Nederlandse groengasambitie stuit op veel barrières

De Nederlandse overheid wil zowel de afhankelijkheid van de import van fossiel aardgas als de uitstoot van broeikasgassen in de gebouwde omgeving verminderen. Daarom heeft het kabinet de ambitie uitgesproken dat Nederland vanaf 2030 jaarlijks ten minste 2 bcm groen gas produceert. Dit is ruim acht keer zoveel als het productieniveau van 2022 (dat was ongeveer 0,23 bcm).[1] Om de snelle groei van de productie van groen gas te bevorderen, wil de overheid een bijmengverplichting van 1,6 bcm voor energieleveranciers invoeren.[2] Op basis van een verdeelsleutel gebaseerd op de gaslevering aan kleinverbruikers moeten zij fysiek of administratief groen gas inkopen.[3] Op deze manier kan het gebruik van dit groene gas worden toegekend aan de gebouwde omgeving (woningen en utiliteit). Het overige groene gas kan de transportsector inzetten in de vorm van bio-LNG of bio-CNG (zie onderstaand tekstkader). Deze sector heeft namelijk een bijmengverplichting voor hernieuwbare transportbrandstoffen en de inzet van bio-LNG/CNG is een manier om aan deze verplichting te voldoen.

[1] In 2022 is 0,23 bcm groen gas ingevoed op het aardgasnet. Daarnaast is nog een heel kleine hoeveelheid bio-LNG geproduceerd. Het groene gas dat hiervoor nodig is, wordt niet op het aardgasnet ingevoed, maar rechtstreeks omgezet in bio-LNG. Verder is ook nog een hoeveelheid biogas geproduceerd dat niet is omgezet in groen gas maar in warmte en/of elektriciteit door rechtstreekse toepassing in bijvoorbeeld warmtekrachtkoppelingen (wkk’s). Op dit moment is nog niet duidelijk hoeveel biogas er in 2022 in totaal is geproduceerd, maar in 2021 was dit 0,499 bcm waarvan 0,221 bcm in de vorm van groen gas is ingevoed in het aardgasnet. In dit artikel ligt de nadruk echter op de productie van groen gas en niet op de productie van biogas.

[2] Ten tijde van het schrijven van dit artikel ligt de exacte doelstelling van de bijmengverplichting nog niet vast. Mogelijk verandert de invulling van deze verplichting.

[3] Grootverbruikers zoals de industrie, de energiesector, mobiliteit en landbouw vallen daarmee buiten de scope van de bijmengverplichting.

Beperkte rol voor vergassing tot 2030

Tot op heden wordt vrijwel al het Nederlandse groene gas geproduceerd door vergisting van voornamelijk dierlijke mest, agrarische reststromen, restproducten uit de voedselindustrie, slib, groente-, fruit- en tuinafval, bermgras et cetera. Dierlijke mest kan zowel in een monovergister worden verwerkt als in een co-vergister waarin de mest samen met andere biogene afvalstromen wordt vergist.[4] Daarnaast kunnen reststromen uit de voedings- en genotmiddelenindustrie (VGI) in een zogenaamde allesvergister worden verwerkt.

Naast vergisting is het mogelijk om groen gas te produceren door thermische vergassing van droge, houtige biomassastromen. Verder kunnen natte biomassastromen door superkritische watervergassing worden verwerkt. Voor deze technologie is onlangs in Alkmaar een demonstratie-installatie geopend. Beide technologieën worden echter nog niet commercieel op grote schaal toegepast. CE Delft gaat er desondanks in het rapport Bijmengverplichting groen gas - Ontwerpopties en effectenanalyse van uit dat vergassingstechnieken een significante rol gaan spelen in 2030, onder de voorwaarde dat het kabinet de ontwikkeling ervan ondersteunt. Deze ondersteuning is in het nieuwe klimaatpakket toegezegd. Daarentegen is de aanname in het rapport Biomethane production potentials in the EU van Guidehouse dat vergassingstechnologieën pas vanaf 2030 grootschalig kunnen worden ingezet waardoor tot 2030 vrijwel al het groene gas uit vergisting komt. Ook het rapport Groengasproductie uit biomassavergassing van TNO laat zien dat er nog veel hindernissen moeten worden genomen om vergassingstechnieken grootschalig te kunnen inzetten. Dit beeld is bevestigd in gesprekken die Rabobank met meer dan dertig partijen uit de Nederlandse groengassector heeft gevoerd. Wij gaan er daarom van uit dat biomassavergassing tot 2030 een minimale rol zal spelen en vergisting de dominante technologie zal blijven.

Binnenlands groengaspotentieel onvoldoende om het doel te behalen

Guidehouse schat in het eerder genoemde rapport in dat het groengaspotentieel in Nederland in 2030 maximaal 1,3 bcm is. Vergassing speelt hierin een minimale rol. De 1,3 bcm betreft het technisch-economische potentieel op basis van binnenlandse biomassastromen en kan worden gezien als een geschat maximum.[5] In het genoemde rapport van CE Delft komen zij, ook op basis van enkel binnenlandse biomassastromen, uit op 1,4 tot 1,7 bcm maar dit is inclusief een aanzienlijke bijdrage van vergassing. Hierbij is niet alleen gekeken naar het technisch-economische potentieel, maar ook naar zaken als ontwikkeltijden van nieuwe installaties. Het door de overheid gestelde productiedoel van 2 bcm groen gas in 2030 lijkt dus zeer ambitieus.

Ook uit de gevoerde gesprekken met partijen uit de groengassector komt het beeld naar voren dat er in Nederland niet genoeg binnenlandse biomassastromen zijn om op basis daarvan in 2030 2 bcm groen gas te kunnen produceren. Zonder grootschalige vergassing is het zelfs de vraag of de productie van 1 bcm haalbaar is. Volgens de huidige plannen van de regering is het echter toegestaan om biomassastromen te importeren, zolang de daadwerkelijke groengasproductie maar in Nederland plaatsvindt. Op dit moment gebeurt dit ook. Het grootste deel van de import van co-producten (alle soorten biomassastromen die kunnen worden vergist, met uitzondering van dierlijke mest) komt uit de Europese Unie (EU), voornamelijk uit Duitsland, Frankrijk en België. De Europese Unie heeft echter ook nieuwe, hoge ambities voor het opschalen van de productie van groen gas waardoor verschillende Europese landen recentelijk de vergoedingen voor groen gas hebben verhoogd, waaronder Duitsland en Frankrijk. Hierdoor is het aantrekkelijker geworden om co-producten in eigen land te verwerken en is het onzeker of grootschalige import van hoogwaardige co-producten naar 2030 toe haalbaal blijft.

Toenemende groengasproductie moet vooral komen van (mono-)mestvergisting

De binnenlandse biomassastromen kunnen grofweg worden uitgesplitst in dierlijke mest en co-producten. Uit de gesprekken met de groengassector komt het beeld naar voren dat een aanzienlijk deel van de in Nederland aanwezige co-producten al wordt ingezet voor de productie van groen gas. Aangenomen dat het niet realistisch is om substantieel meer co-producten te importeren en dat biomassavergassing tot 2030 geen grote rol gaat spelen, zal een toenemende groengasproductie tot 2030 vooral moeten komen uit meer monomestvergisting. Op dit moment wordt naar schatting maar ongeveer 5 procent van de beschikbare hoeveelheid mest vergist. Zelfs bij inkrimping van de veestapel is er dus veel potentie om deze hoeveelheid op te schalen. Op basis van de gevoerde gesprekken verwacht RaboResearch dat uiteindelijk ongeveer de helft van de beschikbare hoeveelheid mest kan worden vergist.[6]

[4] Bij het gebruik van dierlijke mest in een co-vergister moet volgens Nederlandse regelgeving minstens 50 procent van de grondstoffen uit mest bestaan. Dit is de voorwaarde om het digestaat (het product dat overblijft nadat dierlijke mest of plantaardige reststoffen zijn vergist) op landbouwgrond uit te mogen rijden.

[5] De studie van Guidehouse bekijkt namelijk niet of er barrières – zoals lange vergunningsprocedures – zijn die verhinderen dat deze hoeveelheid kan worden gerealiseerd.

[6] Niet de volledige beschikbare hoeveelheid mest kan worden vergist. Zo is een groot deel van de agrariërs te klein om individueel een rendabele businesscase voor een vergister te kunnen ontwikkelen en past vergisting niet bij elk type ondernemer vanwege de benodigde specialistische kennis van de sector en de markt. Ook speelt een rol dat niet iedereen de benodigde vergunningen kan verkrijgen.

Grofweg zien wij vier varianten voor de productie van biogas en groen gas voor wat betreft de schaalgrootte, zoals te zien is in tabel 1. Uiteraard kunnen projecten in de praktijk tussen een van deze varianten in zitten.

Variant één betreft kleinschalige monovergisting van rundveemest op bedrijfsniveau in combinatie met kleinschalige productie van groen gas op bedrijfsniveau. Het digestaat[7] wordt uitgereden over het land van de agrariër. Enige omvang is nodig om de businesscase van vergisting en omzetting naar groen gas rendabel te laten zijn. Wij verwachten daarom dat de ondergrens voor monovergisting van rundveemest op basis van de huidige technologieën rond de 15.000 ton ligt, overeenkomstig met ongeveer 500 koeien.[8] Indien alleen de eigen mest wordt verwerkt, zijn er geen vervoersbewegingen, wat een voordeel is van deze variant. Daarnaast is er doorgaans geen uitgebreide milieuvergunning nodig voor kleine[9] monomestvergistingsinstallaties. Er zijn echter maar weinig bedrijven in Nederland met 500 koeien of meer. Eventueel kan de agrariër een beperkte hoeveelheid soortgelijke mest uit de nabije omgeving aanvoeren (hier is meestal wel een vergunning voor nodig). Dit kan bijvoorbeeld interessant zijn voor boerenbedrijven die zelf iets minder dan 15.000 ton mest produceren. Het voordeel hiervan is dat de businesscase een stuk robuuster wordt en dat de aanvoerders hun mest kunnen laten verwerken tot groen gas zonder dat ze zich hier zelf mee bezig hoeven te houden. Het digestaat nemen ze doorgaans terug.

Variant twee betreft kleinschalige monovergisting van rundveemest op bedrijfsniveau in combinatie met productie van groen gas op één locatie. In deze variant vergisten verschillende agrariërs op hun eigen bedrijf hun eigen rundveemest, maar wordt het door hen geproduceerde biogas via aparte leidingen naar een centrale installatie vervoerd waar het wordt opgewerkt tot groen gas. Elke deelnemende agrariër verwerkt zijn eigen digestaat. Voorwaarde voor deze variant is dat de agrariërs zich niet te ver van elkaar bevinden. Het voordeel is dat ook kleinere bedrijven hun mest zonder mesttransport kunnen vergisten. Hier is doorgaans geen vergunning voor nodig. Een groot nadeel is echter dat er in deze variant meestal (veel) minder dan 15.000 ton mest per vergister wordt verwerkt. Hierdoor zijn de operationele kosten per geproduceerde hoeveelheid biogas hoog, waardoor de businesscase sterk onder druk staat. Een ander nadeel is dat deze variant voor wat betreft organisatie, management en financiering ingewikkeld is. De samenwerkende bedrijven zijn sterk van elkaar afhankelijk en als een aantal van hen besluit om te stoppen – bijvoorbeeld nadat de subsidieperiode is afgelopen – dan kan dat problemen opleveren voor de anderen.

Variant drie betreft regionale monovergisting van rundveemest en regionale productie van groen gas in extensieve gebieden.[10] In deze variant wordt rundveemest van verschillende veehouders uit een bepaalde regio aangevoerd naar één locatie waar zowel de omzetting in biogas als de opwerking naar groen gas plaatsvindt. De rij-afstanden mogen niet te lang zijn omdat het meeste digestaat weer terug gaat naar de mestleverende bedrijven. Het grootste nadeel is het aantal vervoersbewegingen, dat het lastiger kan maken om de benodigde vergunningen te verkrijgen en tot overlast kan leiden voor de omgeving. Daar staat tegenover dat maar één ondernemer zich hoeft te richten op de productie van groen gas en dat de mestleverende agrariërs alleen hun stalvloeren hoeven aan te passen (vergisting van mest werkt namelijk het beste met dagverse mest). Andere voordelen zijn de schaalgrootte voor zowel vergisting als opwerking en de beperkte afhankelijkheid van individuele leveranciers van mest. Deze variant is naar verwachting interessant bij verwerking vanaf 40.000 ton rundveemest.

Variant vier betreft centrale productie van biogas en groen gas. Dit kan op verschillende manieren: monovergisting van varkens-, kippen- en rundveemest vanaf ongeveer 50.000 ton, co-vergisting, allesvergisting en vergassing. De mest komt hoofdzakelijk uit intensieve gebieden, oftewel gebieden waar een overschot is aan mest. Hierdoor kan (een groot deel van) het digestaat niet in de regio op het land worden uitgereden. Daarom wordt het digestaat (grotendeels) centraal verwerkt waardoor innovatieve verwerkingsmethodes kunnen worden toegepast.[11] De overige voor- en nadelen komen overeen met die van variant drie.

[7] Het product dat overblijft nadat dierlijke mest of plantaardige reststoffen zijn vergist.

[8] Op basis van de adviezen voor de SDE-subsidies voor 2023. De haalbaarheid van de businesscase is ook afhankelijk van andere variabelen.

[9] Met een verwerkingscapaciteit tot maximaal 25.000 m³ mest per jaar.

[10] In extensieve gebieden is er geen overschot aan mest.

[11] Denk bijvoorbeeld aan het produceren van kunstmestvervangers.

Om het doel van 2030 te kunnen behalen, moet de productie van groen gas sterk worden opgeschaald, maar daarvoor staat een flink aantal barrières in de weg. De belangrijkste zijn:

Deze punten worden hieronder verder toegelicht, inclusief mogelijke oplossingsrichtingen.

Lange vergunningstrajecten

Om een kleinschalige[12] monomestvergistingsinstallatie in gebruik te mogen nemen, moet een melding Activiteitenbesluit worden gedaan en is een Omgevingsvergunning Beperkte Milieutoets (OBM) nodig. Alle andere typen installaties hebben ook een omgevingsvergunning milieu nodig. Vooral het verkrijgen van een omgevingsvergunning milieu kan een langdurig traject zijn dat veel tijd in beslag neemt. Daarnaast kan in sommige gevallen ook een OBM milieueffectrapportage en een OBM fijnstof nodig zijn. Verder verschilt het per gebied of en hoe er een vergunning moet worden aangevraagd voor de aanvoer van mest van derden op agrarische bedrijven. Om het door de overheid gewenste productieniveau van groen gas in 2030 te kunnen behalen, is het aan te raden de vergunningstrajecten te versimpelen en de doorlooptijden te verkorten.

Verzet vanuit de omgeving

Bezwaren vanuit de omgeving kunnen bijdragen aan de lange doorlooptijd van vergunningstrajecten. Omwonenden kunnen bijvoorbeeld bang zijn voor stankoverlast of voor veel vervoersbewegingen. Het is belangrijk de omgeving op tijd bij de plannen voor vergisting te betrekken om eventueel verzet te voorkomen. Daarnaast kan worden nagedacht over manieren waarop de omgeving direct kan profiteren van de productie van groen gas.

Ongelijk speelveld tussen doelen gebouwde omgeving en transportsector

Groengasproducenten moeten kiezen of ze hun gas leveren aan de gebouwde omgeving of aan de transportsector.[13] Afhankelijk van de waarde van de GvO’s, HBE’s en GGE’s (zie tekstkader) kan het interessant zijn om van de ene markt op de andere over te stappen. Als de overheid wil dat het merendeel van het geproduceerde groene gas in 2030 naar de gebouwde omgeving gaat, is het aan te raden om de verwaardingsroute voor levering van groen gas aan de gebouwde omgeving minstens zo interessant te maken als de verwaardingsroute voor levering aan de transportsector.

[12] Met een verwerkingscapaciteit tot maximaal 25.000 m³ mest per jaar.

[13] Ook levering aan de industrie is een optie. In dat geval loopt de verwaardingsroute via het Europese Emission Trading System (ETS).

Ongelijk speelveld tussen Nederland en andere EU-landen

De afgelopen jaren is een deel van de in Nederland verwerkte hoogwaardige co-producten uit andere EU-landen geïmporteerd. Verschillende Europese landen hebben recentelijk echter de vergoedingen voor groen gas verhoogd, waardoor het aantrekkelijker is geworden om co-producten in eigen land te verwerken. Niet alleen Nederland, maar ook de EU heeft namelijk als doel om het productieniveau van groen gas te verhogen. Hierdoor lijkt het minder waarschijnlijk dat Nederland de import van co-producten kan opvoeren. Sterker nog, het is niet ondenkbaar dat hoogwaardige Nederlandse co-producten naar het buitenland zullen worden geëxporteerd als de regelgeving daar gunstiger is. Daardoor zou het groengaspotentieel in Nederland kunnen dalen. Om dit te voorkomen, is het wenselijk dat de vergoedingen voor groen gas in Nederland in verhouding zijn met de vergoedingen in de ons omliggende landen.

Onduidelijkheid over toekomst agrarische sector

Vanwege de stikstofproblematiek in Nederland en de voortdurende onduidelijkheid over wat deze betekent voor individuele agrarische bedrijven, is het voor velen van hen nu niet opportuun om te investeren in de productie van groen gas. Pas wanneer helder is wat het toekomstperspectief is van deze bedrijven, kunnen zij serieus overwegen om te investeren in de productie van groen gas. Het is dan ook zaak om hen zo snel mogelijk die duidelijkheid te geven. Daarnaast helpt het als er snel meer duidelijkheid komt over emissie-arme stalsystemen voor dagontmesting.

Onzekere businesscase

Ondanks de beschikbaarheid van SDE-subsidie voor vergisters was de businesscase voor de productie van biogas en groen gas de afgelopen jaren niet riant. Sterker nog, doordat de prijzen van co-producten de afgelopen tijd zijn gestegen en veel groengasproducenten hun gas – overeenkomstig de SDE-systematiek – een jaar van tevoren tegen de toen geldende lagere gasprijzen hebben verkocht, werd de businesscase in 2022 in sommige gevallen negatief.[14] Om ondernemers warm te maken voor de productie van groen gas, is het daarom nodig hun voor langere termijn de zekerheid van een positieve businesscase te geven. De SDE-subsidie voor monomestvergisting is vanaf 2023 flink hoger dan daarvoor, waarmee tegemoet wordt gekomen aan deze voorwaarde en de groeiambities worden ondersteund.

[14] De exacte hoogte van de SDE-subsidie is afhankelijk van de gemiddelde gasprijs, die wordt bepaald op basis van year-aheadmarktprijzen.

Onvoldoende beloning voor verlaging uitstoot methaan en ammoniak

Vervanging van fossiel aardgas door groen gas in de gebouwde omgeving leidt tot een lagere CO₂-uitstoot van die sector. Vergisting van mest leidt ook tot minder uitstoot van ammoniak en methaan op de boerderij, zeker wanneer dagverse mest wordt vergist. Dagverse mest levert ook meer biogas op, waardoor emissie-arme stallen met dagontmesting zowel kunnen bijdragen aan de groengasambities als aan de verduurzaming van de agrarische sector in het algemeen. Dit laatste effect komt echter niet ten goede aan de gebouwde omgeving maar aan de landbouwsector, waardoor dit minder de aandacht heeft van het ministerie van Economische Zaken en Klimaat. Dit ministerie is verantwoordelijk voor het beleid om de productie van groen gas te stimuleren. Het omzetten van dierlijke mest in groen gas wordt interessanter voor ondernemers als ook de positieve effecten op de uitstoot van ammoniak en methaan beter worden gewaardeerd. Het veranderen van het volumedoel voor de productie van groen gas naar een broeikasgasemissiereductiedoel zou kunnen bijdragen aan een betere waardering voor het verlagen van methaanemissies. Daarnaast zou een integrale visie op de toekomst van de landbouwsector, waarin ook de positieve rol van mestvergisting op de uitstoot van methaan en ammoniak terugkomt, ondernemers meer perspectief kunnen bieden.

Hoge eisen ondernemerschap

Niet elk agrarisch bedrijf is geschikt om biogene afvalstromen te vergisten omdat vergisting een delicaat proces is dat specifieke kennis en aandacht vereist. Om een stabiel, hoog productievolume van groen gas te realiseren, vergt monomestvergisting op bedrijfsniveau meer aandacht dan doorgaans vooraf ingeschat. Daarnaast is de groengasmarkt complex, volatiel en continu in ontwikkeling waardoor bovengemiddeld ondernemerschap is vereist om succesvol te kunnen zijn. Bovendien is het certificeren van de grondstoffen een ingewikkeld proces dat een professionele administratie vergt. De overheid zou deze barrière kunnen verlagen door meer duidelijkheid en stabiliteit te creëren en regelgeving te versimpelen.

Congestie op het gasnet

Het aardgasnet is opgebouwd uit verschillende netten: een hoofdtransportleidingnet (HTL-net) met een druk tot 80 bar[15], regionale transportleidingnetten (RTL-netten) met een druk tot 40 bar en lagedruknetten met een druk tot 8 bar. Je zou het aardgasnet kunnen vergelijken met een boom die vanuit een dikke stam (het HTL-net) vertakt naar grotere en kleinere takken (de RTL- en lagedruknetten). In tegenstelling tot het elektriciteitsnet functioneert het aardgasnet standaard niet bi-directioneel. Dit houdt in dat aardgas wel vanuit het HTL-net via een RTL-net naar een lagedruknet kan stromen, maar niet andersom. De druk neemt immers steeds verder af. Zodra de druk in een deel van het lagedruknet afneemt door consumptie van afnemers, stroomt er vanzelf meer gas naar dat leidingdeel.

Vrijwel al het aardgas wordt centraal ingevoed op het HTL-net. Lokale invoeding van groen gas gebeurt meestal op het lagedruknet. Het probleem is dat consumenten in de zomer veel minder aardgas afnemen dan in de winter, waardoor de druk in het lagedruknet nauwelijks afneemt en er dus minder toestroom van gas nodig is. Als de afname van aardgas in een bepaald leidingdeel minder is dan de hoeveelheid groen gas die een producent wil invoeden, ontstaat een probleem. Het ‘overtollige’ groene gas kan namelijk niet zomaar naar een bovenliggend leidingdeel worden gebracht. Op dat moment ontstaat er dus congestie en kan er geen groen gas meer worden ingevoed.

Op dit moment is er op bepaalde locaties in het lagedruknet op bepaalde momenten al sprake van congestie. In deze regio’s – het betreft altijd plattelandsregio’s met relatief weinig afnemers van aardgas – is er dus geen ruimte meer voor nieuwe groengasinvoeders, of kunnen invoeders niet 8.000 uur per jaar groen gas leveren aan het net (wat een voorwaarde is om in aanmerking te komen voor SDE-subsidie). In dat geval zou een potentiële invoeder ervoor kunnen kiezen om zich aan te laten sluiten op het RTL-net, maar dit brengt hogere operationele kosten met zich mee. Het groene gas moet immers op een hogere druk worden ingevoed dan in het lagedruknet en dat kost extra energie. Daar komt bij dat zelfs het RTL-net op sommige plaatsen in Nederland tegen de grenzen van de capaciteit aanloopt. Invoeding op het HTL-net is erg lastig omdat er veel strengere kwaliteitseisen worden gesteld aan aardgas in dit deel van het net. Bovendien is nog meer energie nodig om het gas verder te comprimeren.

Klimaatverandering, hogere energieprijzen, betere isolatie van gebouwen en de overstap van het gebruik van aardgas naar andere manieren om gebouwen te voorzien van verwarming en warm tapwater leiden ertoe dat het verbruik van aardgas in de gebouwde omgeving ook buiten de zomer om daalt. Dat betekent dat er op steeds meer momenten in het jaar congestie kan ontstaan in het aardgasnet en het dus steeds lastiger wordt om 8.000 uur per jaar in te voeden.

Netbeheerders kunnen verschillende dingen doen om congestieproblemen te voorkomen of op te lossen. Zo kunnen ze zogenaamde boosterstations installeren die gas ‘omhoog kunnen pompen’. Ook kunnen ze verschillende netten met elkaar verbinden zodat er meer afnemers zijn verbonden met een invoeder. Tot op heden zijn netbeheerders echter niet verplicht om dergelijke investeringen uit te voeren en krijgen ze de benodigde investeringen ook niet altijd vergoed. Omdat netbeheerders hun handen vol hebben aan de problemen op het elektriciteitsnet, kiezen zij er soms voor om het beschikbare geld en de beschikbare arbeidskrachten niet in te zetten om de aansluiting van nieuwe groengasinvoeders te faciliteren. In dat geval moet een potentiële invoeder de plannen afschalen of zelfs opschorten.

Om te voorkomen dat congestieproblematiek van het aardgasnet de gewenste opschaling van de groengasproductie belemmert, is aan te raden om netbeheerders te verplichten de benodigde investeringen in het aardgasnet te doen, waarbij ze de investeringskosten volledig vergoed krijgen. De recente aankondiging dat de Autoriteit Consument en Markt (ACM) onderzoek gaat doen naar de manier waarop netbeheerders de kosten van de gewenste investeringen vergoed kunnen krijgen, is daarom wat RaboResearch betreft positief. Daarnaast is een visie nodig op hoe de opschaling van lokale invoeding van groen gas samen moet gaan met de afname van het gasgebruik in de gebouwde omgeving.

Uitdagingen rondom financiering

Bij de financiering van groengasprojecten is uiteraard de eerste voorwaarde dat de businesscase rondrekent en past bij de onderneming. Daarnaast hecht een financier waarde aan voorspelbare kasstromen. Dit laatste kan lastig zijn bij groengasprojecten, omdat het op dit moment niet duidelijk is welke verwaardingsroute (HBE’s, GGE’s of GvO’s) het meest rendabel is. Dit komt onder andere omdat de opbrengsten van de certificaten variabel zijn en de prijs van aardgas op de groothandelsmarkt zeer volatiel is.

Voor de productie van groen gas kan een ondernemer SDE-subsidie aanvragen. De uiteindelijke SDE-vergoeding is onder andere afhankelijk van de waarde van aardgas dat wordt verkocht voor levering in het volgende kalenderjaar (zie tekstkader ‘SDE-subsidie’). Omdat de vergoeding een jaar vooruit wordt vastgezet, is het wenselijk om een gasleveringscontract af te sluiten met een energieleverancier conform deze SDE-systematiek (waarbij het groene gas dus per maand wordt verkocht voor levering in het volgende kalenderjaar). Op die manier wordt voorkomen dat de verkoopprijs tussentijds onder het niveau zakt waarop de SDE-vergoeding is gebaseerd, wat tot negatieve kasstromen kan leiden. Het ontvangen van SDE-subsidie in combinatie met het juiste gasleveringscontract zorgt voor een relatief voorspelbare kasstroom.

Om de kasstroom nog stabieler te maken, kan een groengasproducent er ook voor kiezen om de geproduceerde GvO’s vooraf voor langere tijd te verkopen. Hierbij is echter het nadeel dat daarmee de mogelijkheid verdwijnt om tussentijds over te stappen op de HBE- of GGE-verwaardingsroute wanneer deze routes gunstiger blijken.

In het geval van co-vergisting is een ander lastig punt dat de prijzen van hoogwaardige co-producten zeer onzeker zijn. Het is vrijwel onmogelijk om de inkoopprijzen voor deze producten vast te leggen. Dit is een extra risico indien de groengasproducent zijn gas en bijbehorende certificaten voor langere termijn vooruit verkoopt – waarbij de opbrengsten dus vast staan – terwijl de inkoopkosten fluctueren. Het gevaar is dat andere partijen, die de verkoopprijs van hun producten niet hebben vastgelegd, bereid zijn om meer te betalen voor de co-producten bij stijgende opbrengsten van het gas en de certificaten.

Ten slotte moet bij mono- en co-vergisting het digestaat worden verwerkt of afgevoerd en ook hiervan fluctueren de kosten. Bij kleinschalige monomestvergisting (varianten 1 en 2 uit tabel 1) kan de agrariër zijn eigen digestaat weer uitrijden over het land en zijn er dus geen extra kosten voor het afzetten ervan. Bij regionale vergisting in extensieve gebieden (variant 3 uit tabel 1) zal het digestaat ook veelal terug kunnen naar de bedrijven die de mest hebben aangeleverd, maar dit brengt wel transportkosten met zich mee. Bij centrale, grootschalige vergisting in intensieve gebieden (variant 4 uit tabel 1) zal doorgaans weinig tot geen digestaat terug kunnen naar het land en moet het op een andere manier worden verwerkt. De kosten hiervan zijn onzeker.

Al deze marktrisico’s leiden tot hogere financieringskosten en/of de voorwaarde voor de inbreng van meer eigen vermogen. Indien de overheid de marktrisico’s voor de productie van groen gas kan verkleinen, heeft dat een positief effect op het aantal projecten dat kan worden gefinancierd.

[15] Het overgrote merendeel functioneert echter op ongeveer 66 bar.

De Nederlandse groengasdoelstelling is zeer ambitieus; in ongeveer acht jaar moet de productie worden verachtvoudigd en het grootste deel daarvan moet ten goede komen aan de gebouwde omgeving. Opschaling van de productie zal volgens RaboResearch vooral komen van monomestvergisting omdat de beschikbaarheid van hoogwaardige co-producten onzeker is en vergassingstechnieken tot 2030 waarschijnlijk geen grote rol zullen spelen. Voor mestvergisting zien wij drie haalbare varianten: kleinschalige monovergisting op bedrijfsniveau vanaf 15.000 ton rundveemest (variant 1 uit tabel 1), regionale monovergisting vanaf 40.000 ton rundveemest (variant 3 uit tabel 1) en centrale vergisting vanaf 50.000 ton varkens-, kippen- of rundveemest, co-vergisting of allesvergisting (variant 4 uit tabel 1). Een ‘hub-variant’ (variant 2 uit tabel 1) waarbij agrariërs ieder apart kleinschalig mest vergisten tot biogas en dit biogas regionaal opwaarderen tot groen gas achten wij minder haalbaar vanwege de hoge kosten per geproduceerde hoeveelheid groen gas en de complexiteit van deze variant.

Om de andere varianten voor 2030 voldoende op te kunnen schalen, moeten verschillende barrières worden geslecht. De overheid kan hierbij een grote rol spelen door bijvoorbeeld de onderstaande punten op te pakken: