Het ontwerp leidt tot een eerlijke verdeling van kosten en
baten, de administratieve lasten zijn beperkt, het GGE-prijsverloop is
stabiel en voorspelbaar en de ontwerpoptie biedt mogelijkheden om
controversiële biomassastromen uit te sluiten.

++/+/0/-/--

Robuustheid

De ontwerpoptie is ook haalbaar bij (beperkte) tegenvallers, bijvoorbeeld op het gebied van ontwikkeltijden.

++/+/0/-/--

Externe en
indirecte effecten

De ontwerpoptie leidt tot algemeen wenselijke neveneffecten.

++/+/0/-/--

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

4.4

Conclusie
In dit onderzoek rekenen we vier verschillende maatvoeringsvarianten door. Maatvoeringsvarianten zijn combinaties van de drie belangrijkste maatvoeringsopties: hoogte, ingangsdatum en opbouwpad. Naast de variant die is opgenomen in het Coalitieakkoord nemen we
drie conservatievere varianten op die oplopen tot 1 bcm in 2030. Het opbouwpad verschilt
per variant. De maatvoeringsvarianten worden in dit onderzoek beoordeeld op zeven
criteria: haalbaarheid, bijdrage aan 2 bcm, kosten, broeikasgasreductie, draagvlak,
robuustheid en de wenselijkheid van indirecte en externe effecten.

41

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

5 Effectenanalyse
5.1

Inleiding
Dit hoofdstuk presenteert de modeluitkomsten en modelaannames
In dit hoofdstuk presenteren we de belangrijkste inzichten uit de kwantitatieve effectenanalyse. Eerst beschrijven we op hoofdlijnen hoe de resultaten tot stand zijn gekomen.
We staan stil bij het rekenmodel en bij de belangrijkste aannames. Een uitgebreidere uitleg
van het model, en een compleet overzicht van de modelaannames, is terug te vinden in
Bijlage C. Omdat de modeluitkomsten afhankelijk zijn van een aantal onzekere parameters,
presenteren we in dit hoofdstuk ook een aantal gevoeligheidsanalyses.

5.2

Twee scenario’s: conservatief en optimistisch
Optimistisch scenario vereist aanvullend beleid
In het rekenmodel maken we gebruik van twee scenario’s: een conservatief en een
optimistisch scenario. In het conservatieve scenario blijven marktcondities onveranderd.
Doorlooptijden van groengasprojecten zijn gemiddeld lang, de biomassabeschikbaarheid is
beperkt, en veel projecten stranden in de vergunningsfase. In het optimistische scenario
nemen we aan dat de bijmengverplichting en ander aanvullend beleid de marktcondities
verbetert. Ontwikkeltijden nemen af, vergunningen worden vaker toegekend en er wordt
meer biomassa ontsloten. In de volgende paragrafen staan we uitgebreider stil bij de
scenario-specifieke aannames.

5.3

Beschikbaarheid van biogrondstoffen
Zonder biomassa geen groen gas
De beschikbaarheid van biogrondstoffen is cruciaal voor de beoordeling van de vier maatvoeringsvarianten. Immers: zonder biomassa, geen groen gas. Uit eerdere analyses is
gebleken dat het economische potentieel van biogrondstoffen in sommige scenario’s
beperkend kan zijn voor de groengasproductie in Nederland. In deze studie gaan we uit van
in Nederland beschikbare reststromen. Import van houtige en niet-houtige biomassa komt
aan bod in de verschillende gevoeligheidsanalyses. Op dit moment wordt er al biomassa
geïmporteerd uit het buitenland door groengasproducenten. Hiervoor genoemde begrenzing
leidt daarom tot relatief conservatieve schattingen.

42

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Biomassabeschikbaarheid: update van eerdere studie
In deze studie hebben we ingeschat hoeveel duurzame biomassa beschikbaar is voor groengasproductie in Nederland. We beschouwen enkel binnenlandse bronnen om de compatibiliteit van een verplichtingshoogte met de binnenlandse beschikbaarheid van reststromen
inzichtelijk te maken. Daarbij gaan we uit van de gestelde eisen in het duurzaamheidskader
biogrondstoffen. Merk op dat de biomassa-eisen in theorie kunnen verschillen tussen de bijmengverplichting en de HBE-systematiek. In het model is deze mogelijkheid alleen impliciet
meegenomen (brandstofleveranciers kunnen uitwijken naar andere biogrondstoffen en
bio-lng uit het buitenland). De basis voor deze inschatting is de verkenning die CE Delft in
2020 heeft uitgevoerd voor Netbeheer Nederland naar de technische beschikbaarheid van
Nederlandse biomassareststromen en naar de economische beschikbaarheid voor groengasproductie in 2030 (CE Delft, 2020). Hierin zijn ook verschillende scenario’s onderscheiden
die onder andere varieerden in de mate waarin groengasproductie wordt ondersteund met
gericht beleid, waardoor een groter deel van de biomassa ter beschikking komt van de
groengassector. Voor dit onderzoek hebben we de cijfers uit CE Delft (2020) op meerdere
punten aangepast om te komen tot een economisch groengaspotentieel in een conservatief
en een optimistisch scenario, rekening houdend met de gebruikte productietechnieken en
de biomassareststromen die hiermee worden omgezet. In het optimistische en conservatieve scenario worden alleen de biomassabeschikbaarheden gevarieerd – conversierendementen van verschillende technieken liggen vast. Een uitgebreidere beschrijving van
de berekeningen en aannames is te vinden in Bijlage C.
Tabel 3 - Economisch groengaspotentieel in Nederland in 2030 op basis van vergisting en thermische
vergassing in twee scenario’s, zoals gebruikt in het rekenmodel
Duurzame biomassareststroom

Conservatief scenario
(m3 groen gas/jaar)

Optimistisch scenario
(m3 groen gas/jaar)

Houtachtige reststromen

105.000.000

111.000.000

Grasachtige reststromen

161.000.000

193.000.000

Resten akkerbouw

49.000.000

59.000.000

Resten (glas)tuinbouw

11.000.000

14.000.000

Voeding- en genotsmiddelenindustrie

141.000.000

169.000.000

Mest

754.000.000

905.000.000

Slib

93.000.000

112.000.000

Gft & ONF

54.000.000

54.000.000

1.372.000.000

1.621.000.000

Totaal

Noot: De specifieke reststromen zoals opgenomen in de analyse zijn gegroepeerd voor dit overzicht.

43

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Figuur 16 - Aandelen van verschillende categorieën biomassareststromen in het economisch groengaspotentieel in het optimistische scenario

Noot: De aandelen in het conservatieve scenario zijn bijna identiek.

Aannames omtrent mestvergisting en de grootte van de veestapel
Het groengaspotentieel uit mest is gebaseerd op het economisch potentieel: een deel van
de totale mestproductie kan worden aangewend voor de productie van groen gas. Wanneer
we aannemen dat digestaat dat overblijft na de vergisting van mest gebruikt wordt voor de
bemesting van landbouwgrond, hoeft de groengasproductie die het model veronderstelt,
niet ten koste te gaan van de landbouw. Wel nemen we aan dat de hoeveelheid mest de
komende jaren afneemt als gevolg van een krimp van de veestapel. Op basis van het door
het kabinet aangekondigde stikstoffonds en bijbehorende uitkoopregelingen nemen we aan
dat de veestapel vanaf 2024 krimpt tot 80% van de huidige grootte. Daarmee neemt ook de
beschikbaarheid van mest met 20% af (de stikstofreductie in de landbouw die hiermee
gepaard gaat zal een vergelijkbare grootte kennen).
In theorie zou het digestaat dat achterblijft na de vergisting van mest weer gebruikt kunnen
worden als meststof. In Denemarken is dit de praktijk en worden goede resultaten geboekt
met de recycling van digestaat. Wanneer in Nederland digestaat op grote schaal zou worden
hergebruikt als meststof, zou er minder kunstmest geproduceerd hoeven worden met
additionele CO2-reductie als gevolg. In het model maken we geen aannames over de
verwerking of benutting van digestaat – we nemen dus niet aan dat aanwending van
digestaat kunstmest verdringt met additionele broeikasgasreductie als gevolg. Ten slotte
worden vermeden methaanemissies als gevolg van mestvergisting niet meegenomen in de
standaardresultaten. Wel laten we in Paragraaf 5.9 zien hoe groot de broeikasgasreductie is
wanneer ook vermeden methaanemissies worden opgenomen in de scope.

44

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

5.4

Ontwikkeltijden
Lange ontwikkeltijden kunnen snelle productiegroei in de weg staan
In de praktijk kan niet alleen de beschikbaarheid van biogrondstoffen, maar ook de ontwikkeltijd van groengasprojecten een hoge bijmengverplichting in de weg staan. Groengasprojecten kennen momenteel een gemiddelde doorlooptijd van zo’n vijf jaar. Dit betreft de
periode tussen de investeringsintentie en de daadwerkelijke realisatie.

Welke factoren bepalen de ontwikkeltijd?
Belangrijke bijdrages aan de ontwikkeltijd worden gevormd door:
— aanvragen van SDE++-subsidie;
— afsluiten van biomassacontracten;
— vinden van een afnemer;
— vinden van een financier;
— vergunningverlening;
— ontwerp van de installatie;
— bouw en testen van de installatie.
Een deel van deze stappen kunnen parallel worden doorlopen, maar op een aantal plekken
is er sprake van een duidelijke volgordelijkheid (voordat de installatie gebouwd kan worden
moet het ontwerp bijvoorbeeld klaar liggen).

De ontwikkeltijden zijn gevat in twee kansverdelingen
Op basis van interviews met experts (onder andere van de RVO) hebben we een inschatting
gemaakt van de verdeling van ontwikkeltijden per scenario. Deze kansverdelingen geven
weer hoe groot de kans is dat een nieuwe vergister wordt gerealiseerd in een bepaald aantal maanden. In het conservatieve scenario gaan we uit van een gemiddelde ontwikkeltijd
van vijf jaar, met een aanzienlijke mogelijkheid tot ontwikkeltijden korter dan vier jaar.
De maximale ontwikkeltijd is op acht jaar gezet, omdat de vergisters in het model voor
2030 gerealiseerd moeten worden. In het optimistische scenario zorgt aanvullend beleid
(zoals aangewezen locaties voor groengasinstallaties) voor minder vergunningsproblemen en
bedraagt de gemiddelde ontwikkeltijd drie-en-een-half jaar. Op basis van interviews met
producenten en andere marktpartijen schatten we in dat de kansverdelingen niet
symmetrisch zijn. In het optimistische scenario weet het merendeel van de producenten
binnen vier jaar zijn installatie draaiende te krijgen, maar zijn er ook producenten bij wie
de vergunningverlening tegenzit waardoor de ontwikkeltijd toeneemt tot wel acht jaar.
In het conservatieve scenario gaan we ervan uit dat er nog steeds producenten zijn die in
twee jaar kunnen invoeden, maar ligt het zwaartepunt van de verdeling bij een grotere
doorlooptijd. Figuur 17 geeft de twee kansverdelingen weer.

45

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Figuur 17 - Ontwikkeltijden per scenario

Voor de innovatieve vergassingstechnieken gaan we uit van techniekspecifieke ontwikkeltijden op basis van interviews met ontwikkelaars. In het optimistische scenario groeit de
maximale capaciteit van SKW en thermische vergassing volgens de planning van de
betreffende producenten. In het conservatieve scenario gaan we ervan uit dat technische
hobbels of problemen met vergunningverlening ervoor zorgen dat de opschaling en
ontwikkeling langzamer verloopt. Dezelfde opschalingsstappen worden doorlopen, maar
elke stap duurt gemiddeld twee tot vierjaar langer11. Figuur 18 geeft de ontwikkeling van
de maximale vergassingscapaciteit in beide scenario’s weer. Na 2030 is verdere groei van de
vergassingscapaciteit mogelijk.

________________________________
11

Deze toename is onzeker en gebaseerd op een teaminschatting na gesprekken met producenten, financiers,
kennisinstellingen en koepelorganisaties.

46

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Figuur 18 - Maximale vergassingscapaciteit in het optimistische en conservatieve scenario

5.5

Marktcondities
Aanname: de GGE-markt is efficiënt
In de modeldoorrekening gaan we ervan uit dat de bijmengverplichting goed functioneert.
Dat wil zeggen dat de in Paragraaf 4.3 genoemde marktcondities worden verwezenlijkt.
Meer concreet: er is genoeg vraag naar GGE’s, waardoor een groot handelsvolume ontstaat,
energieleveranciers kunnen maar beperkt marktmacht uitoefenen, en nieuwe leveranciers
kunnen gemakkelijk toetreden tot het systeem. Dit neemt niet weg dat producenten nog
steeds tegen vergunnings- of financieringsproblemen kunnen aanlopen.

5.6

Globale modelbeschrijving
De kern van het rekenmodel bestaat uit een lange lijst met installaties
Het rekenmodel bestaat uit een lange lijst met verschillende installaties. Dit zijn
bestaande, geplande en nog niet geplande vergisters en vergassers met en zonder eigen
liquefier. In elk van de vier maatvoeringsopties wordt per scenario berekend welke
installaties in welk jaar een bepaalde productie draaien. De gerealiseerde en geplande
vergisters hebben we overgenomen uit data van de RVO. De RVO heeft ook data over de
geplande en gerealiseerde biogasinstallaties. Een deel van deze biogasinstallaties zal de
komende jaren worden uitgebreid tot een groengasinstallatie. Aanvullend op de RVO-data,
hebben we van koepelorganisaties informatie ontvangen over geplande installaties met een
eigen liquefier. Dit betreffen projecten die vaak nog geen SDE++-subsidie hebben aangevraagd.

47

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Het aanbod kan de vraag soms niet bijbenen
De hoogte van de bijmengverplichting bepaalt samen met autonome ontwikkelingen in de
transportmarkt grofweg de vraag naar groen gas. In een versimpeld model groeit het aanbod
net zo lang totdat deze vraag wordt geaccommodeerd. In realiteit is de biomassabeschikbaarheid eindig, kan opschalen van de productiecapaciteit lang duren vanwege grote
ontwikkeltijden, en kunnen vergunningsproblemen de realisatie van een installatie in de
weg staan. Al deze belemmeringen zijn opgenomen in het model. In de volgende paragraaf
lopen we kort door de belangrijkste aannames heen. Voor een uitgebreidere opsomming van
bijbehorende aannames, verwijzen we naar Bijlage C.

5.7

Belangrijkste modelaannames
Flinke autonome productiegroei door lucratieve (administratieve)
HBE-route
Om te bepalen wat de toegevoegde waarde van de bijmengverplichting is in termen van
additionele productiecapaciteit, moet eerst een autonoom pad worden vastgesteld. In dit
autonome pad groeit de groengasproductiecapaciteit door nieuwe vergisters en vergassers
en door biogasinstallaties die worden uitgebreid met een opwaardeerinstallatie en invoedinstallatie. Op basis van gesprekken met producenten, afnemers van bio-LNG, recente
marktontwikkelingen sinds de aankondiging van de administratieve HBE-route en het aantal
installaties met eigen liquefier dat momenteel in de pijplijn staat, verwachten we een
flinke autonome groei tot 2030. Kijken we enkel naar de geplande installaties met eigen
liquefier, dan telt deze groep al op tot meer dan 0,5 bcm, bovenop de huidige 0,2 bcm. Let
wel: we gaan ervan uit dat een deel van deze vergisters niet gerealiseerd wordt.

Bio-lng zal voornamelijk naar zeevaart vloeien
Op dit moment wordt bio-lng voornamelijk afgenomen door vrachtverkeer (lng-trucks) en
de zeevaart. In Nederland rijden zo’n 1.000 lng-trucks, elk met een gemiddelde brandstofconsumptie van zo’n 30 ton per jaar (bron: persoonlijke correspondentie koepelorganisaties). Dit vertaalt zich naar een maximale jaarlijkse bio-lng-vraag van zo’n
0,05 bcm vanuit het vrachtverkeer. In de toekomst verwachten we vooral een toename van
de vraag naar bio-lng vanuit de scheepvaart. Sinds 2018 zien we elk jaar ongeveer een
verdriedubbeling van de lng-verkoop in de Rotterdamse haven (onder andere vanwege
strenge zwavelnormen voor de internationale scheepvaart). Als de huidige groei van lngbunkers in de Rotterdamse haven doorzet, wordt al over een paar jaar meer dan van
1 miljoen ton lng per jaar verkocht (oftewel: 1,7 bcm). Met de komst van ReFUEL Maritime
en de uitbreiding van de REDIII en het EU ETS naar de internationale schaapvaart zal een
aanzienlijk deel van deze leveringen naar verwachting worden ingevuld met bio-lng of
vergroende lng. We gaan er daarom vanuit dat zelfs de gehele bovengenoemde geplande
productie van 0,7 bcm groen gas voor bio-lng geheel weggezet zou kunnen worden in de
zeevaart. Hierbij moet worden opgemerkt dat de groei van lng de komende jaren kan
afvlakken als gevolg van hoge gasprijzen en beleidsmakers die liever direct een overgang
naar waterstof of elektrisch zien. Deze trends zouden op langere termijn voor een plafond
van de bio-lng-afzet kunnen zorgen.

48

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

In het autonome pad groeit de productiecapaciteit tot 1 bcm in 2030
Niet al de genoemde geplande installaties zullen daadwerkelijk worden gerealiseerd.
We verwachten echter dat het gat dat deze uitgevallen installaties achterlaten wordt
opgevuld met nieuwe, additionele installaties die inzetten op de administratieve HBE-route.
Nu al zijn marktpartijen op grote schaal GvO’s aan het opkopen via langetermijncontracten.
Dergelijke contracten maken het voor producenten makkelijker om hun financiering rond te
krijgen. De meeste van de geplande installaties met eigen liquefier zullen rond 2026 online
komen. Tot 2030 is er dus nog extra ruimte voor groei. We schatten in deze groei ietwat
afvlakt vanwege schaarser wordende biomassa. Al met al leidt dit tot een autonoom pad
waarin de productiecapaciteit groeit tot een kleine 1 bcm in 2030. In Figuur 19 is het
autonome pad grafisch weergegeven. De lijn vertegenwoordigt de totale productiecapaciteit (de som over alle sectoren). Let wel: dit betreft een inschatting van de totale
productiecapaciteit als de bijmengverplichting voor de gebouwde omgeving er niet zou
komen. Door de aankondiging van de bijmengverplichting kan de aantrekkelijkheid van de
HBE-route afnemen waardoor er minder bio-lng naar de transportsector vloeit.
Figuur 19 – Productiecapaciteit onder het autonoom pad
1,2

Totale productie in bcm groen gas

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

0,0
2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Jaartal

In het model nemen we aan dat langetermijncontracten niet ontbonden
worden
De maximale opschalingssnelheid is in het model afhankelijk van het productievolume waarvoor langetermijncontracten met de transportmarkt zijn aangegaan. In het model houden
we geen rekening met de mogelijkheid dat deze contracten ontbonden worden bij stijgende
GGE-prijzen. Hier zijn twee redenen voor. Allereerst lijkt het waarschijnlijk dat afkoopsommen fors zijn, maar is onbekend hoe hoog de afkoopsommen precies zijn. Deze onzekerheid heeft grote invloed op de uiteindelijke eindgebruikerskosten van de bijmengverplichting. Ten tweede maakt deze versimpeling het mogelijk om weer te geven wanneer het

49

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

aanbod zo knelt dat extra groen gas in de gebouwde omgeving direct ten koste gaat van
bio-lng in de transportmarkt.

De kans op een langetermijncontract met de HBE-markt varieert per type
producent
In het model heeft iedere producent een bepaalde kans om een langetermijncontract met
een afnemer in de transportmarkt af te sluiten. We maken hierbij onderscheid tussen
verschillende typen producenten. Tabel 4 geeft de veronderstelde kansen per type
producent weer.
Tabel 4 – Kans op langetermijncontract per type producent
Type producent

Kans op langetermijncontract

Geplande installaties met eigen liquifier

70%

Installaties die uit de SDE++ lopen voor 2024

50%

Installaties die online komen als de BMV-markt verzadigd is

50%

Overige installaties

5%

Producenten met een bestaande SDE-beschikking kunnen wisselen naar
de BMV
In het model nemen we aan dat bestaande producenten met een SDE++-beschikking kunnen
besluiten om over te stappen naar de BMV-verwaardingsroute. Dit werkt hetzelfde als
wisselen tussen de SDE++-route en de HBE-route. Bestaande productie kan in het model dus
ook bijdragen aan realisatie van het BMV-volume (daarmee is de productie voor de BMV niet
volledig additioneel).

De kans dat een biogasinstallatie wordt omgebouwd is aanzienlijk
Bestaande en geplande biogasinstallaties worden in het model meegenomen omdat we op
basis van gesprekken met de Unie van Waterschappen (UvW) verwachten dat veel van deze
installaties de komende jaren worden voorzien van een opwaarderingsinstallatie. Met name
bij rioolwaterzuiveringsinstallaties (RWZI’s) staan momenteel veel biogasinstallaties.
De UvW start op korte termijn naar een grootschalig onderzoek waarin per locatie de
mogelijkheden voor opwaardering en invoeding worden verkend.
Niet alle biogasinstallaties zullen worden uitgebreid. In sommige gevallen wordt het
geproduceerde biogas bijvoorbeeld gebruikt als grondstof voor de nabijgelegen industrie, of
voor interne processen. Daarnaast zullen sommige eigenaren simpelweg niet de moeite
willen nemen, of komt hun individuele businesscase niet rond – ook niet bij een hogere
betalingsbereidheid als gevolg van de bijmengverplichting. In het optimistische scenario
nemen we aan dat dit slechts 25% van de biogasinstallaties in een van de twee laatste
categorieën valt. Driekwart van de installaties besluit voor 2030 om te bouwen, vaak als
reactie op de bijmengverplichting. In het conservatieve scenario nemen we aan dat slechts
50% van de biogasinstallaties wordt omgebouwd tot groengasinstallatie.

50

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Zo’n 30-40% van de geplande projecten sneuvelt voor realisatie
Uit gesprekken met experts van de RVO blijkt dat zo’n 30 tot 40% van de geplande
projecten met SDE++-beschikking alsnog sneuvelt. Meestal komt dit door vergunningsproblemen, zoals rechtszaken van omwonenden. In sommige gevallen komt de financiering
toch niet rond. In het optimistische scenario gaan we uit van een afvalpercentage van 30%;
in het conservatieve scenario loopt dit op tot 40%. Voor projecten die nog geen SDE++beschikking hebben (zoals de projecten met eigen liquefier die zijn aangedragen door de
koepelorganisaties) gaan we uit van nog iets lagere realisatiekansen (50-60%).
Deze projecten hebben immers nog meer hordes te nemen.

Resterende ontwikkeltijden zijn korter bij geplande installaties en
biogasinstallaties
Bij geplande installaties en biogasinstallaties gaan we uit van kortere ontwikkeltijden.
In beide gevallen hebben eigenaren immers (vaak) al een aanzienlijk deel van het
ontwikkeltraject doorlopen. Bij de geplande installaties gaan we uit van de gemiddelde
ontwikkeltijd, minus de periode sinds verstrekking van de SDE++-subsidie. Bij biogasinstallaties gaan we uit van een resterende ontwikkeltijd van meestal een half tot anderhalf
jaar, afhankelijk van het scenario.

De markt wacht op een concrete aankondiging van de bijmengverplichting
In het model is ook een kansverdeling voor de reactietijd opgenomen. Deze reactietijd
geeft aan over hoeveel maanden een ondernemer begint aan het ontwikkeltraject.
Sommige ondernemers zullen willen afwachten welke precieze vorm de bijmengverplichting
krijgt voordat ze de markt betreden. Ook bij financiers kan voorzichtigheid heersen.
We gaan er in het model vanuit dat het ministerie medio 2023 met een concrete
aankondiging van het systeem naar buiten treedt, waarop investeringsbeslissingen kunnen
worden genomen. Niet elke ondernemer zal dan direct van start gaan; sommige ondernemers zullen eerst het systeem in actie willen zien. Dit is meegenomen in het model: in
beide scenario’s wordt verondersteld dat een nieuwe producent tussen 2023 en 2025 aan
zijn ontwikkelperiode begint, volgens een uniforme verdeling.

Drie verschillende kostenbegrippen
Naast de module die de productiecapaciteit per jaar, maatvoeringsvariant en scenario
berekent, heeft het model ook een kostenmodule. Hiermee wordt doorgerekend hoe de
meerkosten (en -baten) neerslaan bij de verschillende partijen. We onderscheiden drie
kostenbegrippen:
1. Nationale kosten: de kosten voor de Nederlandse maatschappij als geheel.
2. Eindgebruikerskosten: kosten voor afnemers van gas in de gebouwde omgeving.
3. Overheidskosten: uitvoerings- en compensatiekosten gemaakt door de overheid.

Bij nationale kosten worden overdrachten buitenbeschouwing gelaten
Omdat de nationale kosten de kosten voor de Nederlandse maatschappij als geheel weergeven, worden overdrachten buiten beschouwing gelaten. Hierbij worden belastingen
gezien als overdrachten, net als extra winsten (reguliere winsten zijn geen overdrachten,

51

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

maar een reële vergoeding voor kapitaal). In het specifieke geval van groen gas, zijn de
nationale kosten gelijk aan productiekosten, exclusief belastingen en extra winsten bij
partijen eerder in de keten. Ook uitvoeringskosten van de bijmengverplichting en systeemkosten aan het aardgasnet tellen mee bij de nationale kosten. De nationale kosten worden
berekend over het gehele productievolume dat naar de gebouwde omgeving vloeit.

De één-na-gunstigste verwaardingsroute bepaalt vaak de eindgebruikerskosten
Eindgebruikerskosten zijn de daadwerkelijke kosten die een eindgebruiker maakt. Is de prijs
hoog omdat een producent extra winsten maakt? Dan tellen de extra winsten mee bij de
eindgebruikerskosten. Merk op dat de verkoopprijs van groen gas niet alleen afhankelijk is
van de productiekosten: wanneer een producent via de HBE-route meer kan verdienen, zal
hij in de regel zijn GvO’s niet verkopen aan een gasleverancier. Heeft de gasleverancier de
GvO’s nodig om genoeg GGE’s te bemachtigen, dan zal hij dus meer moeten bieden dan zijn
concurrent in de transportsector. De gasleverancier moet zijn kosten dekken, en zal de prijs
die hij betaalt voor de GvO’s dus doorberekenen aan zijn klanten, de eindgebruikers. Dit
prijsopdrijvende effect zorgt ervoor dat de eindgebruikerskosten grofweg gelijk zijn aan het
maximum van 1) de productiekosten; en 2) de prijs die de producent ontvangt wanneer hij
kiest voor de één-na-gunstigste verwaardingsroute (in bovenstaand voorbeeld: de
administratieve HBE-route).

De mogelijkheid op een BKE-systeem wordt niet doorgerekend
In de REDIII wordt de bijmengverplichting gewijzigd naar een reductieverplichting met
broeikasgasemissiesturing. De mogelijkheid om aan de Europese doelstelling te voldoen met
behulp van dubbeltelling komt daarmee te vervallen. Nationale overheden hebben zelf in
de hand of ze deze wijziging ook doorvoeren op nationaal niveau. Uit gesprekken met het
ministerie van I&W blijkt dat de Nederlandse overheid deze keuze nog niet heeft gemaakt.
In de praktijk zal vermoedelijk voor één van de volgende twee opties worden gekozen:
1. Vasthouden aan de huidige HBE-systematiek met alleen dubbeltelling voor de
geavanceerde brandstoffen.
2. Introductie van een Broeikasgas Reductie-Eenheid systeem (BKE).
We verwachten dat een BKE-systeem een andere invloed heeft op de werking van de
bijmengverplichting dan de bestaande HBE-systematiek (omdat daadwerkelijke Scope 3emissies leidend worden, komen sommige biobrandstoffen beter uit de bus dan andere).
Omdat het beleid nog onvoldoende is uitgekristalliseerd, en we in de meeste gevallen geen
grote veranderingen in certificatenprijzen verwachten, nemen we de mogelijkheid van een
BKE-systeem nog niet mee in de doorrekening. In de rest van dit rapport blijven we spreken
over HBE-prijzen, ook al kunnen dit in de toekomst BKE-prijzen worden.

De HBE-prijs stijgt verder door de introductie van de REDIII
Omdat eindgebruikerskosten afhankelijk kunnen zijn van de HBE-prijs, is voor dit onderzoek
een raming van de HBE-prijs tot 2030 gemaakt. Deze raming is tot stand gekomen op basis
van gesprekken met producenten, afnemers van bio-LNG, openbare literatuur en een
teaminschatting van de effecten van aanstaande ontwikkelingen. Meerdere facetten
bepalen het verloop van de HBE-prijs. In 2025 komen een aantal grote hvo-fabrieken online,
waardoor we verwachten dat de HBE-waarde van bio-lng tijdelijk zal dalen. Vanaf 2026 zal
de scope van de jaarverplichting onder de REDIII flink toenemen door de inclusie van

52

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

zeevaart, luchtvaart en binnenvaart. Omdat de Rotterdamse haven de grootste
bunkerhaven van Europa is, leidt de uitgebreide scope tot een zeer grote toename van de
vraag naar biobrandstoffen en HBE’s. Vanwege de schaarse hoeveelheid grondstoffen en
vaak moeizame ontsluiting van nieuwe biomassastromen verwachten we dat dit leidt tot
een forse toename van de HBE-prijs (of de prijs van een gerelateerd systeem). Richting
2030 zien we dat de prijsstijging afvlakken omdat boetebedragen in het buitenland kleiner
worden dan de HBE-prijs. In Figuur 20 is de raming van de HBE-waarde van bio-lng grafisch
weergegeven. Omdat de toekomstige HBE-prijs uiterst onzeker is, hebben we een
indicatieve foutmarge van +/- 25% opgenomen in de figuur.
Figuur 20 - Raming van de HBE-waarde van bio-lng
€ 7,00

HBE-prijs per kg bio-LNG

€ 6,00

€ 5,00

€ 4,00

€ 3,00

€ 2,00

€ 1,00

€-

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

De geschatte HBE-prijs is hoger dan ramingen in eerdere openbare stukken. Zo hield het
kabinet in 2021 rekening met een HBE-prijs die fluctueert tussen de € 12 en € 16 per GJ
(Rijksoverheid, 2021). Dit vertaalt zich naar een prijs van € 1,08–€ 1,44 per kg bio-lng na
correctie voor dubbeltelling (oftewel: € 0,62 tot € 0,82 per kuub groen gas). Inmiddels zijn
marktprijzen deze range al ontstegen: momenteel ligt de dubbeltellende prijs voor bio-LNG
op zo’n € 2 per kg. Onze verwachting is dat deze stijging door nieuw ambitieus Europees
beleid zal voortzetten.

De overheid compenseert huishoudens
In het Coalitieakkoord is aangekondigd dat het belastingdeel van de energierekening voor
huishoudens vanaf 2023 structureel wordt verlaagd met € 225 miljoen (taakstellend).
Deze compensatie voor de verwachte stijging van de leveringstarieven door de bijmengverplichting groen gas wordt gerealiseerd via een belastingvermindering in de energiebelasting. Over de gehele periode tot 2030 gaat dit om een cumulatief bedrag van zo’n
€ 1,3 miljard. In het hoofdmodel wordt dezelfde structurele compensatie van € 225 miljoen

53

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

aangehouden. Omdat de meerkosten in de praktijk niet constant zullen zijn, maar zullen
oplopen met de hoogte van de BMV, laten we in een Paragraaf 5.10 ook het kostenverloop
zien wanneer de Nederlandse overheid 50% van de meerkosten bij huishoudens
compenseert.

Tweede orde-effecten zijn opgenomen in gevoeligheidsanalyses
In reactie op hogere gasprijzen zullen sommige eindgebruikers verduurzamingsmaatregelen
treffen. Deze verduurzamingsmaatregelen verlagen het gasgebruik, en daarmee de
CO2-uitstoot. Dit tweede-orde-effect kan de kosteneffectiviteit van de bijmengverplichting
verhogen, maar wordt niet meegenomen in de hoofdanalyse. Reden is dat indirecte
(tweede-orde-) effecten doorgaans buiten beschouwing worden gelaten in nationale
kostenanalyses. Omdat ze desalniettemin relevant zijn, presenteren we de uitkomsten
inclusief tweede-orde-effecten in de gevoeligheidsanalyse. We gaan daarbij uit van een
gemiddelde eindgebruikersprijselasticiteit van -0,20 voor gasgebruik in navolging van het
PBL en ECN (2016).

5.8

Modeluitkomsten: productiecapaciteit
In deze paragraaf presenteren we de modeluitkomsten uit de productiecapaciteitsmodule.
We laten telkens zien hoe de hoogte van de verplichting zich verhoudt tot de realiseerbare
productie. Daarbij maken we onderscheid tussen productie voor de bijmengverplichting
(GvO’s naar een gasleverancier) en productie voor de transportmarkt (GvO’s of bio-lng naar
een brandstofleverancier). Ook laten we zien hoe groot de onbenutte groeicapaciteit is.
Deze term beschrijft hoeveel additionele productie mogelijk was geweest in een gegeven
jaar, wanneer de bijmengverplichting dat jaar hoger was geweest. Hierbij is reeds
gecorrigeerd voor de beperkte biomassabeschikbaarheid en lange doorlooptijden.

De doelstelling uit het Coalitieakkoord lijkt onhaalbaar zonder aanvullend
beleid
In Figuur 21 is te zien dat de doelstelling van coalitievariant zowel in het conservatieve als
optimistische scenario niet haalbaar lijkt. In het conservatieve scenario is de maximale
ontwikkelsnelheid al vanaf 2025 te klein om de stijgende verplichting bij te benen.
Richting 2030 gaat ook de biomassabeschikbaarheid knellen. In het optimistische scenario
kan de verplichting tot 2029 worden gehaald door energieleveranciers, maar daarna treden
haalbaarheidsproblemen op door uitputting van biogrondstoffen. In beide scenario’s zien we
dat aanzienlijke hoeveelheden groen gas naar de transportsector vloeien. Bij sterk knellende verplichtingen kan dit volume in theorie beschikbaar worden voor de bijmengverplichting omdat langetermijncontracten worden ontbonden. In het conservatieve
scenario komt het gemodelleerde BMV-volume in 2030 uit op 1,16 bcm, in het optimistische
scenario op 1,43 bcm. In het optimistische scenario zien we dat er tot 2028 sprake is van
onbenutte groeicapaciteit: deze komt voort uit het feit dat de ontwikkeltijden in het
optimistische scenario relatief beperkt zijn. Het aanbod kan dus snel opschalen en loopt
dan tegen de maximale biomassabeschikbaarheid aan.

54

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Figuur 21 – Jaarlijkse productie in de coalitievariant

Optimistisch
Jaarlijkse productie in m3 groen gas

Jaarlijkse productie in bcm groen gas

Conservatief
2,0

1,5

1,0

0,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

0,0
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Jaartal

Jaartal

Onbenutte groeicapaciteit

Onbenutte groeicapaciteit

Langetermijncontracten HBE

Langetermijncontracten HBE

Aanbod voor BMV

Aanbod voor BMV

Hoogte BMV

Hoogte BMV

De referentievariant lijkt wel haalbaar en draagt significant bij aan de
productie
Figuur 22 laat de uitkomsten zien voor de referentievariant, waarin de verplichting lineair
oploopt tot 1 bcm in 2030. In tegenstelling tot de coalitievariant, lijkt de referentievariant
wel haalbaar. In het conservatieve scenario wordt de verplichting in 2025 net niet gehaald
(het verschil tussen de doelstelling en het aanbod bedraagt zo’n 30.000 m 3 en is te klein om
goed zichtbaar te zijn in de figuur). Deze discrepantie tussen de productiecapaciteit en de
hoogte van de verplichting zou in de praktijk mogelijk vermeden kunnen worden door een
flexibiliteitsmechanisme of banking van GGE’s toe te staan (zie Paragraaf 6.4). De totale
productiecapaciteit komt in de referentievariant uit op 1,4 tot 1,7 bcm (afhankelijk van het
scenario). Dat is fors meer dan de kleine 1 bcm in het autonome pad. Ook een bescheidener
verplichting lijkt dus een flinke productietoename te kunnen genereren. Zowel in het
conservatieve en het optimistische scenario komt het BMV-volume in 2030 uit op 1 bcm.
Zowel in het conservatieve als het optimistische scenario is er in 2030 sprake van onbenut
groeipotentieel. De verplichting zou daarom in 2030 zo’n 0,1-0,3 bcm hoger kunnen zijn,
zonder dat er naar verwachting haalbaarheidsproblemen optreden. Omdat de productiecapaciteit in werkelijkheid erg onzeker is, lijkt het verstandig om een kleine buffer van
onbenutte productiecapaciteit te hanteren.

55

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Figuur 22 – Jaarlijkse productie in de referentievariant

Optimistisch
Jaarlijkse productie in bcm groen gas

Jaarlijkse productie in bcm groen gas

Conservatief

2,0

1,5

1,0

0,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

0,0
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Jaartal

Jaartal

Onbenutte groeicapaciteit

Onbenutte groeicapaciteit

Vast in transportsector

Vast in transportsector

Aanbod voor BMV

Aanbod voor BMV

Hoogte BMV

Hoogte BMV

De hoge startvariant introduceert op korte termijn haalbaarheidsrisico’s
In Figuur 23 zijn de resultaten weergegeven voor de hoge startvariant. Ook deze variant
loopt lineair op tot 1 bcm in 2030, maar de verplichting gaat in 2024 ambitieuzer van start
met een hoogte van 300 miljoen kuub groen gas. Zoals naar voren komt uit de grafiek,
wordt de verplichting in eerste drie jaren van het conservatieve scenario niet gehaald (de
afwijking betreft maximaal 23%). De hoge start kan niet worden bijgebeend door de markt
vanwege lange ontwikkeltijden - voornamelijk als gevolg van vergunningsproblematiek.
Wanneer het kabinet de bijmengverplichting zou willen voorzien van een ambitieuze start,
lijkt beleid gericht op verlichting van de vergunningsproblematiek dan ook noodzakelijk.
De totale productie in 2030 is vergelijkbaar met die in de referentievariant en het BMVvolume komt in 2030 in beide scenario’s uit op 1 bcm.

56

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Figuur 23 – Jaarlijkse productie in de hoge startvariant

Conservatief

Optimistisch

2,0

Jaarlijkse productie in m3 groen gas

Jaarlijkse productie in bcm groen gas

2,0

1,5

1,0

0,5

1,5

1,0

0,5

0,0
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

0,0
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Jaartal

Jaartal

Onbenutte groeicapaciteit

Onbenutte groeicapaciteit

Vast in transportsector

Vast in transportsector

Aanbod voor BMV

Aanbod voor BMV

Hoogte BMV

Hoogte BMV

De exponentiele variant sluit het best aan bij de conservatieve
groeicurve
In Figuur 24 zijn de resultaten weergegeven voor de exponentiele variant. De exponentiele
variant is de enige maatvoeringsvariant waarbij de verplichting in elk jaar en scenario
gehaald wordt onder de beschreven modelaannames. Dit komt omdat de exponentieel
oplopende verplichting nauw aansluit bij de groeicurve van de maximale productiecapaciteit in het conservatieve scenario. Daarnaast is de absolute hoogte van de
verplichting tussen 2025 en 2029 lager in de exponentiele variant dan in de lineaire variant.
In alle jaren bestaat er een buffer met onbenutte groeicapaciteit, waarvan de grootte vrij
constant blijft. Hier staat tegenover dat de cumulatieve productie op weg naar 2030
achterblijft bij de referentievariant, en de cumulatieve CO 2-reductie dus lager uitvalt.
Het BMV-volume komt in 2030 in beide scenario’s uit op 1 bcm. In de praktijk is het onzeker
of de exponentiele variant makkelijker haalbaar is dan de lineaire variant: een gebrek aan
langetermijnstrategie kan er bijvoorbeeld voor zorgen dat de markt vlak voor 2030 de steile
vraagcurve niet kan bijbenen.

57

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Figuur 24 – Jaarlijkse productie in de exponentiele variant

5.9

Lineair 1 bcm - optimistisch

Jaarlijkse productie in bcm groen gas

Jaarlijkse productie in m3 groen gas

Exponentieel 1 bcm conservatief

2,0

1,5

1,0

0,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

0,0
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Jaartal

Jaartal

Onbenutte groeicapaciteit

Onbenutte groeicapaciteit

Vast in transportsector

Vast in transportsector

Aanbod voor BMV

Aanbod voor BMV

Hoogte BMV

Hoogte BMV

Modeluitkomsten: kosten en baten
Hoe meer groen gas wordt ingevoed, hoe hoger de kosten en baten
De kosten en baten in de verschillende maatvoeringsvarianten en scenario’s worden hoofdzakelijk bepaald door de hoogte van de verplichting en de gerealiseerde productiecapaciteit. Simpel gezegd: hoe meer GvO’s worden afgeboekt op contracten in de
gebouwde omgeving, hoe groter de eindgebruikerskosten, nationale kosten en – indien de
overheid huishoudens compenseert – de overheidskosten. Tegelijkertijd groeien ook de
baten bij producenten, energieleveranciers en biomassaverkopers, en stijgt de CO 2reductie.

De HBE-prijs is bepalend voor de eindgebruikerskosten
Zoals gezegd zijn bij de nationale kosten de productiekosten leidend. Hierbij worden
overdrachten zoals belastingen, subsidies en extra winsten buiten beschouwing gelaten.
Bij de totstandkoming van de eindgebruikerskosten, blijkt de HBE-prijs leidend. In bijna
alles scenario’s en maatvoeringsvariant blijkt de HBE-route de meest winstgevende te zijn.
Dit leidt tot de GGE-prijzen uit Figuur 25. Alleen wanneer de HBE-prijs 25% lager uitvalt dan
de gepresenteerde middenraming, zijn de productiekosten in 2025 leidend voor de GGEprijs (te zien aan de kleinere negatieve foutbalk). Zoals gezegd kunnen HBE-prijzen niet
direct worden vertaald naar GGE-prijzen (onder andere omdat de eenheden verschillen – zie

58

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Figuur 25). Hiervoor hebben we een omrekenfactor bepaald op basis van de methode die
eerder is geschetst in Paragraaf 3.4. Wanneer HBE-prijzen prijszettend zijn, rekenen we
HBE-prijzen in €/kg bio-LNG we om naar GGE-prijzen in €/m3 door de HBE-prijs te
vermenigvuldigen met de correctiefactor 0,49. Deze factor corrigeert voor de meerkosten
van bio-LNG ten opzichte van groen gas (er moet een liquifier gebouwd worden die ook
operationele kosten met zich meebrengt), voor de verschillen in energie-inhoud per kg, en
voor het feit dat in de administratieve route niet 2 maar 1,7 HBE’s verkregen worden per GJ
bio-LNG.
Figuur 25 – De GGE-prijs volgt de HBE-prijs
€ 6,00

HBE-prijs en GGE-prijs

€ 5,00

€ 4,00

€ 3,00

€ 2,00

€ 1,00

€2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Jaartal
HBE-prijs (€/kg bio-LNG)

GGE-prijs (€/m3 groen gas)

Figuur 25 maakt duidelijk dat als de HBE-waarde van bio-lng inderdaad verder stijgt, de
GGE-prijs erg ver kan oplopen. Ter vergelijking: in de KEV 2021 wordt de gasprijs in 2030
geraamd op € 0,22 per m3 - bijna een factor 10 lager dan de geraamde GGE-prijs.
Vergelijken we de geraamde GGE-prijs met huidige gasprijzen (april 2022) dan zijn de
meerkosten beperkter. Spotprijzen liggen bij het schrijven van dit rapport rond de € 1,00
per m3 (exclusief energiebelastingen en transporttarieven) wat leidt tot meerkosten van
€ 0,50 tot € 1,50 per kuub.

59

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Hoge eindgebruikerskosten en overheidskosten, beperkte nationale
kosten
De hoge GGE-prijs leidt tot forse cumulatieve eindgebruikerskosten. Omdat de nationale
kosten niet afhankelijk zijn van marktprijzen, maar van de maatschappelijke productiekosten vallen deze een stuk lager uit. Ook de overheidskosten zijn kleiner dan de eindgebruikerskosten wanneer het kabinet structureel € 225 miljoen vrijmaakt voor compensatie. Figuur 26 laat de kostendoorwerking zien voor de vier maatvoeringsvarianten in het
conservatieve scenario. Figuur 27 geeft dezelfde uitkomsten weer, maar dan voor het
optimistische scenario. In beide figuren is voor de GGE-prijs uitgegaan van de middenraming
uit Figuur 25. De cumulatieve kosten zijn berekend door de meerkosten per kuub (geredeneerd vanuit eindgebruikers- en nationaal perspectief) vermenigvuldigd te vermenigvuldigen met het groen gasvolume dat via de bijmengverplichting naar de gebouwde
omgeving vloeit, en vervolgens te corrigeren voor compensatie vanuit de overheid.

Verdisconteerdee cumulatieve kosten in miljarden euro's

Figuur 26 – Kostendoorwerking van de vier maatvoeringsvarianten in het conservatieve scenario
8,00
7,00
6,00
5,00
4,00

3,00
2,00
1,00
0,00

Cumulatieve nationale
kosten
Coalitievariant

Cumulatieve
eindgebruikerskosten

Referentievariant

Hoge startvariant

Cumulatieve
overheidskosten (excl.
boetes)
Exponentiele variant

In het optimistische scenario zien we heel vergelijkbare uitkomsten. Alleen in de coalitievariant komen zowel de nationale kosten als de eindgebruikerskosten fors hoger uit.
Dit komt omdat in het optimistische scenario meer groen gas naar de gebouwde omgeving
vloeit (de verplichting wordt tot 2028 gehaald) waardoor er meerkosten worden gemaakt
over een groter volume.

60

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Figuur 27 – Kostendoorwerking van de vier maatvoeringsvarianten in het optimistische scenario

Verdisconteerdee cumulatieve kosten in
miljarden euro's

8,00
7,00
6,00
5,00
4,00
3,00

2,00
1,00
0,00
Cumulatieve nationale
kosten
Coalitievariant

Referentievariant

Cumulatieve
eindgebruikerskosten
Hoge startvariant

Cumulatieve
overheidskosten (excl.
boetes)
Exponentiele variant

Forse extra winsten in de keten
Wanneer eindgebruikerskosten en overheidskosten samen zoveel groter zijn dan de
nationale kosten, betekent dit dat elders forse baten moeten optreden. Deze baten uiten
zich als extra winsten bij groengasproducenten, biomassaverkopers en energieleveranciers.
Hoe de baten precies verdeeld worden is afhankelijk van hoe goed biomassaverkopers en
groengasproducenten hun onderhandelingspositie uitspelen. In de referentievariant lopen
de totale, cumulatieve extra winsten over de periode 2024 op tot ruim € 7 miljard.

De jaarlijkse meerkosten nemen toe met de hoogte van de verplichting
Figuur 26 en Figuur 27 gaven de cumulatieve kosten weer over de gehele periode 20242030. In Figuur 28 is het kostenverloop over de tijd weergegeven voor de referentievariant
(de uitkomsten voor het conservatieve en optimistische scenario zijn vrijwel identiek).
In Figuur 29 is het kostenverloop weergegeven voor de coalitievariant. Zoals duidelijk te
zien is nemen de jaarlijkse nationale meerkosten voor eindgebruikers toe met de hoogte
van de verplichting. Ook zien we de S-curve van de HBE-prijs terug in de eindgebruikerskosten. In de eerste jaren van de verplichting zijn de eindgebruikerskosten negatief omdat
de compensatie van € 225 miljoen groter is dan de gemaakte meerkosten bij het (dan nog)
lage bijmengvolume. Hoe de kosten zich na 2030 zouden ontwikkelen is afhankelijk van de
hoogte van de verplichting. Bij een stabiele verplichtingshoogte vanaf 2030 zouden ook de
kosten stabiliseren; een verder oplopende verplichting leidt naar verwachting tot verder
oplopende kosten.

61

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Figuur 28 – Kostenverloop in de referentievariant
2.000
1.800

Lopende kosten in miljoenen euro's

1.600
1.400

1.200
1.000
800
600
400
200
0
2024

2025

2026

-200

2027

2028

2029

2030

Jaartal
Nationale kosten

Eindgebruikerskosten

Overheidskosten

Figuur 29 – Kostenverloop in de coalitievariant

Optimistisch

Conservatief
3.000

2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
-500

62

Jaartal

Lopende kosten in miljoenen euro's

Lopende kosten in miljoenen euro's

3.000

2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
-500

Jaartal

Nationale kosten

Nationale kosten

Eindgebruikerskosten

Eindgebruikerskosten

Overheidskosten

Overheidskosten

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Meerkosten voor een gemiddeld huishouden lopen op tot zo’n € 200 per
jaar
Omdat totale kosten abstract kunnen blijven, laten we in Figuur 30 en Figuur 31 zien wat de
consequenties van een bijmengverplichting zijn voor de energierekening van een gemiddeld
huishouden. We gaan uit van data uit de KEV: er zijn zo’n 8 miljoen huishoudens in
Nederland en het gemiddeld gasgebruik daalt van 1.067 m3 gas per jaar in 2024 tot 1.032 m3
in 203012. We nemen daarnaast aan dat gasprijzen in 2024 nog steeds hoger zullen liggen
dan de historische trend – op €0,50 per m3. Richting 2030 veronderstellen we een
geleidelijke afname tot €0,22 per m3 (in lijn met de raming uit de KEV 2021). In Figuur 30
zijn de jaarlijkse meerkosten weergegeven voor de referentievariant. Het kostenverloop is
vrijwel identiek voor de twee scenario’s (optimistisch en conservatief). We laten ook zien
wat het effect van de compensatieregeling is op de jaarlijkse meerkosten per huishouden.
Figuur 30 – Jaarlijkse meerkosten per huishouden - referentievariant
€ 250,00

Jaarlijkse meerkosten

€ 200,00
€ 150,00
€ 100,00
€ 50,00
€2024

2025

2026

€ (50,00)

2027

2028

2029

2030

Jaartal
Structureel €225 miljoen compensatie

Geen compensatie

In Figuur 15 laten we zien hoe de jaarlijkse energiekosten toenemen in de coalitievariant.
Omdat de BMV-volumes in de coalitievariant sterk verschillen tussen beide scenario’s, laten
we ze allebei zien.

________________________________
12

Als gevolg van extra energiebesparing als reactie op de oorlog in Oekraïne kan deze afname te conservatief
blijken. In dit geval nemen de jaarlijkse meerkosten proportioneel af.

63

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Figuur 31 – Jaarlijkse meerkosten per huishouden – referentievariant vergeleken met coalitievariant
€ 300,00

Jaarlijkse meerkosten

€ 250,00
€ 200,00

€ 150,00
€ 100,00
€ 50,00
€2024

2025

2026

€ (50,00)

Referentievariant - beide scenario's

2027

2028

2029

2030

Jaartal
Coalitievariant - conservatief

Coalitievariant - optimistisch

Merk op dat de jaarlijkse meerkosten sterk afhankelijk zijn van de veronderstelde
gasprijzen. Wanneer gasprijzen tot 2030 op het huidige niveau zouden blijven steken (+/€1,00 euro per kuub) dan zouden de jaarlijkse meerkosten ongeveer halveren.

De CO2-reductie bedraagt 1,8-4,9 Mton in 2030, afhankelijk van
uitgangspunten
Tegenover de geschetste kosten staan ook CO2-baten. De hoogte van deze CO2-baten is
afhankelijk van de precieze berekeningswijze. Wanneer we alleen de directe reductie van
Scope 1-emissies in acht nemen, vallen de CO2-baten lager uit dan wanneer we ook
vermeden emissies uit mest meewegen, en de indirecte CO2-reductie als gevolg van
gasbesparende maatregelen. In Figuur 32 zijn de uitkomsten weergegeven voor de
referentievariant per berekeningswijze. De uitkomsten voor het conservatieve en
optimistische scenario zijn vrijwel identiek. In Figuur 33 zijn de uitkomsten weergegeven
voor de coalitievariant onder optimistische aannames.

64

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Jaarlijkse emissiereductie in Mton CO2-eq.

Figuur 32 - Jaarlijkse CO2-reductie in de referentievariant
4,00
3,50
Excl. vermeden
methaanemissies en
indirecte emissiereductie

3,00
2,50
2,00

Incl. vermeden
methaanemissies en
indirecte emissiereductie

1,50
1,00

Incl. indirecte
emissiereductie, excl.
vermeden
methaanemissies

0,50
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Jaartal

Figuur 33 – Jaarlijkse emissiereductie in de coalitievariant onder optimistische aannames

Jaarlijkse emissiereductie in Mton CO2-eq.

6,00

5,00

Excl. vermeden
methaanemissies en
indirecte emissiereductie

4,00

3,00

Incl. vermeden
methaanemissies en
indirecte emissiereductie

2,00

Incl. indirecte
emissiereductie, excl.
vermeden
methaanemissies

1,00

2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Jaartal

Grote verschillen tussen nationale- en eindgebruikers-kosteneffectiviteit
We kunnen de verhouding van kosten en baten uitdrukken in een kosteneffectiviteitscijfer.
Deze kosteneffectiviteit drukt uit wat de verdisconteerde uitgaven zijn per vermeden ton
CO2. In Figuur 34 zijn de verschillende kosteneffectiviteitscijfers weergegeven voor het
conservatieve scenario. In het optimistische scenario zijn de uitkomsten zeer vergelijkbaar.
Vermeden emissies uit mest en 2e orde reducties zijn niet meegenomen in deze uitkomsten.
Wanneer we dit wel zouden doen, zouden de kosten per vermeden ton CO2 dalen met

65

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

35-47% in alle categorieën. Figuur 34 laat wederom grote verschillen zien tussen het
nationale perspectief en het eindgebruikersperspectief. Deze verschillen ontstaan, zoals
gezegd, door de forse extra winsten bij groengasproducenten, biomassaverkopers en
energieleveranciers. De hoge HBE-prijs stelt deze partijen in staat om dusdanig grote
winsten te boeken.
Figuur 34 – Kosteneffectiviteit per perspectief en maatvoeringsvariant

Optimistisch

Conservatief

5.10

Kosteneffectiviteit in euro per vermeden ton CO2

Verdisconteerdee cumulatieve kosten in euro's

€ 800,00
€ 700,00
€ 600,00
€ 500,00
€ 400,00
€ 300,00
€ 200,00
€ 100,00
€-

€ 800,00
€ 700,00

€ 600,00
€ 500,00
€ 400,00
€ 300,00
€ 200,00
€ 100,00
€-

Coalitievariant

Referentievariant

Coalitievariant

Referentievariant

Hoge startvariant

Exponentiele variant

Hoge startvariant

Exponentiele variant

Gevoeligheidsanalyses
Omdat een aantal van de belangrijke modelparameters en aannames onzeker zijn, of
afhankelijk van beleidskeuzes, presenteren we in deze paragraaf de uitkomsten van drie
gevoeligheidsanalyses. In de eerste gevoeligheidsanalyse bekijken we of de verplichting in
de referentievariant ook haalbaar is wanneer groen gas geproduceerd uit mest niet mee
mag tellen voor de bijmengverplichting. In de tweede en derde gevoeligheidsanalyse kijken
we naar de invloed van houtige biomassa: hoe veranderen de uitkomsten wanneer we meer
houtige reststromen importeren of wanneer we groen gas uit hout uitsluiten in de bijmengverplichting?

Door mest uit te sluiten wordt ook een verplichting van 1 bcm onhaalbaar
In Figuur 35 zijn de resultaten voor de referentievariant weergegeven wanneer we de
productie van groen gas uit mest handmatig op nul zetten. Zoals duidelijk naar voren komt,
leidt uitsluiting van mest ertoe dat ook de conservatievere verplichting van 1 bcm niet
haalbaar is. In het conservatieve scenario komt het BMV-volume in 2030 uit op 0,48 bcm en
in het optimistische scenario op 0,78 bcm. In deze studie zijn geen gevoeligheidsvarianten
doorgerekend waarin de veestapel verder krimpt dan volgt uit de stikstofplannen van het
kabinet. Op basis van Figuur 35 kan wel een indicatieve inschatting worden gemaakt van het
effect van verdere krimp van de veestapel. Wanneer we een lineaire relatie aannemen

66

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

tussen de mestbeschikbaarheid en het bijmengvolume in 2030, zou de referentievariant bij
een krimp van de veestapel van 30% (in plaats van de aangenomen 20%) bijvoorbeeld nog
net haalbaar zijn.
Figuur 35 – Gevoeligheidsanalyse uitsluiting mest in het referentiescenario

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Optimistisch

Jaarlijkse productie in bcm groen gas

Jaarlijkse productie in bcm groen gas

Conservatief
2,0

1,5

1,0

0,5

0,0
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Jaartal

Jaartal

Onbenutte groeicapaciteit

Onbenutte groeicapaciteit

Vast in transportsector

Vast in transportsector

Aanbod voor BMV

Aanbod voor BMV

Hoogte BMV

Hoogte BMV

Uitsluitsel van houtige biomassa heeft kleiner effect
Wanneer productie van groen gas uit houtige biomassareststromen (voornamelijk snoei- en
resthout) niet mee mag tellen voor de bijmengverplichting vervalt een kleiner deel van het
groengaspotentieel dan bij de uitsluiting van mest. Dit komt voornamelijk vanwege de
beperkte beschikbaarheid van houtige reststromen en de opschalingscapaciteit van
vergassingstechnologieën. Beide scenario’s komt het BMV-volume in 2030 uit op 1 bcm.

67

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Figuur 36 – Gevoeligheidsanalyse uitsluiting houtige biomassa in de referentievariant

Optimistisch

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Jaarlijkse productie in bcm groen gas

Jaarlijkse productie in bcm groen gas

Conservatief
2,0

1,5

1,0

0,5

0,0
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Jaartal

Jaartal

Onbenutte groeicapaciteit

Onbenutte groeicapaciteit

Vast in transportsector

Vast in transportsector

Aanbod voor BMV

Aanbod voor BMV

Hoogte BMV

Hoogte BMV

Bij import van houtige biomassa wordt vergassingscapaciteit knellend
Wanneer Nederland naast eigen reststromen ook grootschalig houtige reststromen uit
buitenland zou inzetten om groen gas te produceren, kan een ambitieuzere bijmengverplichting worden gerealiseerd. Tot 2030 blijft de verwachte thermische vergassingscapaciteit echter beperkt. Ook met import van grote hoeveelheden houtige biomassa blijft
de maximale productiecapaciteit daarom begrensd. In Figuur 37 is weergegeven hoe de
jaarlijkse productie groeit als de totale vergassingscapaciteit benut wordt als gevolg van
extra import. In het conservatieve scenario blijft het BMV-volume steken op 1,24 bcm maar
onder optimistische aannames (waaronder snellere opschaling van de thermische
vergassingscapaciteit) wordt de doelstelling in 2030 (1,6 bcm) wel gehaald.

68

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Figuur 37 – Gevoeligheidsanalyse import van houtige biomassa totdat maximale vergassingscapaciteit is bereikt

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Optimistisch

Jaarlijkse productie in m3 groen gas

Jaarlijkse productie in bcm groen gas

Conservatief
2,0

1,5

1,0

0,5

0,0
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Jaartal

Jaartal

Onbenutte groeicapaciteit

Onbenutte groeicapaciteit

Langetermijncontracten HBE

Langetermijncontracten HBE

Aanbod voor BMV

Aanbod voor BMV

Hoogte BMV

Hoogte BMV

Variabele compensatie kan eindgebruikerskosten drukken maar vergroot
uitgaven
In de hoofduitkomsten is aangenomen dat huishoudens worden gecompenseerd voor de
hogere gasprijs middels een structurele tegemoetkoming van € 225 miljoen. Deze tegemoetkoming wordt gerealiseerd middels een vaste korting per aansluiting en heeft daarom
geen effect op de gasvraag. Omdat de eindgebruikerskosten meebewegen met de hoogte
van de verplichting, zou ook een oplopende compensatieregeling kunnen worden overwogen. Figuur 38 geeft het effect weer van een variabele compensatieregeling waarbij 50%
van de meerkosten bij huishoudens worden gecompenseerd door de overheid. Zoals de
grafiek duidelijk laat zien, leidt een variabele compensatieregeling niet tot negatieve
kosten bij eindgebruikers in de beginjaren van de verplichting, en worden de meerkosten in
latere fases meer gedempt. De cumulatieve overheidsuitgaven nemen bij een variabele
compensatieregeling van 50% toe van € 1,4 miljard naar € 2,1–€ 3,5 miljard, afhankelijk van
de maatvoeringsvariant.

69

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Figuur 38 – Kostenverloop referentievariant bij verschillende compensatieregelingen

Lopende kosten in miljoenen euro's

2.000
1.800
1.600
1.400
1.200
1.000
800
600

400
200

0
-200

2024

2025

2026

2027
Jaartal

2028

2029

2030

Eindgebruikerskosten - constante compensatie
Eindgebruikerskosten - oplopende compensatie
Overheidskosten - constante compensatie
Overheidskosten - oplopende compensatie

5.11

Conclusies
In dit hoofdstuk hebben we de effecten van de vier maatvoeringsvarianten uiteengezet.
Uit de analyse is naar voren gekomen dat de coalitievariant niet haalbaar lijkt, tenzij
import van biomassa wordt toegestaan of langetermijncontracten met afnemers in de
transportmarkt worden ontbonden. De exponentiele variant en de lineaire variant lijken
het meest robuust: in vrijwel alle onderzochte scenario’s en jaartallen leveren deze
maatvoeringsvarianten een haalbare verplichting op. Wanneer groen gas gemaakt uit mest
wordt uitgesloten van de bijmengverplichting, is echter ook een bijmengvolume van 1 bcm
in 2030 niet meer haalbaar. Mest is goed voor ruim 50% van het productievolume en lijkt
daarmee essentieel voor een hoge verplichting. Wanneer we de vermeden methaanemissies
uit mest meerekenen in de klimaatbaten, levert mestvergisting ook een forse additionele
broeikasgasreductie op. Ten slotte hebben we laten zien dat de kosten van de bijmengverplichting vooral neerslaan bij de eindgebruiker. Energieleveranciers spelen hun meerkosten door en er treden forse extra winsten in de keten op als gevolg van de interactie met
de HBE-markt. Deze extra winsten ontstaan omdat de HBE-prijs in bijna alle scenario’s en
zichtjaren de GGE-prijs bepaald.

70

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

6 Analyse van overige
maatvoeringsopties
6.1

Inleiding
Voordat we de verschillende maatvoeringsvarianten beoordelen op de gestelde criteria,
analyseren we in dit hoofdstuk een aantal overige maatvoeringsopties. We beschrijven
onder andere ontwerpopties op het gebied van looptijd, omgang met de SDE++, een
minimumprijs en ingrepen in de HBE-markt. Het merendeel van deze ontwerpopties wordt
kwalitatief beoordeeld.

6.2

Looptijd
Om groengasproducenten voldoende investeringszekerheid te bieden en de productie van
groen gas aantrekkelijk te maken, zal de bijmengverplichting een voldoende lange looptijd
moeten krijgen. Groengasinstallaties hebben een gemiddelde economische levensduur van
zo’n 10-15 jaar. De SDE++ heeft daarom een looptijd van 12 jaar, met mogelijkheid op
additionele subsidie na de levensduur (PBL et al., 2021). Wanneer tegenover de fikse
investeringskosten die horen bij een vergister of vergasser maar enkele jaren aan BMVopbrengsten staan, zal de verplichting haar doel moeilijk bereiken. Het ligt daarom voor de
hand om de bijmengverplichting in elk geval door te laten lopen tot 2035-2040, en mogelijk
nog langer. Het is belangrijk dat deze lange looptijd bij aankondiging van de verplichting al
bekend is.

6.3

Omgang met SDE++ en HBE-systematiek
De bijmengverplichting komt bovenop twee bestaande instrumenten die de productie van
groen gas stimuleren: de SDE++ en de HBE-systematiek. Er moet daarom worden nagedacht
over de omgang met deze verwaardingsroutes. We gaan in op drie specifieke vragen:
1. Mogen producenten meerdere routes tegelijk bewandelen?
2. Kan een producent wisselen tussen verwaardingsroutes?
3. Is de SDE++ nog wel nodig na de komst van de bijmengverplichting?

Parallelle verwaardingsroutes leiden tot overstimulering en juridische
obstakels
Allereerst lijkt het onverstandig om producenten toe te staan om de BMV-route te
combineren met de SDE-route of de HBE-route13. Dit zou niet alleen leiden tot overstimulering maar ook tot netelige juridische obstakels. Het is immers onduidelijk hoe één
GvO ingezet zou kunnen worden voor meerdere doeleinden. Zelfs als hier een oplossing voor
kan worden gevonden, lijkt het goed mogelijk dat de praktijk door de Europese Commissie
geclassificeerd zou worden als onrechtmatige staatssteun.
________________________________
13

We hebben het hier strikt over de verwaarding van eenzelfde batch groen gas; in theorie is het wel mogelijk
om voor een deel van het productievolume de ene verwaardingsroute te kiezen, en voor het restant van het
productievolume voor een andere verwaardingsroute.

71

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Maandelijkse verwaardingskeuze creëert flexibiliteit maar ook
onzekerheid
Momenteel kunnen producenten maandelijks wisselen tussen de SDE-route en de HBE-route.
Als HBE-prijzen gunstig zijn kan een producent er dus voor kiezen om tijdelijk afstand te
doen van zijn SDE++-subsidie. Bij tegenvallende HBE-prijsontwikkelingen kan dezelfde
producent vervolgens terugvallen op de SDE-subsidie. In de praktijk zullen contracten met
afnemers ervoor zorgen voor een beperking van deze flexibiliteit, maar dit neemt niet weg
dat de mogelijkheid om te wisselen de businesscase voor producenten verbetert.
Geredeneerd vanuit de producent, ligt het voor de hand om eenzelfde systematiek toe te
staan onder de bijmengverplichting. Niet alleen vergroot dit de investeringszekerheid, het
kan ook zorgen voor een stabieler verloop van de GGE-prijs: bij hoge prijzen zullen
sommige producenten wisselen van SDE++ naar BMV, waardoor het aanbod stijgt en de prijs
daalt. Bij lage GGE-prijzen zullen sommige producenten terugvallen op de SDE-subsidie
waardoor het aanbod daalt en de GGE-prijs stijgt. Op deze manier dempt de keuzemogelijkheid de prijsvolatiliteit.
Een maandelijks wijzigbare verwaardingskeuze heeft echter ook nadelen: SDE-budget dat
vastligt kan niet meer worden aangewend voor andere verduurzamingsdoelen. Hier zou in
theorie mee om kunnen worden gegaan door een inschatting te maken van de daadwerkelijke SDE-uitgaven – de totale beschikkingsom zou dan niet meer leidend zijn bij het
opstellen van de begroting. Een dergelijke uitweg creëert echter weer risico’s op budgetoverschrijding. Ook leidt een flexibel verwaardingsmodel ertoe dat niet alle productie voor
de bijmengverplichting ook additioneel is. Wanneer het kabinet ook in de beginjaren van de
verplichting additionele productie wil realiseren, kan simpelweg voor een hogere startdoelstelling worden gekozen.

De SDE++ kan mogelijk langzaam worden afgebouwd
De mogelijkheid om te wisselen tussen de BMV-route en de SDE-route vereist dat de SDE
operationeel blijft na de introductie van een bijmengverplichting – ook voor nieuwe
producenten. Wanneer inderdaad wordt gekozen voor een flexibel verwaardingsmodel, kan
de SDE++ dus niet direct worden afgeschaft. Wel is het mogelijk om de SDE++ voor groen
gas langzaam af te schalen. Wanneer de bijmengverplichting genoeg investeringszekerheid
blijkt te bieden en financiering ook lukt zonder de SDE++ als fall back-optie, zou het budget
voor nieuwe groengasinstallaties langzaam verlaagd kunnen worden. Producenten met
een bestaande beschikking moeten wel hun SDE-inkomsten kunnen blijven behouden.
Een andere mogelijkheid is om producenten eenmalig de keuze te geven om over te stappen
van de SDE++ naar de bijmengverplichting, op voorwaarde dat ze afstand doen van hun SDEinkomsten.

6.4

Flexibiliteitsmechanisme
Een op het oog haalbare bijmengverplichting kan in de praktijk toch haalbaarheidsproblemen opleveren. Het is bijvoorbeeld mogelijk dat de vergunningsproblematiek in
omvang toeneemt, waardoor het groengasaanbod de vraag niet kan bijbenen. Bij een
procentuele individuele verplichting kunnen ook problemen ontstaan door een plotseling
toegenomen gasvraag, bijvoorbeeld tijdens een koude winter. Wanneer de oorzaken van
een onhaalbare verplichting buiten de macht van de gasleveranciers liggen, lijkt het
onrechtvaardig om hen te beboeten voor het niet nakomen van de verplichting.
Een mogelijke manier om een dergelijke situatie te voorkomen is door een zogenaamd
flexibiliteitsmechanisme toe te voegen aan het ontwerp. Dit mechanisme moet gas-

72

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

leveranciers ademruimte bieden bij aanbodtekorten. Een flexibiliteitsmechanisme kan op
meerdere manier vormgegeven worden – we noemen er vijf:
1. Een ventielconstructie: wanneer gasleveranciers collectief gezien niet aan de
verplichting kunnen voldoen, wordt de verplichting naar beneden aangepast.
2. Headroom mechanisme: het opbouwpad beweegt binnen bepaalde vooraf vastgestelde
banden. Wanneer de bijmengverplichting naar behoren functioneert wordt een
standaard ophoging van de verplichting doorgevoerd (bijvoorbeeld 150 miljoen kuub per
jaar), maar wanneer het aanbod te hoog of te laag is, kan hier binnen bepaalde marges
van worden afgeweken (bijvoorbeeld: 100 miljoen tot 200 miljoen kuub).
3. Banking van rechten: overschotsrechten kunnen worden meegenomen naar een volgend
jaar, zodat gasleveranciers een buffer kunnen opbouwen voor tegenvallende jaren.
4. Lenen van rechten: gasleveranciers kunnen bij de overheid rechten lenen. Dit betekent
dat een leverancier tegen een bepaald ‘rentepercentage’ rechten kan lenen van de
overheid. Het jaar erop moeten deze rechten en een surplus (de rente) weer worden
afgedragen aan de overheid.
5. Temperatuurcorrectie: de hoogte van de individuele verplichting wordt gecorrigeerd
voor het aantal graaddagen. Dit mechanisme is alleen mogelijk bij haalbaarheidsproblemen die voortkomen uit een groter dan verwachte gasvraag als gevolg van
weersomstandigheden.

Een ventielconstructie gaat ten koste van de investeringszekerheid
Een ventielconstructie lijkt op het eerste gezicht een gemakkelijke manier om te voorkomen dat gasleveranciers voor een onhaalbare opgave komen te staan; wanneer het
aanbod de vraag niet kan bijbenen, zorgt het ventielmechanisme simpelweg voor een
kleinere vraag. Aan deze oplossingsrichting kleven echter serieuze nadelen. Allereest leidt
ad hoc aanpassing van de verplichtingshoogte tot onzekerheid over het doelbereik. Er staat
niet langer van tevoren vast hoeveel groen gas in een bepaald jaar zal worden ingevoegd.
Een tweede nadeel betreft het effect op de investeringszekerheid: wanneer een producent
niet weet hoe groot de vraag naar groen gas in een bepaald jaar zal zijn vanwege mogelijke
correcties, weet zij ook niet of ze haar product voor een fatsoenlijke prijs kan verkopen.
Dit bemoeilijkt niet alleen investeringsbeslissingen maar ook de financiering van groen
gasprojecten. Een ventielconstructie lijkt daarom alleen van waarde als een last resort in
uitzonderlijke situaties wanneer andere flexibiliteitsmechanismes tekortschieten.
Merk op dat een omgekeerde ventielconstructie ook mogelijk is: wanneer er zoveel aanbod
van groen gas is dat de GGE-prijs instort, zou de verplichting voor het opvolgende jaar
verhoogd kunnen worden. Een dergelijke systematiek zou niet ten koste gaan van de
investeringszekerheid omdat de verplichting alleen omhoog zou kunnen worden aangepast.
Wel kan flexibel ophoogbare verplichting tot onzekerheid bij energieleveranciers leiden.

Een headroom mechanisme functioneert als gematigde versie van de
ventielconstructie
Een headroom mechanisme lijkt qua ontwerp erg op de ventielconstructie. Wanneer het
aanbod van groen gas achterblijft bij de vraag, wordt de doelstelling naar beneden
aangepast. Een headroom mechanisme geeft echter meer investeringszekerheid en
voorspelbaarheid over het prijsverloop omdat de hoogte van de doelstelling niet onbeperkt
kan dalen. De nadelen van de ventielconstructie worden daarmee beperkt. Een headroom
mechanisme werkt ook de andere kant op: bij een groot aanbod van groen gas en lage GGEprijs, wordt het opbouwpad eenmalig versneld.

73

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Banking van rechten kan haalbaarheidsproblemen verkleinen en prijzen
stabiliseren
Een tweede manier om haalbaarheidsproblemen te vermijden is door gasleveranciers toe te
staan GGE’s te sparen. Een overschot aan rechten kan in zo’n geval worden meegenomen
naar een volgend jaar (GGE’s moeten dan wel langer dan 1 jaar geldig blijven – binnen het
EU ETS zijn rechten bijvoorbeeld onbeperkt geldig). Een bankingsmechanisme stelt partijen
in staat om een buffer van rechten aan te leggen die kan worden ingezet bij aanbodtekorten. Tevens kan banking zorgen voor een stabieler prijsverloop: wanneer de GGE-prijs
laag is, wordt het aantrekkelijk voor producenten om extra rechten in te kopen die ingezet
kunnen worden wanneer de prijzen zijn gestegen. Op deze manier ontstaat in theorie een
minder schoksgewijs prijsverloop. Er is al ervaring opgedaan met banking van rechten in de
HBE-systematiek en het EU ETS. Bij de implementatie zou daarom rekening kunnen worden
gehouden met lessen uit deze systemen.

Lenen van rechten is risicovoller dan banking
Het omgekeerde van sparen van rechten is het lenen van rechten. Wanneer een gasleverancier niet over genoeg rechten beschikt om aan haar jaarlijkse verplichting te
voldoen (er is te weinig aanbod en de leverancier is door haar rechtenbuffer heen), zou de
overheid de leverancier tijdelijk GGE’s kunnen lenen. De voorwaarde voor zo’n lening zou
kunnen zijn dat de leverancier het jaar erop 110% van de geleende rechten teruggeeft aan
de overheid. De rente van 10% voorkomt dat lenen te aantrekkelijk wordt. De voordelen van
geleende GGE’s zijn vergelijkbaar met de voordelen van banking. De mogelijkheid om
rechten te lenen introduceert echter grotere risico’s. Een gasleverancier die niet aan de
verplichting kan doen, moet het jaar erop aan een nog hogere verplichting voldoen
(de verplichting loopt immers op). Daarbovenop moeten de geleende rechten worden
teruggegeven. De opgave voor de leverancier in het opvolgende jaar is daarom fors
toegenomen; in de praktijk kan de leverancier mogelijk ook niet aan deze opgave voldoen,
waardoor een stapeling van leningen ontstaat en het doelbereik achterblijft bij de
doelstelling. Door banking en lening te combineren worden deze risico’s in theorie kleiner:
lening wordt dan in feite een plan B voor wanneer een leverancier niet genoeg rechten
heeft gespaard.

Temperatuurscorrectie lijkt nuttig bij procentuele individuele
verplichtingen
De absolute, totale bijmengverplichting zal waarschijnlijk worden verdeeld over de
gasleveranciers met behulp van procentuele, individuele verplichtingen. Een procentuele
verplichting heeft echter als nadeel dat de absolute opgave kan stijgen doordat de er meer
gas wordt afgenomen dan verwacht. Dit effect is het meest duidelijk bij koude winters.
Om te voorkomen dat een koude winter leidt tot haalbaarheidsproblemen, kan de
procentuele verplichting gecorrigeerd worden voor het aantal graaddagen in het betreffende jaar. Een gasleverancier kan op die manier van tevoren een goede inschatting maken
van het aantal GGE’s dat ze nodig heeft om aan de jaarlijkse verplichting te voldoen.

74

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

6.5

Andere herverdelingsmechanismes
In het Coalitieakkoord is een structurele compensatie voor huishoudens opgenomen van
€ 225 miljoen. In de praktijk zouden de kosten voor eindgebruikers ook op een andere
manier beperkt kunnen worden. We bespreken twee opties:
1. Verlaging van de energiebelasting (EB) en Opslag Duurzame Energie (ODE) op groen gas.
2. Afroming van extra winsten in de productieketen en herverdeling naar huishoudens.

Verlagen van EB en ODE op groen gas leidt tot hogere compensatie in
2030
Allereerst kan worden overwogen om de EB en ODE te verlagen voor groen gas. Naast het
feit dat een dergelijke uitzondering de kosten voor eindgebruikers drukt, kan worden
beargumenteerd dat het onrechtvaardig is om ODE te heffen op een duurzame energiedrager. Waar de compensatieregeling in het Coalitieakkoord alleen voor huishoudens geldt,
zou de verlaging van EB en ODE voor alle eindgebruikers kunnen worden ingevoerd. Dit leidt
echter wel tot lagere inkomsten voor de overheid. Deze budgettaire derving zouden (deels)
kunnen worden goedgemaakt door de EB en ODE op aardgas te verhogen. Bij huidige hoge
gasprijzen kan het draagvlak voor zo’n beslissing echter beperkt zijn. Een ander mogelijk
nadeel van de verlaging van de EB en ODE op groen gas is dat de secundaire verduurzamingsprikkel (eindgebruikers gaan minder gas gebruiken als de gasprijs stijgt) in
belangrijke mate wegvalt. De vaste korting per huishouden zoals opgenomen in het
Coalitieakkoord is niet afhankelijk van het gasgebruik en kent bovenstaande tekortkoming
niet. Daarnaast moet worden opgemerkt dat de belastingtarieven op energie gereguleerd
worden op Europees niveau: de Nederlandse overheid heeft daarom maar beperkte
vrijheidsgraden om te differentiëren naar het soort energiedrager.
In Figuur 39 zijn de jaarlijkse meerkosten voor huishoudens weergegeven wanneer de
compensatieregeling uit het Coalitieakkoord komt te vervallen en in plaats daarvan de EB
en ODE op groen gas volledig wordt afgeschaft. Hoewel volledige afschaffing vermoedelijk
tegen juridische obstakels aanloopt die voortkomen uit de European Taxation Directive,
geeft deze doorrekening een grof idee van de speelruimte. Zoals de figuur duidelijk maakt
is deze alternatieve compensatieregeling minder aantrekkelijk voor huishoudens in de
beginjaren van de verplichting. Richting 2030 wordt het volume-effect echter steeds groter,
waardoor de jaarlijkse energierekening met bijna € 50 daalt ten opzichte van de coalitieregeling.

75

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Figuur 39 – Meerkosten voor huishoudens bij afschaffing EB en ODE groen gas

Jaarlijkse meerkosten per huishouden - lineair 1bcm conservatief
€ 250,00

Jaarlijkse meerkosten

€ 200,00
€ 150,00
€ 100,00
€ 50,00
€2024

2025

2026

€ (50,00)

Afschaffing EB en ODE op groen gas

2027

2028

2029

2030

Jaartal
Geen compensatie

225 miljoen structureel

Afroming van extra winsten stuit op uitvoeringsproblemen
Een belangrijke oorzaak van de forse meerkosten voor eindgebruikers is het feit dat de
bijmengverplichting leidt tot extra winsten in de productieketen. In theorie zou de overheid
deze extra winsten bij producenten, biomassaverkopers en energieleveranciers kunnen
afromen en de inkomsten terug kunnen sluizen naar eindgebruikers. In de praktijk lijken de
mogelijkheden voor zo’n herverdelingsmechanisme echter beperkt. De overheid heeft
immers geen inzicht in de contracten die producenten, biomassaverkopers en gasleveranciers hebben afgesloten en kan daarom niet op individuele basis bepalen of er extra
winsten worden gemaakt. Er zou daarom gecorrigeerd moeten worden voor marktgemiddelde extra winsten. Dit leidt echter tot belangrijke risico’s: wanneer er bijvoorbeeld grote
verschillen bestaan in de prijs waartegen producenten biogrondstoffen inkopen, kan er bij
sommige producenten te veel worden afgeroomd. Dit kan leiden tot faillissementen bij
bestaande producenten. Daarnaast schaadt afroming van extra winsten de businesscase
waardoor het onaantrekkelijker wordt voor nieuwe producenten om de markt te betreden.
Het wordt daarmee lastiger om de doelstelling van de bijmengverplichting te verwezenlijken.
Een veiligere methode lijkt om een deel van de extra winsten te proberen af te romen.
Wanneer ketenpartijen bijvoorbeeld 50% van de gemiddelde extra winst per schakel moeten
afdragen, verkleint dit het risico dat sommige producenten, leveranciers of biomassaverkopers die lagere marges hanteren voor te hoge kosten komen te staan. Al met al lijkt
vervolgonderzoek op dit thema wenselijk. In Paragraaf 6.7 staan we stil bij een manier om
extra winsten te voorkomen in plaats van af te romen, door ingreep in de HBE-markt.
Wanneer de ontstane extra winsten überhaupt als onacceptabel worden gezien, kan daarom
een alternatief voor de bijmengverplichting worden overwogen. Hierbij kan bijvoorbeeld
gedacht worden aan contracts for difference of een tendersystematiek.

76

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

6.6

Een extra stimuleringsmechanisme voor innovatieve technieken
Subdoelstellingen kunnen innovatieve technieken sneller stimuleren
Een oplopende bijmengverplichting zal in eerste instantie alleen de uitrol van relatief
goedkope conversietechnieken stimuleren. De nog lage GGE-prijs biedt in deze periode een
te kleine stimulans voor innovatieve en vaak duurdere productietechnieken. Pas wanneer
ook de minder efficiënte technieken nodig zijn om de doelstelling te behalen, zullen deze
technieken gaan leveren voor de BMV. Idealiter zou een bijmengverplichting echter vanaf
dag één al de duurdere, innovatieve technieken helpen opschalen. Hoe eerder de BMV deze
technieken stimuleert, hoe meer schaalvoordelen en leereffecten er geboekt kunnen
worden, waardoor kosten in latere fases beperkt kunnen blijven. Een mogelijke manier om
innovatieve technieken in vroegere stadia van een verplichting te betrekken is door gebruik
te maken van subdoelstellingen (ook wel banding genoemd). In de HBE-systematiek zijn
zulke subdoelstellingen opgenomen voor geavanceerde biobrandstoffen. Door ook een
subdoelstelling voor groen gas gemaakt met innovatieve technieken op te nemen, wordt de
aanloopfase waarbinnen innovatieve technieken niet kunnen concurreren, overgeslagen.

In de praktijk lijken subdoelstellingen onwenselijk: de markt is nog te
klein
In de praktijk lijkt de introductie van een subdoelstelling voor innovatieve technieken
echter geen goed idee. Nederland kent maar een handvol verschillende producenten die
zich focussen op vergassing van reststromen. Wanneer een of meerdere van deze producenten tegen technische problemen aanlopen, zou dit direct kunnen resulteren in een
onhaalbare subdoelstelling. Bij superkritische watervergassing (SKW) is de markt nog kleiner
en zien we eigenlijk pas één producent met een werkende installatie (SCW Systems).
Een subdoelstelling voor groen gas dat geproduceerd wordt via SKW, zou de facto
betekenen dat gasleveranciers verplicht bij één specifieke producent moeten inkopen.
Dit lijkt om meerdere redenen onwenselijk.

Dubbeltelling binnen de bijmengverplichting vergroot prijsonzekerheid
Een alternatieve manier om innovatieve technieken meer te stimuleren, is door net als
in de HBE-systematiek dubbeltelling te introduceren. Eén GJ groen gas verkregen uit
vergassingstechnieken zou in zo’n systeem bijvoorbeeld niet 1 maar 2 GGE’s opleveren.
Hoewel dubbeltelling de innovatieve technieken meer zou stimuleren, zorgt het echter
ook voor onzekerheid in het doelbereik. De absolute hoeveelheid groen gas die wordt
bijgemengd bij een bepaalde verplichtingshoogte wordt immers afhankelijk van het aandeel
groen gas dat is geproduceerd met vergassingstechnieken. Daarmee vergroot dubbeltelling
de onzekerheid over het prijsverloop. Zoals gezegd blijft het vooralsnog uiterst onzeker hoe
de vergassingscapaciteit zich tot 2030 gaat ontwikkelen. Deze onzekerheid, en bijbehorende invloed op de GGE-prijs, wordt de facto twee keer zo belangrijk wanneer dubbeltelling
wordt geïntroduceerd binnen de bijmengverplichting.

77

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Een apart scale-up instrument lijkt kansrijker
Innovatieve technieken die nog niet kostenconcurrerend zijn kunnen gezien bovenstaande
observaties beter buiten de bijmengverplichting om worden gestimuleerd. Uit gesprekken
met financiers en producenten blijkt dat er vooral kansen liggen om de overgang tussen de
pilot-fase en grootschalige productie te vergemakkelijken. Hiervoor kan worden nagedacht
over technologie-specifieke leningen waarbij de overheid een deel van het projectrisico
draagt of subsidies voor scale-ups, afhankelijk van de marktbehoefte. Nader onderzoek op
dit vlak lijkt wenselijk.

6.7

Aanpassingen in de HBE-markt
Betalingsbereidheid vanuit transportsector zit hogere bijmengpercentages in de weg
In het vorige hoofdstuk hebben we laten zien dat de HBE-prijs in bijna alle scenario’s en
zichtjaren bepalend is voor de GGE-prijs. Omdat de HBE-prijs naar verwachting nog flink zal
stijgen tot 2030, resulteert dit in forse extra winsten in de productieketen, en meerkosten
bij eindgebruikers. Daarnaast maakt de hoge betalingsbereidheid in de transportsector het
erg aantrekkelijk voor producenten om langetermijncontracten af te sluiten. Deze langetermijncontracten zitten hogere bijmengpercentages in de weg; alleen wanneer GGEprijzen zo ver stijgen dat contracten met brandstofleveranciers ontbonden worden, is
bijbehorend potentieel inzetbaar voor de BMV. Wanneer het kabinet de verplichtingshoogte
uit het Coalitieakkoord wil voortzetten zonder flankerend beleid, zou ontbinding van
contracten onafwendbaar kunnen blijken, met hoge GGE-prijzen en stranded assets als
gevolg.

De betalingsbereidheid voor bio-lng kan worden verkleind met ingrepen
in HBE-markt
Een manier om hoge eindgebruikerskosten te voorkomen en meer groen gas naar de
gebouwde omgeving te laten vloeien, is door de betalingsbereidheid voor bio-lng binnen de
HBE-systematiek te verlagen. Dit vereist echter ingrepen in de HBE-systematiek die niet op
unanieme steun kunnen rekenen. Op het eerste gezicht lijkt het mogelijk om de betalingsbereidheid voor bio-lng te verlagen door de dubbeltellingsregeling binnen het nationale
beleid af te schaffen. De Europese bijmengverplichting voor geavanceerde brandstoffen
blijft echter geldig – uiteindelijk moet nog steeds hetzelfde volume aan duurzame
brandstoffen worden bijgemengd, en de betalingsbereidheid voor groengas-GvO’s zal
daarom onveranderd hoog blijven. Alleen wanneer de relatieve prijs van bio-lng toeneemt
ten opzichte van andere geavanceerde biobrandstoffen (zoals hvo uit duurzame
reststromen) zullen brandstofleveranciers sneller afzien van bio-lng. In theorie kan zo’n
relatieve prijsverhoging worden bereikt door alleen de dubbeltelling op bio-lng af te
schaffen, terwijl de dubbeltelling op andere geavanceerde brandstoffen blijft bestaan.

78

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Enkelzijdige afschaffing van de dubbeltelling voor bio-lng is niet zonder
gevolgen
Een dergelijke ingreep in de HBE-markt is echter niet zonder gevolgen. Ketenpartijen
hebben de afgelopen jaren geïnvesteerd in liquefiers, lng-voertuigen en infrastructuur
(zoals lng-tankstations). Afschaffing van de dubbeltelling op bio-lng zal daarom kunnen
leiden tot stranded assets. Daarnaast komt de maatregel het vertrouwen in de overheid en
consistent beleid niet ten goede. Dit kan ertoe leiden dat nieuwe producenten huiveriger
zijn om de groen gasmarkt te betreden. Wanneer er wordt gekozen voor afschaffing van de
specifieke dubbeltelling op bio-lng, lijkt het in elk geval verstandig om dit niet abrupt te
doen. Het kabinet zou kunnen kiezen voor een langzaam afnemende dubbeltellingsfactor
(van 2,0 naar 1,75 naar 1,50, etc.) of de afschaffing ruim van tevoren aan kunnen kondigen.
Merk op dat stranded assests ook kunnen ontstaan wanneer de dubbeltellingsregeling voor
bio-lng van kracht blijft: bij een erg ambitieuze verplichtingshoogte kan het zo zijn dat
contracten met brandstofleveranciers ontbonden moeten worden – ook in zo’n geval is er
sprake van vervroegde afschrijving van fysieke investeringen (hier staat dan wel een
afkoopsom tegenover). In een dergelijk scenario lijkt het wenselijker om nu al de
allocatiekeuze te maken (bijvoorbeeld door de dubbeltelling op bio-lng af te schaffen) en
niet te wachten tot een hoge verplichting de markt dwingt tot een vergelijkbare allocatie
van groen gas.

Afschaffing van dubbeltelling leidt richting 2030 tot halvering van de
GGE-prijs
Figuur 40 laat zien hoe de GGE-prijs zich zou ontwikkelen wanneer de dubbeltelling op
bio-lng wordt afgeschaft. In 2030 zien we dat de GGE-prijs bijna halveert. Op weg naar 2030
worden de productiekosten een aantal keer groter dan de omgerekende HBE-prijs; deze
bodem in de GGE-prijs zorgt voor de twee ‘hobbels’ in Figuur 40. In Figuur 40 is geen
rekening gehouden met fysieke export van bio-lng: in theorie zou deze mogelijkheid tot een
beperkte daling van de GGE-prijs kunnen leiden.

79

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Figuur 40 – Geraamde ontwikkeling van de GGE-prijs als de dubbeltelling op bio-lng wordt afgeschaft

Aannames HBE-prijs en GGE-prijs
€ 2,50

HBE-prijs per kg bio-LNG

€ 2,00

€ 1,50

€ 1,00

€ 0,50

€2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Jaartal
GGE-prijs zonder dubbeltelling

GGE-prijs met dubbeltelling

Figuur 41 laat de jaarlijkse meerkosten voor huishoudens zien wanneer de dubbeltelling op
bio-lng zou worden afgeschaft. Dit betreffen de meerkosten in de referentievariant (de
verschillen tussen het conservatieve en optimistische scenario zijn erg klein).
Onderliggende aanname is dat de ingreep in de transportmarkt niet ten koste gaat van
leereffecten en schaalvoordelen. Duidelijk wordt dat de kosten voor huishoudens fors lager
uitvallen wanneer de dubbeltelling op bio-lng zou worden afgeschaft terwijl de dubbeltelling voor andere geavanceerde brandstoffen op nationaal niveau zou worden
gehandhaafd.

80

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Figuur 41 – Jaarlijkse meerkosten voor huishoudens – met en zonder dubbeltelling op bio-lng referentievariant
€ 200,00

Jaarlijkse meerkosten

€ 150,00

€ 100,00

€ 50,00

€-

2024

2025

2026

€ (50,00)

2027

2028

2029

2030

Jaartal
Geen dubbeltelling

Dubbeltelling

Afschaffing van de dubbeltelling op bio-lng kan ook invloed uitoefenen op de systeemkosten
van de energietransitie. Wanneer in de transportsector relatief goedkope duurzame alternatieven voor bio-lng bestaan, maar dergelijke uitwijkopties in de gebouwde omgeving
ontbreken, kan allocatiebeleid de systeemkosten drukken. Eerder onderzoek van CE Delft
wijst in deze richting, maar kijkt enkel naar de systeemkosten van groen gas in oude
binnensteden (CE Delft, 2018). Of deze conclusie ook stand houdt voor de gebouwde
omgeving als geheel is een openstaande vraag.

6.8

Beleid om prijsstijgingen van biogrondstoffen te drukken
In de afgelopen jaren is de kostprijs van groen gas niet afgenomen, ondanks de verwachte
kostenreducties als gevolg van technologische ontwikkelingen. De voornaamste reden voor
de uitblijvende kostenreducties is dat de prijzen van biogrondstoffen zijn toegenomen.
In het algemeen geldt: hoe meer vraag naar biogrondstoffen er is vanuit de Nederlandse
groen gasmarkt (of buitenlandse markten voor biobrandstoffen), hoe meer biomassaverkopers kunnen en zullen vragen voor hun product. Dit leidt tot extra winsten bij
biomassaverkopers en tot relatief hogere eindgebruikerskosten. Onder de bijmengverplichting ligt het voor de hand dat deze tendens zich zal voortzetten. Om hoge eindgebruikerskosten te voorkomen, zou de stijging van de biomassaprijzen daarom idealiter
gelimiteerd worden. In de praktijk is dit echter zeer ingewikkeld. Biogrondstoffen worden
verkocht door veel partijen die doorgaans klein van omvang zijn. Overheidsregulering van
de winstmarges (zoals gebeurt bij netbeheerders) ligt daarom niet voor de hand. Bij
afroming van extra winsten spelen dezelfde problemen als geschetst in Paragraaf 6.5.
Binnen de SDE++ was het in theorie nog mogelijk om subsidiebedragen te indexeren voor
biomassaprijzen, maar ook een dergelijke tegemoetkoming voor producenten is onder de
bijmengverplichting niet mogelijk. Producenten zullen dus zelf in moeten schatten in

81

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

hoeverre de biomassaprijzen blijven stijgen, en op basis van deze inschatting contracten
met gasleveranciers moeten afsluiten (eventueel met oplopende vergoedingen).
Mogelijk zou een publieke biogrondstoffenbeurs de prijsstijgingen kunnen limiteren.
Een dergelijk platform geeft verkopers en afnemers meer zicht in de biomassaprijzen en
kan leiden tot meer concurrentie tussen biomassaverkopers (met lagere prijzen als gevolg).
Ook kan een vergroot prijsinzicht producenten helpen bij contractonderhandelingen.
Deze denkrichting vereist echter aanvullend onderzoek - met name op het gebied van
haalbaarheid en uitvoeringskosten.

6.9

Een minimumprijs voor GvO’s
Een minimumprijs zal in de meeste scenario’s onnodig zijn
Een laatste ontwerpoptie betreft de mogelijkheid om met additionele regelingen de
investeringszekerheid te vergroten. Op dit moment vormen onzekere marktcondities
namelijk een belangrijke hobbel voor de opschaling van de groengasproductie. Een van de
mogelijke manieren om de investeringszekerheid te verbeteren is door een minimumprijs
voor GvO’s te introduceren. De overheid zou in dit geval het verschil met de minimumprijs
bij kunnen leggen wanneer marktprijzen te ver dalen (de precieze wijze waarop de
overheid dit zou moeten doen valt buiten de scope van deze studie). Producenten weten
door de minimumprijs zeker dat ze hun product tegen een bepaalde bodemprijs kunnen
verkopen, wat de financiering van projecten zou kunnen vergemakkelijken. Een minimumprijs lijkt in veel gevallen echter overbodig: wanneer de bijmengverplichting een
ambitieuze hoogte kent (zoals voorgenomen in het Coalitieakkoord), lijkt de kans op
instortende GGE-prijzen (en daarmee dalende GvO-prijzen) uiterst klein. Het risico op (te)
hoge GGE-prijzen lijkt veel groter. Bovendien zorgt de mogelijkheid om GvO’s te verkopen
aan EU ETS-partijen en de eventuele mogelijkheid om terug te vallen op de SDE++ de facto
al voor een minimumprijs. Wanneer banking van rechten wordt toegestaan, lijkt het risico
op (te) lage GGE-prijzen nog kleiner: bij lage prijzen wordt het interessant voor gasleveranciers om een buffer voor de toekomst aan te leggen, waardoor de vraag naar GGE’s
stijgt, en de prijs weer oploopt. Ook een headroom mechanisme verkleint het risico op lage
GGE-prijzen omdat het opbouwpad wordt aangescherpt bij een onverwacht groot aanbod
van groen gas. Al met al lijkt een minimumprijs in de meeste gevallen overbodig; alleen
wanneer de investeringsbereidheid onder financiers in de praktijk desalniettemin vergroot
kan worden door de introductie van een minimumprijs, lijkt deze optie het overwegen
waard.

6.10

Conclusie
In dit hoofdstuk hebben we stilgestaan bij een aantal aanvullende ontwerpopties voor de
bijmengverplichting. We hebben beargumenteerd dat de bijmengverplichting een relatief
lange looptijd moet hebben om te leiden tot voldoende investeringszekerheid.
Daarnaast lijkt het voor de investeringszekerheid nuttig om – net als bij de HBE-systematiek
– producenten de mogelijkheid te bieden om te wisselen tussen de verwaardingsroutes: zo
kan een producent bij hoge GGE-prijzen besluiten om zijn SDE-subsidie (tijdelijk) op te
zeggen en te leveren aan de bijmengverplichting. Hier staan echter ook nadelen tegenover.
Zo kan beslag worden gelegd op SDE-budget dat niet noodzakelijk blijkt. Het lijkt verder
nuttig om één of meerdere flexibiliteitsmechanismes toe te voegen aan het ontwerp;
banking van rechten en een temperatuurgecorrigeerde verplichting lijken het meest

82

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

kansrijk. Sommige van de beschreven ontwerpopties lijken in de praktijk niet wenselijk,
overbodig of moeilijk uitvoerbaar: voorbeelden zijn een minimumprijs voor certificaten, de
opname van subdoelstellingen voor innovatieve technieken en afroming van extra winsten
bij biomassaverkopers. Ten slotte hebben we twee additionele ontwerpopties behandeld die
zowel met voor- als nadelen komen. De eerste betreft een ander herverdelingsmiddel, via
afschaffing van de EB en ODE op groen gas. We hebben laten zien dat deze ontwerpoptie
leidt tot kleinere meerkosten bij eindgebruikers, maar ook tot grotere overheidsuitgaven en
minder secundaire emissiereductie. De meest ingrijpende en controversiële ontwerpoptie
betreft aanpassingen in de HBE-markt. We hebben laten zien dat de binnenlandse
betalingsbereidheid voor bio-lng flink kan worden verlaagd door de dubbeltelling voor
bio-lng af te schaffen, terwijl de dubbeltelling op andere geavanceerde biobrandstoffen
behouden blijft. Een dergelijk ingreep biedt ruimte voor een groter bijmengvolume en
halveert de meerkosten voor eindgebruikers richting 2030. Hier staat tegenover dat de
maatregel kan leiden tot stranded assets in de transportmarkt en het vertrouwen in de
overheid en consistent beleid niet ten goede komt.

83

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

7 Conclusies
In dit onderzoek hebben we verschillende ontwerpopties van een bijmengverplichting voor
groen gas geëvalueerd en doorgerekend om zo de voor- en nadelen van mogelijke maatvoeringsvarianten in kaart te brengen. Uit de analyses volgen een aantal belangrijke
conclusies:

Algemene vormgeving van de verplichting
— Om ervoor te zorgen dat de bijmengverplichting de binnenlandse productie van groen
gas stimuleert, en niet enkel leidt tot import van bestaande GvO’s, kan een tweede
certificatenlaag worden geïntroduceerd. Gasleveranciers zouden hiervoor zogenaamde
GGE’s kunnen ontvangen wanneer ze een groengas-GvO afboeken op een contract in de
gebouwde omgeving en wanneer op de GvO staat vermeld dat het groen gas is
geproduceerd in Nederland.
— De bijmengverplichting zou een relatief lange looptijd moeten krijgen om de gewenste
investeringszekerheid te bieden. Groengasinstallaties hebben een economische levensduur van zo’n 10-15 jaar; de bijmengverplichting zou hier in ieder geval op moeten
aansluiten.
— Door producenten de mogelijkheid te bieden maandelijks te wisselen tussen SDE-route,
de HBE-route en de BMV-route, ontstaat een betere business case voor producenten en
kunnen prijsschommelingen beter opgevangen worden. Hier staat tegenover dat een
dergelijke optie kan leiden tot onbenut SDE-budget.

Interactie met ander beleid
— De bijmengverplichting zal in de praktijk concurreren met de HBE-systematiek voor de
transportsector. Omdat de betalingsbereidheid voor bio-lng vanuit de transportmarkt
groot is, en naar verwachting verder zal stijgen, zullen GGE-prijzen hoog oplopen bij
een ambitieuze bijmengverplichting. Dit leidt tot forse extra winsten in de productieketen en relatief grote eindgebruikerskosten.
— Bovenstaande effect kan significant beperkt worden door de dubbeltelling op bio-lng
binnen de HBE-systematiek af te schaffen. Dit betreft echter een ingrijpende maatregel
die kan leiden tot stranded assets in de transportmarkt wanneer de wijziging niet
voorzichtig wordt doorgevoerd. Daarnaast zou de ingreep het vertrouwen in overheidsbeleid kunnen schaden. Het kabinet zal de voor- en nadelen daarom goed moeten
afwegen.

Hoogte van de verplichting en bijdrage aan groengasproductie
— Uit de effectenanalyse blijkt dat de totale productie van groen gas door de introductie
van de bijmengverplichting fors toeneemt. De totale productietoename ten opzichte
van het referentiepad bedraagt zo’n 0,4 tot 0,8 bcm in 2030, afhankelijk van de
geselecteerde maatvoeringsvariant.
— Niet alle maatvoeringsvarianten lijken haalbaar op basis van de gekozen modelparameters en algemene aannames. Met name de ‘coalitievariant’ loopt tegen grote
haalbaarheidsproblemen op. Om een verplichtingshoogte van 1,6 bcm te halen lijkt
import van biomassa of ingreep in de HBE-markt onvermijdelijk. Tevens lijkt additioneel

84

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

beleid om ontwikkeltijden te verkleinen (zoals een aanpak voor de vergunningsproblematiek) noodzakelijk.
— Een bijmengverplichting met een hoogte van 1 bcm in 2030 lijkt wel haalbaar zonder
aanvullend beleid. In de referentievariant en hoge startvariant kunnen in eerdere jaren
echter nog steeds haalbaarheidsproblemen ontstaan. Een flexibiliteitsmechanisme
(zoals banking van rechten) kan helpen om dergelijke situaties te vermijden.
De exponentiele en lineaire varianten lijken het meest robuust.

Bijdrage van verschillende feedstocks
— Uit de effectenanalyse blijkt dat een ambitieuze bijmengverplichting in grote mate
afhankelijk is van een paar feedstocks, waaronder mest. Daarbij hebben we al gerekend
met de voorgenomen krimp van de veestapel van 20% die volgt uit het stikstoffonds dat
is opgenomen in het Coalitieakkoord. Zo’n 57% van het groen gaspotentieel moet
gerealiseerd worden door vergisting of vergassing van mest. Zonder mest lijkt ook een
verplichtingshoogte van 1 bcm in 2030 niet haalbaar.
— Door import van houtige biomassa kan een hoger bijmengpercentage worden
verwezenlijkt. In de praktijk is het echter goed mogelijk dat niet het aanbod van
houtige biomassa, maar de Nederlandse vergassingscapaciteit in 2030 de beperkende
factor vormt.

Kosten en kostenverdeling
— De bijmengverplichting leidt tot relatief beperkte nationale kosten. De cumulatieve
nationale kosten tot 2030 bedragen zo’n € 1 miljard. Dit bedrag is vergelijkbaar voor de
verschillende maatvoeringsvarianten, die oplopen tot 1 bcm in 2030. De nationale
kosteneffectiviteit bedraagt zo’n € 150 per ton vermeden CO2 (Scope 1). Dit is doelmatiger dan veel andere mitigatieopties in de gebouwde omgeving.
— Hoewel de bijmengverplichting leidt tot relatief beperkte nationale kosten, kunnen de
eindgebruikerskosten hoog oplopen. De voornaamste reden voor dit feit is de interactie
met de HBE-markt. Door de hoge betalingsbereidheid voor bio-lng worden extra winsten
gemaakt in de groengasproductieketen. Deze extra winsten worden bekostigd door de
eindgebruikers.
— De eindgebruikerskosten vertalen zich binnen de referentievariant naar een toename
van de gemiddelde gaskosten per huishouden van zo’n € 200 in 2030. De compensatieregeling uit het Coalitieakkoord (€ 225 miljoen taakstellend) beperkt de meerkosten tot
ruim € 150 per jaar. Wanneer het kabinet op zoek is naar additionele compensatiemechanismen kan worden overwogen om de EB en ODE op groen gas te verlagen. Dit zou
wel resulteren in een zwakkere energiebesparingsprikkel.

Broeikasgasreductie
— Een bijmengverplichting met een hoogte van 1 bcm in 2030, leidt tot een reductie van
1,8 Mton CO2 per jaar wanneer alleen Scope 1-emissies mee worden genomen. Bij een
verplichting die oploopt tot 1,6 bcm in 2030, verwachten we dat de Scope 1-emissiereductie uitkomt op 2,4 Mton. Dit is lager dan de 2,9 Mton uit het Coalitieakkoord
omdat de verplichting in 2030 niet gehaald wordt.

85

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

— In de praktijk kan de bijmengverplichting echter tot additionele emissiereductie leiden.
Allereerst zorgt de hogere gasprijs die voortkomt uit de bijmengverplichting voor een
extra besparingsprikkel. Daarnaast kan de productie van groen gas uit mest leiden tot
vermeden methaanemissies. Wanneer beide effecten worden meegenomen komt de
jaarlijkse reductie uit op dan 3,4 Mton CO2-eq. in de referentievariant en 4,9 Mton
CO2-eq. in de coalitievariant.

86

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

8 Literatuur
CE Delft, 2018. Meer maatschappelijke waarde bij de Centrale Rotterdam. Waterstof,
kunstmest en pulpproductie. Delft, CE Delft.
CE Delft, 2020. Potentieel van lokale biomassa en invoedlocaties van groengas : Een
verkenning voor 2030. Delft, CE Delft.
CE Delft, 2022. Biomethane: Bridging for Cooperation between Denmark and the
Netherlands. Delft, CE Delft.
ECN & PBL, 2016. Kostenefficiëntie van beleidsmaatregelen ter vermindering van
broeikasgasemissies. Den Haag, Planbureau voor de Leefomgeving (PBL).
Ministerie van EZK, 2020. Routekaart Groen Gas. Den Haag, Ministerie van Economische
Zaken en Klimaat (EZK).
Ministerie van EZK, 2022. Kamerbrief d.d. 18 maart 2022 m.b.t..: Openstelling SDE++ 2022.
Den Haag, Ministerie van Economische Zaken en Klimaat (EZK).
NEA, 2019. Rapportage Energie voor Vervoer in Nederland 2018: Naleving verplichtingen
wet- en regelgeving Energie voor Vervoer. Nederlandse Emissieautoriteit.
PBL, 2020. Klimaat- en Energieverkenning (KEV) 2020. Den Haag, Planbureau voor de
Leefomgeving (PBL).
PBL, 2021. Klimaat- en energieverkenning ( KEV) 2021. Den Haag, Planbureau voor de
Leefomgeving (PBL).
PBL, TNO & DNV, 2021. Conceptadvies basisbedragen SDE++ 2022. Den Haag, Planbureau
voor de Leefomgeving (PBL).
Rijksoverheid, 2021. Wijziging besluit Energie voor Vervoer. Den Haag, Rijksoverheid.
RVO. 2021. BTG openbaar eindrapport vergassing 11 maart 2021 [Online]. Rijksdienst voor
Ondernemend Nederland. Available:
https://www.topsectorenergie.nl/sites/default/files/uploads/TKI%20Gas/BTGopenbaar-eindrapport-vergassing-11-maart-2021.pdf [Accessed 2022].
VVD, D66, CDA & ChristenUnie, 2021. Coalitieakkoord 'Omzien naar elkaar, vooruitkijken
naar de toekomst'. Den Haag, Ministerie van Algemene Zaken.

87

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

A Beoordelingscriteria
A.1

Inleiding
In deze bijlage lichten we de verschillende beoordelingscriteria toe die zijn geformuleerd in
samenspraak met de begeleidingscommissie. De beoordelingscriteria geven weer waar het
uiteindelijke ontwerp van de bijmengverplichting aan moet voldoen. We onderscheiden
zeven maatstaven: haalbaarheid, bijdrage aan 2 bcm, kosten, broeikasgasreductie, draagvlak, robuustheid en externe en indirecte effecten van de verplichting. Ieder van deze
maatstaven worden verder uitgewerkt en samengevat in de vorm van een beoordelingskader.

A.2

Overzicht van de criteria
Beoordelingscriterium 1: Haalbaarheid
Allereerst moet de verplichting haalbaar zijn voor energieleveranciers. Wanneer de markt
minder groen gas kan leveren dan het verplichte bijmengvolume komen gasleveranciers
voor een onmogelijke opgave te staan. Naast het feit dat dit rechtvaardigheidsvragen
oproept, kan een onhaalbare verplichting via boetes leiden tot extra kosten bij energieleveranciers en draagvlakverlies. De haalbaarheid van de verplichting kan door meerdere
factoren in het geding komen – we onderscheiden de drie belangrijkste mogelijke oorzaken:

Oorzaak 1: Te weinig aanbod van duurzame biogrondstoffen
De meest voor de hand liggende oorzaak van een onhaalbare verplichting is een tekort aan
duurzame biogrondstoffen. Een (te) hoge verplichting kan zo’n groot beroep doen op
biogrondstoffen dat de binnenlandse markt uitgeput raakt. In zo’n geval zal extra biomassa
geïmporteerd moeten worden. Grootschalige import van biomassa kan echter wenselijkheidsvragen oproepen (onder andere vanwege transportkosten en -emissies)14.

Oorzaak 2: Productiecapaciteit kan vraagtoename niet bijbenen
Een tweede oorzaak van een onhaalbare verplichting is een opbouwpad dat niet aansluit
bij het maximale groeitempo van het aanbod. Wanneer de bijmengverplichting wordt
aangekondigd, zal de groen gasmarkt tijd nodig hebben om verder op te schalen.
De ontwikkeltijden van nieuwe vergistingsinstallaties bedragen op dit moment gemiddeld
zo’n vijf jaar15. Een aanzienlijk deel van deze lange ontwikkeltijd komt voor uit
vergunningsproblematiek. De verschillende vergassingstechnieken bevinden zich daarnaast
nog veelal in pilot- of scale-up fase. Technische obstakels bij de grootschalige uitrol van
deze technieken kunnen een hoge bijmengverplichting in de weg staan. Wanneer de
bijmengverplichting te snel stijgt in hoogte, zal de nieuwe productiecapaciteit nog niet
afdoende operationeel zijn, en blijft het aanbod achter bij de vraag.
________________________________
14

In de praktijk wordt nu ook al biomassa geïmporteerd voor de productie van groen gas. Meestal betreft dit

import door producenten die nabij de Nederlandse landsgrenzen gevestigd zijn. In de modellering gaan we
enkel uit van binnenlandse reststromen om de compatibiliteit van een verplichtingshoogte met de
binnenlandse biomassabeschikbaarheid inzichtelijk te maken.
15
Bron: Persoonlijke correspondentie met de RVO.

88

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Oorzaak 3: Een slecht functionerende markt
Een derde mogelijke oorzaak van een onhaalbare verplichting is een slecht functionerende
markt. Zelfs wanneer de twee eerdergenoemde oorzaken van een onhaalbare verplichting
vermeden kunnen worden, kan het aanbod achterblijven bij de vraag. Zo’n situatie kan
ontstaan wanneer de GGE-markt slecht functioneert en te weinig prikkels voor additionele
productie genereert. Ook wanneer het totale groen gas aanbod voldoende groot is, kunnen
er voor individuele gasleveranciers haalbaarheidsproblemen ontstaan, bijvoorbeeld omdat
de GGE-markt onvoldoende liquide is. Marktproblemen zullen in het algemeen niet zo snel
optreden wanneer er genoeg vraag is naar GGE’s is, energieleveranciers maar beperkt
marktmacht kunnen uitoefenen, en nieuwe leveranciers kunnen gemakkelijk toetreden tot
het systeem.

Beoordelingscriterium 2: Bijdrage aan 2 bcm
Het tweede beoordelingscriterium spreekt voor zich: hoe meer additionele productie het
ontwerp van de bijmengverplichting genereert, hoe beter het ontwerp scoort op dit
criterium. De totale productiedoelstelling van 2 bcm uit de Routekaart Groen Gas vormt
hierbij een indicatieve bovengrens.

Beoordelingscriterium 3: Kosten
Idealiter zorgt een bijmengverplichting voor een flinke productietoename en broeikasgasreductie tegen zo laag mogelijke kosten. Deze kosten kunnen op verschillende manieren
in beeld worden gebracht. We onderscheiden drie perspectieven:
1. De kosten vanuit maatschappelijk perspectief (nationale kosten).
2. De kosten vanuit eindgebruikersperspectief (met speciale aandacht voor huishoudens).
3. De kosten voor de overheid (saldo van overheidsuitgaven en -inkomsten).
Een ontwerp dat leidt tot lage nationale kosten kan toch tot grote eindgebruikerskosten of
overheidskosten leiden. Het nationale kostenbegrip houdt namelijk geen rekening met de
verdeling van kosten en baten.

Beoordelingscriterium 4: Broeikasgasreductie
In het algemeen geldt dat een hoger bijmengvolume tot meer broeikasgasreductie leidt.
Verschillende feedstocks en conversietechnologieën leiden echter tot verschillende ketenemissies. Ook kan de ene ontwerpoptie tot meer reductie leiden dan de andere vanwege
indirecte emissiereductie: verhogingen van de gasprijs zullen in de regel leiden tot minder
gasgebruik in de gebouwde omgeving, en dus tot minder CO2-uitstoot. We beoordelen
daarom ook apart in hoeverre een ontwerpoptie leidt tot broeikasgasreductie. Als mikpunt
wordt hierbij de jaarlijkse reductie van 2,9 Mton CO2 uit het Coalitieakkoord gehanteerd.

89

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Beoordelingscriterium 5: Draagvlak
Het vijfde beoordelingscriterium betreft het draagvlak voor de bijmengverplichting.
Draagvlak is belangrijk voor de voortzetting van het instrument en voor het algemene
vertrouwen in de overheid op het klimaatdossier. Een ontwerp geniet idealiter steun onder
zowel producenten, burgers en gasleveranciers. We onderscheiden vier factoren die het
draagvlak voor de verplichting in sterke mate beïnvloeden (de absolute kosten worden in dit
rijtje buiten beschouwing gelaten omdat deze een eigen criterium vormen):
1. Een rechtvaardige verdeling van kosten en baten. Het draagvlak voor de bijmengverplichting zal in belangrijke mate afhangen van de verdeling van kosten en baten.
Wanneer sommige partijen flink verdienen aan de verplichting terwijl andere partijen
op hoge kosten gemaakt worden, kan dit als onrechtvaardig worden gezien en het
draagvlak ondermijnen.
2. Stabiel en voorspelbaar prijsverloop. Producenten en gasleveranciers maken
investeringsbeslissingen op basis van een inschatting van het verloop van de GGE-prijs.
Een zeer volatiele GGE-prijs bemoeilijkt zulke beslissingen en zal zorgen voor veel
onzekerheid in de markt.
3. Beheersbare administratieve lasten. Het draagvlak onder gasleveranciers zal in
belangrijke mate samenhangen met administratieve lasten die het systeem
introduceert. Zeer bewerkelijke monitoring en rapportage zal de steun voor het systeem
verkleinen.
4. Mogelijkheid om controversiële biomassastromen uit te sluiten. Groen gas kan
worden geproduceerd met behulp van verschillende biogrondstoffen. Een aantal van
deze feedstocks (zoals houtige biomassa en mest) genieten geen universele steun.
Wanneer een bijmengverplichting gehaald kan worden zonder de inzet van controversiële stromen, zou dit het draagvlak onder burgers en NGO’s kunnen vergroten. Als
het uitsluiten van houtige biomassa en mest zorgt voor hogere prijzen of het niet halen
van de doelstelling waardoor andere maatregelen nodig zijn om CO 2 uitstoot te
verlagen, kan het draagvlak juist afnemen.

Beoordelingscriterium 6: Robuustheid
Het zesde beoordelingscriterium betreft de robuustheid van het systeem. Een ontwerp van
de bijmengverplichting kan haalbaar lijken op basis van middenramingen, maar door
afwijkingen van de modelaannames onhaalbaar blijken in realiteit. Denk bijvoorbeeld aan
technische tegenvallers in de grootschalige uitrol van vergassingstechnologieën. Idealiter is
een bijmengverplichting robuust voor zulke tegenvallers. We verkennen daarom of het
systeem bestand is tegen mutaties in energieprijzen, biomassabeschikbaarheid, ontwikkeltijden van vergisters en vergassers.

Beoordelingscriterium 7: Externe en indirecte effecten
Een bijmengverplichting heeft als voornaamste doelen om de groengasproductie te
vergroten en broeikasgasreductie in de gebouwde omgeving teweeg te brengen.
Het systeem kan echter ook leiden tot neveneffecten. Denk hierbij aan indirecte effecten
door lagere belastinginkomsten of externe effecten zoals afname van luchtverontreiniging.
Ook de export van innovatieve vergassingstechnieken scharen we onder neveneffecten.
Binnen dit laatste beoordelingscriterium schatten we in hoeverre de neveneffecten die een
ontwerpoptie genereert wenselijk zijn.

90

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

B Beoordeling van de
maatvoeringsvarianten
B.1

Inleiding
In deze bijlage beoordelen we de verschillende maatvoeringsvarianten op de gestelde
criteria. We houden hierbij rekening met de mogelijkheid om additionele maatvoeringsopties toe te voegen (zoals beschreven in Hoofdstuk 6). Deze additionele ontwerpopties
kunnen tekortkomingen van bepaalde maatvoeringsvarianten immers in belangrijke mate
wegnemen.

B.2

In hoeverre voldoen de maatvoeringsvarianten aan de criteria?
Criterium 1: Haalbaarheid
Uit de analyse in Hoofdstuk 6 blijkt dat de coalitievariant niet haalbaar is zonder
additionele import van biogrondstoffen, ingrepen in de HBE-markt en verkorting van de
ontwikkeltijden van vergisters en vergassers. Daarmee scoort de coalitievariant het slechts
op dit criterium. De hoge startvariant en (in mindere mate) de referentievariant lopen in
het conservatieve scenario tegen haalbaarheidsproblemen aan in de eerste jaren van de
verplichting. Bij de referentievariant is het verschil tussen vraag en aanbod maar in één
jaar knellend en zou een flexibiliteitsmechanisme (zoals banking van rechten) vermoedelijk
de haalbaarheidsproblemen kunnen wegnemen. De exponentiele variant scoort het best op
dit criterium: in alle scenario’s en zichtjaren wordt de verplichting gehaald. De haalbaarheid van de verplichting zou voor alle varianten toenemen wanneer de dubbeltelling op
bio-lng wordt afgeschaft. Hierdoor zou er minder groen gas ‘vast zitten’ in langetermijncontracten en kan het verplichte bijmengvolume makkelijker gehaald worden.

Criterium 2: Bijdrage aan 2 bcm
Zowel de referentievariant, hoge startvariant als de exponentiële variant komen in 2030 uit
op een bijmengvolume van 1 bcm. Daarmee leveren ze een significante bijdrage aan de
doelstelling van 2 bcm uit het Klimaatakkoord. De coalitievariant leidt door de hogere
verplichting tot een groter bijmengvolume – zowel in het conservatieve als het optimistische scenario. Hoewel de verplichting niet in alle jaren gehaald wordt, scoort de
coalitievariant daarmee het hoogste op dit beoordelingscriterium.

Criterium 3: Kosten
De cumulatieve nationale kosten van de verschillende maatvoeringsvarianten zijn in het
conservatieve scenario erg vergelijkbaar. In het optimistische scenario treden grotere
verschillen op omdat de cumulatieve bijmengvolumes bij de hoge startvariant en de
coalitievariant toenemen. Alle varianten kennen forse eindgebruikerskosten als gevolg van
de interactie met de HBE-markt. In het optimistische scenario stijgen vooral de
eindgebruikerskosten in de coalitievariant. De overheidskosten bestaan enkel uit

91

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

uitvoeringskosten en vaste compensatiekosten, en zijn daarom voor alle maatvoeringsvarianten vergelijkbaar. De kosten voor eindgebruikers kunnen worden beperkt door extra
herverdelingsmechanismen te includeren in het ontwerp, bijvoorbeeld door de EB en ODE
op groen gas af te schaffen. Al met al beoordelen we referentievariant en exponentiele
variant als beste op dit criterium – de coalitievariant scoort het slechtst.

Criterium 4: Broeikasgasreductie
De verschillende maatvoeringsvarianten leiden tot verschillende cumulatieve broeikasgasreducties. Vanwege het voorzichtige opbouwpad leidt de exponentiële variant tot de
kleinste cumulatieve CO2-reductie. De coalitievariant leidt tot het meeste reductie.
Wanneer de ook de indirecte broeikasgasreductie meetellen (de reductie die voortkomt uit
besparingen op gas bij toegenomen gasprijzen) wordt het verschil tussen de coalitievariant
en de overige varianten nog groter; de coalitievariant leidt immers tot de grootste meerkosten bij eindgebruikers. In alle maatvoeringsvarianten zien we dat een fors deel van
groengasproductie afhankelijk is van mest als feedstock. De meeste producenten gebruiken
in de praktijk het liefst zo min mogelijk mest vanwege de lage energiedichtheid. Hoe hoger
de verplichting, hoe meer producenten dus gedwongen worden tot co- of monovergisting
van mest. Omdat gebruik van mest kan leiden tot vermeden methaanemissies, zijn de
Scope 3-reducties dus relatief groter bij hogere verplichtingen. Al met al scoort de
coalitievariant het beste op dit criterium, gevolgd door de hoge startvariant (vanwege de
grotere cumulatieve reductie door de hogere doelstelling in eerdere jaren). De exponentiele variant leidt tot de minste additionele broeikasgasreductie, maar nog steeds tot een
Scope 1-CO2-reductie van 1,8 Mton per jaar in 2030.

Criterium 5: Draagvlak
Binnen het beoordelingscriterium draagvlak hebben we vier facetten onderscheiden: een
rechtvaardige verdeling van kosten en baten, de beperking van administratieve lasten, de
mogelijkheid om controversiële biogrondstoffen te weren en een stabiel GGE-prijsverloop.
De administratieve lasten zullen binnen de vier maatvoeringsopties zeer vergelijkbaar zijn,
al zijn de relatieve administratieve lasten ten opzichte van het bijmengvolume het kleinst
in de coalitievariant (er worden immers relatief kleinere vaste kosten gemaakt, zoals het
opzetten van databases en een monitoringstructuur). De mogelijkheid om controversiële
biogrondstoffen te weren zonder dat de haalbaarheid van de verplichting in het geding
komt is voor alle vier de maatvoeringsvarianten beperkt. Een verbod op mest binnen de
BMV, zorgt in alle vier de varianten voor grote haalbaarheidsproblemen. Een verbod op
houtige biomassa zou in theorie net geaccommodeerd kunnen worden in de referentievariant en de exponentiele variant, maar gaat ten koste van de robuustheid van het
systeem (zie het volgende criterium). Het prijsverloop is naar verwachting het meest stabiel
binnen de exponentiele variant: de doelstelling volgt hier het meest nauw het maximale
ontwikkeltempo waardoor zowel een tekort als overschot van groen gas vermeden wordt.
De mate waarin de verplichting leidt tot scheve verdelingen van kosten en baten verschilt
per maatvoeringsvariant. In de coalitievariant is het risico op hoge GGE-prijzen het hoogst,
met flinke extra winsten in de keten en meerkosten bij eindgebruikers als gevolg. Deze
zorgen spelen ook bij de andere varianten, maar in mindere mate. Al met al beoordelen we
de exponentiele variant het beste op het criterium draagvlak, gevolgd door de referentievariant en de hoge start- en coalitievariant.

92

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Criterium 6: Robuustheid
De robuustheid van de maatvoeringsvarianten is afhankelijk van de mate waarin een variant
tegenvallende productiecijfers kan accommoderen zonder dat dit leidt tot haalbaarheidsproblemen. Zoals hierboven beschreven lijkt de exponentiele variant het best bestand
tegen een stootje: omdat er een vrij constant onbenut potentieel bestaat, kunnen
technische problemen bij grote producenten of vergunningsproblemen bij nieuwe
leveranciers opgevangen mogelijk worden door producenten die overstappen van de SDE++
of HBE naar de BMV. Binnen de coalitievariant wordt het gehele potentieel uitgeput;
tegenvallers gaan dus direct ten koste van de haalbaarheid. Vergelijkbare problemen spelen
voor de hoge startvariant en – in mindere mate – voor de referentievariant. De robuustheid
van het instrument kan binnen alle vier de maatvoeringsopties vergroot worden door
flexibiliteitsmechanismes op te nemen, zoals banking of lenen van rechten. Specifieke
haalbaarheidsproblemen die optreden door een onverwacht koude winter kunnen worden
weggenomen met een temperatuurcorrigerend mechanisme. Al met al beoordelen we de
exponentiele variant het beste op het criterium draagvlak, gevolgd door de referentievariant, de hoge startvariant en - ten slotte – de coalitievariant.

Criterium 7: Externe en indirecte effecten
De mate waarin de verschillende maatvoeringsvarianten leiden tot gewenste externe en
indirecte effecten hangt nauw samen met hoogte van de verplichting. Hoe hoger de
verplichting, hoe meer indirecte emissiereductie, hoe meer innovatieve technieken
gestimuleerd worden en hoe groter de effecten op zaken zoals luchtkwaliteit. Omdat de
verplichting in 2030 op dezelfde hoogte uitkomt bij de referentievariant, hoge startvariant
en exponentiele variant zijn de verschillen in neveneffecten tussen deze varianten beperkt.
De coalitievariant leidt (zeker in het optimistische scenario) tot fors hogere bijmengvolumes
en daarmee tot meer wenselijke neveneffecten. De coalitievariant scoort daarmee het best
op dit laatste criterium.

B.3

Conclusie en overzichtstabel
In Tabel 5 zijn de hiervoor genoemde beoordelingen samengevat in tabelvorm.
Tabel 5 – Beoordeling van de maatvoeringsvarianten op de zeven criteria
Criterium

93

Referentievariant

Coalitievariant

Hoge startvariant

Exponentiele
variant

Haalbaarheid

0

--

-

+

Bijdrage aan 2 bcm

+

++

+

+

Kosten

-

--

-/--

-

Broeikasgasreductie

+

++

+/++

0/+

Draagvlak

0

-

-

+

Robuustheid

-/0

--

-

+

Externe en indirecte effecten

+

++

+

+

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

C Model-inputs en aannames
In deze bijlage zetten we aannames die zijn gebruikt in het rekenmodel op een rij.

Kentallen
Aangenomen is dat biogas een methaangehalte heeft van 55% en groen gas een methaangehalte van 88%. De aangenomen biogas-naar-groen gas-conversie is 62,5%, waarbij ervan is
uitgegaan dat er geen methaanverlies optreedt bij de opwaardering tot groen gas.

Scenario’s
In de analyse voor deze studie hebben gebruik gemaakt van twee scenario’s: ‘Conservatief’
en ‘Optimistisch’. In onderstaande tabel geven we een samenvatting van de belangrijkste
aannames voor deze twee scenario’s. Deze aannames worden verderop in deze bijlage
toegelicht.
Tabel 6 – Samenvatting van scenario-aannames
Scenario

Conservatief

Optimistisch

Gemiddelde ontwikkeltijd

5 jaar

3,5 jaar

Realisatiekans geplande installatie

60%

70%

1,37 bcm o.b.v. vergisting

1,62 bcm o.b.v. vergisting

50%

75%

0,55 bcm SKW
0,5 bcm thermisch

0,15 bcm SKW
0,2 bcm thermisch

Biomassabeschikbaarheid
Percentage biogas naar groen gas
Maximale vergassingscapaciteit in 2030

Maatvoeringsvarianten
— Voor de berekening van de groen gashoeveelheid die hoort bij de coalitievariant is
uitgegaan van een gemiddeld gasverbruik van de gebouwde omgeving in 2030 van
328 PJ, welke afkomstig is uit de Klimaat- en Energieverkenning (KEV) 2021 (PBL, 2021).
— In de andere drie maatvoeringsvarianten, waarin het doel van de bijmengverplichting
1 bcm groen gas is in 2030, wordt de hoge calorische waarde van aardgas van
35,17 MJ/m3 gebruikt om dit doel om te rekenen naar petajoules.
— We veronderstellen een prijselasticiteit van -0,2: een fictieve 10% stijging van de
eindverbruikersprijs van gas leidt tot een 2% daling van het gasverbruik in de gebouwde
omgeving (tweede-orde-effect).

Productiecapaciteit
— De basis voor de inschatting van de ontwikkeling van de groengasproductiecapaciteit
tussen nu en 2030 is de lijst ‘SDE++ Projecten in beheer’ met peildatum 1 oktober 2021
van de RVO. (Deze noemen we hier de ‘RVO-lijst’.) In deze lijst staan biogas- en groengasinstallaties met een SDE++- beschikking, waarbij staat aangegeven of de installaties
al zijn gerealiseerd. De ‘beschikte productie per jaar’ in MWh in deze lijst betreft de
output van de installatie betreft, wat groen gas, biogas, warmte, elektriciteit of

94

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

warmte + elektriciteit (biogas-WKK) kan zijn. Om in te schatten hoeveel groen gas zou
kunnen worden geproduceerd door toevoeging van een opwaardeerinstallatie aan de
vergister, is eerst een terugrekening gedaan naar MWh energie-input van de installatie.
Hiervoor zijn conversierendementen aangenomen van 95% voor een warmteketel, van
40% van een biogascentrale en van 90% van een biogas-WKK. Verder is aangenomen dat
er geen biogas verloren gaat bij de omzetting naar groen gas. De RVO-lijst bevat circa
400 installaties. De groengasinstallaties tellen op tot 418 miljoen m3 groen gas per jaar
(waarvan 248 miljoen gerealiseerd) en de biogasinstallaties tot 301 miljoen m3 groengasequivalenten per jaar.
— De kans dat een nog niet gerealiseerd project uit de RVO-lijst wordt gerealiseerd is
gesteld op 60% in het scenario ‘Conservatief’ en op 70% in het scenario ‘Optimistisch’.16
— De kans dat een biogasproject uit de RVO-lijst wordt uitgebreid tot groengasinstallatie
(door middel van toevoeging van een gasscheidings- en zuiveringssysteem) is gesteld
op 50% in het scenario ‘Conservatief’ en op 75% in het scenario ‘Optimistisch’.
Deze percentages zijn gebaseerd op gesprekken met de Unie van Waterschappen.
— Aan de RVO-lijst zijn de volgende groengasinstallaties toegevoegd:
• Een reeks geplande bio-lng-installaties toegevoegd op basis van data van de
koepelorganisaties, welke omgerekend leiden tot een additionele productiecapaciteit van 500.000.000 m3 groen gas per jaar.17 De kans dat een bio-lnginstallatie wordt gerealiseerd is 50% in Conservatief en 60% in Optimistisch.
• Superkritische vergassing met een totale capaciteit van circa 141.000.000 m3 groen
gas/jaar in Conservatief en 546.000.000 m3/jaar in Optimistisch.18
• Houtvergassing met een totale capaciteit van circa 216.000.000 m3 groen gas/jaar in
Conservatief en circa 501.000.000 m3/jaar in Optimistisch.19
• Nieuwe vergisters. Deze worden toegevoegd afhankelijk van de marktvraag,
resterende biomassabeschikbaarheid en ontwikkeltijden. We nemen aan dat nieuwe
vergisters een capaciteit hebben van 10.000 m3 groen gas/jaar, wat kan worden
gezien als een middelgrote vergister.

Ontwikkeltijden
— Voor elk van de groengasinstallaties wordt in het rekenmodel een ontwikkeltijd bepaald
door middel van een trekking van een waarde uit een Weibull-verdeling. Voor elk van
beide scenario’s wordt een eigen verdeling gebruikt (zie Figuur 17 in sectie 5.4).
De verdelingen zijn zo opgesteld dat dat de gemiddelde ontwikkeltijd in het scenario
Conservatief uitkomt op 5 jaar en in Optimistisch op 3,5 jaar.
— Op de ontwikkeltijd van geplande, maar nog niet gerealiseerde, groen gasprojecten uit
de RVO-lijst wordt een verkleiningsfactor toegepast van 80% in Conservatief en 60% in
Optimistisch, omdat deze projecten al een SDE-beschikking hebben en daarom sneller
ontwikkeld kunnen worden dan nieuwe projecten.
— Op de ontwikkeltijd voor uitbreiding van bestaande biogasinstallaties wordt een
verkleiningsfactor toegepast van 5,5 voor Conservatief en 4 voor Optimistisch, omdat de
ontwikkeltijden voor deze projecten veel korter zijn dan voor nieuwe installaties.
Bovendien wordt nog een waarde tussen 0 en 5 (getrokken uit een uniforme verdeling)
________________________________
16

In het rekenmodel wordt per installatie een getal getrokken uit een uniforme kansverdeling en vergeleken met

deze kans om te bepalen of het project wordt gerealiseerd in het rekenmodel. De getrokken getallen
verschillen niet tussen de maatvoeringsvarianten.
17
Persoonlijke communicatie met koepelorganisaties, januari 2022. Voor de omrekening zijn we uitgegaan van
een energie-inhoud van bio-lng van 45 MJ/kg.
Bronnen: Persoonlijke communicatie met SCW Systems; (RVO, 2021).
19
Bronnen: Persoonlijke communicatie Bio Energy Netherlands; (RVO, 2021).
18

95

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

erbij opgeteld. Dit reflecteert het feit dat sommige installatie-eigenaren pas later in de
tijd beslissen om hun biogasinstallatie om te bouwen.

Biomassabeschikbaarheid
— Voor de inschatting van de beschikbaarheid van biomassa voor groengasproductie in
Nederland is uitgegaan van de schattingen van economisch groen gaspotentieel uit
Nederlandse biomassareststromen uit een eerdere studie voor Netbeheer Nederland
(CE Delft, 2020). In die studie zijn twee schattingen gemaakt, een behorend bij zwak
ondersteunend beleid voor groengasproductie en een behorend bij sterk ondersteunend
beleid. Deze zijn gebruikt als basis voor respectievelijk het ‘Conservatief’ n het
‘Optimistisch’ scenario. In ‘Optimistisch’ is een grotere betalingsbereidheid voor
biomassa en groen gas, waardoor meer biomassa beschikbaar komt voor groengasproductie. In beide scenario is uitgegaan van dezelfde absolute hoeveelheden
biomassarestromen – in het optimistische scenario wordt een groter deel van deze
stromen ingezet voor de productie van groen gas. Tabel 7 geeft onderliggende
hoeveelheden weer. Let op: deze cijfers geven de technische hoeveelheid biogrondstoffen weer, en niet de economische beschikbaarheid waar de productievolumes op
gebaseerd zijn.
Tabel 7 – Technische beschikbaarheid van verschillende biomassastromen in tonnen
Reststroom

Eenheid

1.438.000

ton

ONF

1.066.000

ton

Grof tuinafval hout

488.000

ton

A/B-hout (huishoudens)

405.000

ton

C-hout (huishoudens)

48.000

ton

Zuiveringsslib (AWZI/RWZI)

533.000

ton d.s.

Slootmaaisel

1.159.000

Bermmaaisel

447.000

ton d.s.

Hout uit bos

670.000

ton d.s.

Gras (recreatie)

504.000

ton d.s.

ton

Dunne mest

74.980.000

ton

Vaste mest

2.682.000

ton

Suikerbieten

284.000

ton d.s.

Gras (akkerbouw)

7.205.000

ton d.s.

Akkerbouw granen

359.000

ton d.s.

Akkerbouw aardappelen

117.000

ton d.s.

Akkerbouw uien

23.000

ton d.s.

Akkerbouw groenten

39.000

ton d.s.

Akkerbouw overige gewassen

22.000

ton d.s.

Tuinbouw fruit

169.000

ton

Tuinbouw bomen fruitteelt

31.000

ton

Tuinbouw overig

109.000

ton d.s.

Glastuinbouw

63.000

ton d.s.

7.675.000

ton (nat)

VGI (voedings- en genotmiddelenindustrie)

96

Massavolume

Gft

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

— Ten opzichte van de NBNL-studie zijn de volgende aanpassingen uitgevoerd:
• Grotere beschikbaarheid van de meeste biomassareststromen in het scenario
‘Optimistisch’ vanwege een hogere betalingsbereidheid voor biomassa als gevolg van
de BMV. We hebben aangenomen dat het beschikbare biomassavolume voor
groengasproductie met 20% toeneemt.
• Maatregelen uit het Stikstoffonds zullen de veestapel naar verwachting flink doen
afnemen. Op basis van een quickscan van het PBL is in het model aangenomen dat
het technisch beschikbare volume van dunne mest met 23% afneemt. Voor vaste
mest is een reductie van 19% aangenomen.
• Omdat de krimp van de veestapel zal leiden tot minder gebruik van VGI-reststromen
als veevoer, nemen we aan dat de beschikbare hoeveelheid VGI-resten voor
groengasproductie met 18% toeneemt. (De bovengenoemde toename met 20% in
‘Optimistisch’ als gevolg van de BMV komt daar nog bovenop.)
• Er is aangenomen dat 150.000.000 m3 biogas van de verwachte 200.000.000 m3 in
2030 zal worden aangewend voor de productie van groen gas (op basis van
interviews met de Unie van Waterschappen).
• Een afname van de technische beschikbaarheid van gras van 25% is aangenomen
vanwege de krimp van de veestapel. Daarnaast is het aandeel dat wordt gebruikt
voor de productie van groen gas aangepast van 15% naar 10% (eigen inschatting).
— De berekende groen gasvolumes gaan uit van de omzetting van biogrondstoffen met
behulp van vergisting en houtvergassing. Om rekening te houden met de hogere groen
gasopbrengst in geval van superkritische vergassing is een meeropbrengstfactor
berekend van 2,17, uitgaande van een energieconversierendement van 90%,
inschattingen van energierendementen van vergisting van verschillende biomassastromen en aannames over aandelen van verschillende typen biomassastromen in de
biomassa die de superkritische vergassers in gaan.

Interactie met de HBE-markt
— We nemen aan dat groengasproducenten een toenemend aantal langetermijncontracten
afsluiten met bio-lng-producenten met een contractduur van 5 tot 10 jaar. Dit omdat de
administratieve bio-lng-route en hoge HBE-prijzen de HBE-markt erg aantrekkelijk
maken. De kans dat zo’n langetermijncontract wordt afgesloten is in de analyse als
volgt verondersteld voor verschillende typen installaties:
• Geplande installaties met eigen liquefier:
75%
• Installaties die uit de SDE++ lopen voor 2024:
50%
• Installaties die online komen als BMV-markt verzadigd is:
50%
• Overige installaties (vergisters):
5%

Kosten
— Voor de kostenanalyse zijn nationale productiekosten van groen gas tussen nu en 2030
aangenomen zoals weergegeven in Tabel 8.

97

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

Tabel 8 – Aangenomen nationale productiekosten (€/m3 groen gas)20
Jaartal

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Monomest gemiddeld

0.62

0.62

0.62

0.63

0.63

0.64

0.64

0.65

0.65

0.66

0.66

Slibvergisting

0.25

0.25

0.25

0.25

0.25

0.25

0.25

0.25

0.25

0.25

0.25

Biomassavergassing hout

0.55

0.54

0.53

0.52

0.51

0.50

0.49

0.47

0.46

0.45

0.44

SKW/biomassavergassing
excl. hout

0.77

0.75

0.74

0.72

0.71

0.69

0.68

0.66

0.65

0.63

0.62

Co-/allesvergisting

0.51

0.51

0.51

0.52

0.52

0.52

0.52

0.53

0.53

0.53

0.53

— Voor de kostenanalyse zijn groengasproductiekosten voor producenten van groen gas
tussen nu en 2030 aangenomen zoals weergegeven Tabel 9. Hierbij is aangenomen dat
mest en slib gemiddeld gratis blijven (in sommige gebieden zal een producent moeten
betalen voor mest, terwijl hij in andere regio’s met overschotten geld toe krijgt).
Voor houtvergassing is (o.b.v. het biomassapotentieel) aangenomen dat 75% van het
gebruikte hout afkomstig is van huishoudens en gratis is, en dat 25% natuurhout is en
gemiddeld € 45 per ton kost21. Voor snoeihout nemen we een prijsstijging aan die
oploopt tot 50% in 2030 en voor andere reststromen een prijsstijging die oploopt tot
100% in 2030.
Tabel 9 - Productiekosten voor producent inclusief duurdere biomassa, excl./incl. kostendaling (€/kWh)
Jaartal

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Grootschalige
allesvergisting

0.074

0.077

0.080

0.083

0.085

0.088

0.091

0.094

0.097

Monomestvergisting
< 400 kW

0.093

0.093

0.093

0.093

0.093

0.093

0.093

0.093

0.093

Monomestvergisting
> 400 kW

0.074

0.074

0.074

0.074

0.074

0.074

0.074

0.074

0.074

Slibvergisting

0.032

0.032

0.032

0.032

0.032

0.032

0.032

0.032

0.032

Verbeterde slibvergisting

0.068

0.068

0.068

0.068

0.068

0.068

0.068

0.068

0.068

Biomassavergassing hout

0.073

0.073

0.074

0.074

0.074

0.075

0.075

0.075

0.075

SKW (gelijk aan biomassavergassing excl.
B-hout)

0.094

0.096

0.098

0.099

0.101

0.103

0.104

0.106

0.108

Grootschalige allesvergisting

0.074

0.077

0.079

0.082

0.084

0.087

0.089

0.092

0.094

Monomestvergisting
< 400 kW

0.093

0.092

0.092

0.091

0.090

0.090

0.089

0.088

0.088

Monomestvergisting
> 400 kW

0.074

0.074

0.074

0.073

0.073

0.073

0.073

0.072

0.072

Slibvergisting

0.032

0.032

0.032

0.031

0.031

0.031

0.031

0.031

0.031

Verbeterde slibvergisting

0.068

0.068

0.068

0.068

0.068

0.068

0.067

0.067

0.067

Biomassavergassing hout

0.073

0.072

0.071

0.070

0.069

0.068

0.066

0.065

0.064

SKW (gelijk aan biomassavergassing excl.
B-hout)

0.094

0.094

0.094

0.094

0.093

0.093

0.093

0.092

0.092

Exclusief kostendaling

Inclusief kostendaling

________________________________
20
21

98

Persoonlijke correspondentie met het PBL.
SDE++-conceptadvies biomassa vergassing.

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

— We nemen aan dat groen gasleveranciers die niet aan de bijmengverplichting voldoen
een boete betalen van € 3,00/m3 groen gas.
— De systeemkosten voor investeringen in het aardgasnet die nodig zijn om de toename
van groen gasinvoeding te faciliteren (boosterstations, etc.) zijn gesteld op € 100
miljoen per miljard kubieke meter groen gas.
— De eenmalige uitvoeringskosten bedragen € 10 miljoen. Daarnaast wordt € 3 miljoen per
jaar betaald aan uitvoeringskosten.
— Aangenomen is dat huishoudens gedeeltelijk gecompenseerd worden door de overheid
voor de stijging van hun aardgasrekening. De hoogte van de compensatieregeling is
overgenomen uit het Coalitieakkoord en bedraagt € 225 miljoen per jaar taakstellend.
Deze compensatie komt bij de huishoudens terecht via een vaste korting per
aansluiting.
— We nemen aan dat de aardgasprijs in 2024 € 0,50/m3 bedraagt (een nasleep van de
sterke marktprijsstijging in 2021) en dat deze richting 2030 geleidelijk afneemt tot de
geraamde prijs in de KEV2021 (€ 0,22 per m3).

Emissies
— Voor de berekening van de broeikasemissiereductie zijn we uitgegaan van 56,4 kg
CO2/GJ groen gas. Dit gaat om de zogenaamde Scope 1-emissies, dat wil zeggen, de
directe emissies die vrijkomen bij de verbranding van groen gas (NEA, 2019)

99

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022

D Resultaten voor de hoge variant
Hoge variant leidt tot kwalitatief vergelijkbare resultaten met
coalitievariant
In deze bijlage laten we zien hoe de productiecapaciteit zich zou ontwikkelen bij een
bijmengverplichting die hoger is dan in het Coalitieakkoord. We gaan hierbij uit van een
verplichtingshoogte die lineair oploopt tot 1,87 bcm in 2030. Deze hoogte komt overeen
met 20% van de gaslevering in 2030 volgens de KEV 2021 (de 1,6 bcm uit het Coalitieakkoord
is gebaseerd op ramingen uit de KEV 2020). Figuur 42 laat zien dat de resultaten voor de
hoge variant vergelijkbaar zijn met die voor de coalitievariant. Zowel onder conservatieve
als optimistische aannames lijkt de doelstelling in 2030 niet te kunnen worden gehaald.
In het optimistische scenario treden door de relatief hogere doelstellingen als vanaf 2029
haalbaarheidsproblemen op.
Figuur 42 – Productiecapaciteit onder de hoge variant

100

2,0

Optimistisch

Jaarlijkse productie in m3 groen gas

Jaarlijkse productie in bcm groen gas

Conservatief

1,5

1,0

0,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

0,0
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Jaartal

Jaartal

Onbenutte groeicapaciteit

Onbenutte groeicapaciteit

Langetermijncontracten HBE

Langetermijncontracten HBE

Aanbod voor BMV

Aanbod voor BMV

Hoogte BMV

Hoogte BMV

210414 - Bijmengverplichting groen gas – April 2022