Wordt het nog wat met hernieuwbare waterstof in Nederland?

Enkele jaren geleden waren de verwachtingen voor hernieuwbare waterstof in Nederland hoog. De combinatie van grootschalige offshore wind, sterke zeehavens en een omvangrijke industriële sector leek Nederland een gunstige positie te geven binnen de toekomstige Noordwest-Europese hernieuwbare waterstofmarkt. Inmiddels blijkt de ontwikkeling weerbarstiger. De doelstellingen voor elektrolysecapaciteit zijn naar achteren geschoven, hernieuwbare waterstofprojecten komen nauwelijks van de grond en afnemers zijn slechts beperkt bereid om de forse meerkosten van hernieuwbare waterstof te dragen.

Tegelijkertijd zijn de EU-doelstellingen ambitieus. De Renewable Energy Directive III (RED III) creëert doelstellingen voor het gebruik van hernieuwbare waterstof en waterstofdragers (zoals synthetische brandstoffen), in RED III gedefinieerd als renewable-fuels-of-non-biological-origin (RFNBO). RED III schrijft voor dat in 2030 ten minste 42% van de gebruikte grijze waterstof in de industrie uit RFNBO’s moet bestaan. In de transsportsector moet in 2030 1% van de geleverde brandstoffen RFNBO’s zijn. Daarnaast schrijft ReFuelEU Aviation een minimumaandeel synthetische luchtvaartbrandstoffen (e-SAF) voor vanaf 2030.

Op papier suggereren de EU-doelstellingen een snelgroeiende behoefte aan RFNBO’s, maar deze staan niet synoniem voor hernieuwbare waterstof. Hoewel dit een essentiële component vormt voor de productie van RFNBO’s, bestaan de uiteindelijke producten vaak uit een mengsel van hernieuwbare waterstof met andere elementen, zoals koolstof uit CO₂. De vraag naar RFNBO’s vertaalt zich daarom niet één-op-één in een vraag naar hernieuwbare waterstof. De hoeveelheid hernieuwbare waterstof die nodig is, verschilt per toepassing en hangt af van de samenstelling van het eindproduct en de efficiëntie van het productieproces. In dit rapport onderzoeken we daarom niet alleen in hoeverre in Nederland een markt voor RFNBO’s ontstaat, maar vooral welke impliciete vraag naar hernieuwbare waterstof daaruit voortvloeit. Op basis van de EU RFNBO-doelstellingen ramen we uit welke sectoren deze vraag naar 2030 toe afkomstig is en in welke mate de hernieuwbare waterstofmarkt zich verder kan ontwikkelen.

Tenzij anders vermeld, bedoelen we in dit rapport met waterstof hernieuwbare waterstof. Waterstof die is geproduceerd uit fossiele grondstoffen zonder afvang van CO₂ duiden we consequent aan als grijze waterstof.

RFNBO’s zullen in Nederland een selectieve en begrensde rol spelen in de energietransitie. Waar RFNBO’s pre-covid werden gezien als een breed toepasbaar instrument om de transsportsector en industrie te verduurzamen, is inmiddels duidelijk dat deze veronderstelling niet houdbaar is. De kern van dit inzicht is dat RFNBO’s te duur zijn en de vereisten aan de productie te complex waardoor deze niet op gang komt.

Dit maakt RFNBO’s ongeschikt als generieke verduurzamingsroute. De waarde van RFNBO’s ligt daarom niet in grootschalige toepassing, maar in doelgerichte toepassing in specifieke niches: daar waar elektrificatie niet mogelijk of te kostbaar is, of waar RFNBO’s essentieel zijn als moleculaire grondstof. Dit impliceert dat de totale vraag naar RFNBO’s in Nederland lager zal liggen dan in eerdere beleids- en scenarioverkenningen werd aangenomen.

Ook blijkt dat de productiekosten van RFNBO’s sterk uiteenlopen. In landen met gunstige omstandigheden voor hernieuwbare elektriciteit kunnen RFNBO’s aanzienlijk goedkoper worden geproduceerd. Naar verwachting blijven geïmporteerde RFNBO’s uit deze landen, inclusief transportkosten, goedkoper dan binnenlands geproduceerde RFNBO’s.

Deze nieuwe realiteit is inmiddels ook terug te zien in de herpositionering van Nederland met betrekking tot de toekomstige markt voor RFNBO’s. De nadruk komt steeds duidelijker te liggen op Nederland als importland in plaats van productieland. Concreet vertaalt dit zich in de bijstelling van de doelstellingen voor de binnenlandse productiecapaciteit. De eerdere ambitie van 3 GW tot 4 GW elektrolysecapaciteit in 2030 met een doorkijk naar 8 GW in 2032 is in de herfst van 2025 in een kamerbrief aangepast naar 3 GW tot 4 GW in 2035. Volgens de overheid sluit deze bijgestelde ambitie beter aan bij de realistisch te verwachten vraag en de beschikbaarheid van infrastructuur op middellange termijn.

De vraag naar RFNBO’s zal naar 2030 toe vrijwel volledig voortkomen uit EU-doelstellingen die worden omgezet naar nationale verplichtingen. Zonder deze verplichtingen komt de vraag niet van de grond. Hernieuwbare waterstof is een factor 3 tot 4 keer duurder dan grijze waterstof. Bij RFNBO’s komt daar nog een factor bovenop. Vrijwillige vraag ligt daarom niet voor de hand.

Er bestaat echter een groot verschil tussen de EU-beleidsdoelstelling voor de industrie en de wettelijke afnameverplichting die Nederland aan exploitanten van industriële installaties die grijze waterstof gebruiken oplegt. RED III bepaalt dat in 2030 op lidstaatniveau 42% van de grijze waterstof die in de industrie wordt gebruikt, uit RFNBO’s moet bestaan. Nederland vertaalt deze doelstelling naar een wettelijke jaarverplichting van slechts 4% voor afzonderlijke industriële installaties (niet industrie als een sector) die meer dan 100 ton waterstof gebruiken per jaar.

Deze invulling is mogelijk omdat RED III een richtlijn is, en lidstaten daardoor flexibiliteit hebben bij de omzetting ervan in nationale wet- en regelgeving. Tussen de EU-doelstelling en de Nederlandse wettelijke afnameverplichting gaapt dus een aanzienlijk gat.

Daarnaast wordt een uitzondering voor ammoniakproducenten overwogen, waarbij slechts 40% van hun waterstofgebruik meetelt als grondslag. Omdat de ammoniaksector veruit de grootste waterstofgebruiker in de industrie is, beperkt deze uitzondering de verplichte afname aanzienlijk. Verder wordt er een 100% uitzondering overwogen voor geproduceerde waterstof in installaties die deels zijn gefinancierd met gelden uit het Europese Innovatiefonds en die per jaar 70% broeikasgasreductie bereiken op hun ammoniakproductie.

In de RED III wordt eveneens waterstof buiten beschouwing gelaten die:

1. wordt geproduceerd door industriële restgassen koolstofvrij te maken en wordt gebruikt ter vervanging van de specifieke gassen waaruit deze is geproduceerd;
2. wordt geproduceerd als bijproduct, of is afgeleid van bijproducten in industriële installaties.

Figuur 1 laat zien dat de ammoniakproducenten momenteel de grootste industriële gebruiker van grijze waterstof zijn. Uitzonderingen voor deze sector hebben daarom grote gevolgen voor de hoeveelheid RFNBO’s die onder de 4% wettelijke jaarverplichting vallen.

Raffinaderijen vallen in RED III grotendeels onder de transportsector omdat deze waterstof vooral wordt ingezet voor brandstoffenproductie voor transport. Alhoewel zij de grootste gebruikers van grijze waterstof in Nederland zijn, vallen zij dus niet onder industrie en dus ook niet onder de industriële EU-doelstelling van 42%.

In het huidige wetsvoorstel dat bij de Tweede Kamer ligt, start de wettelijke jaarverplichting in 2027 met 0,2%. Zoals in figuur 2 is weergegeven, loopt deze op via een ingroeipad naar 4% in 2030, en daarna naar bijna 10% in 2035. Omdat exploitanten van industriële installaties de jaarverplichting telkens jaarlijks mogen doorschuiven, verwacht RaboResearch dat er in 2027 nauwelijks vraag naar waterstof is omdat die doorgeschoven wordt naar 2028. Het jaarlijks doorschuiven kan doorgaan tot 2032 wanneer er niet 100% maar slechts 80% kan worden doorgeschoven. Dit percentage wordt stapsgewijs afgebouwd. Dit geeft de exploitanten van industriële installaties enige flexibiliteit.

Er is meer flexibiliteit in het boekingssysteem ingebouwd. Zo kunnen bedrijven sparen als er een surplus wordt ingeboekt, en is er een versoepeling van de inboekregels in de eerste jaren. Ook kan een surplus worden verkocht aan een andere partij. Een tabel met de voorgestelde boekingssystematiek en flexibiliteitsmechanismen staat in Bijlage 1.

De Nederlandse invulling van RED III laat een verschil van 38 procentpunt zien tussen de wettelijke jaarverplichting van 4% voor industriële installaties en de EU-doelstelling van 42% op lidstaatniveau. Door slechts 4% te verplichten hoopt het kabinet dat dit verschil grotendeels vrijwillig wordt ingevuld. De verwachting is dat exploitanten, ondersteund door subsidieregelingen, vrijwillig meer RFNBO afnemen dan de wettelijke verplichting.

RaboResearch acht dit scenario onwaarschijnlijk. De ontwikkeling van de waterstofmarkt verloopt bijzonder traag, terwijl veel waterstofprojecten te maken hebben met oplopende kosten, uitstel en zelfs afstel. Ook heeft de Nederlandse industrie al te maken met hoge energiekosten en zware mondiale concurrentie.

Daarnaast verwacht RaboResearch dat de huidige subsidieregelingen onvoldoende zijn om de volledige groene premie, het prijsverschil tussen grijze waterstof en RFNBO's, te compenseren. Ook het ministerie van Klimaat en Groene Groei (KGG) erkent dat in de Memorie van Toelichting.

De relatief beperkte jaarverplichting weerspiegelt daarmee de worsteling van de overheid tussen klimaatambitie, betaalbaarheid en het behoud van de internationale concurrentiepositie van de Nederlandse industrie. In de praktijk lijkt de overheid te erkennen dat een hogere wettelijke verplichting op korte termijn tot aanzienlijke kosten voor de industrie leidt. Dat geldt temeer omdat verschillende andere EU-lidstaten ervoor hebben gekozen geen nationale verplichting voor industriële waterstofgebruikers in te voeren. In die landen is de benodigde opschaling van RFNBO-gebruik dus 100% afhankelijk van vrijwillige marktontwikkeling en ondersteunend beleid.

Over de ammoniakuitzonderingen (waardoor de grondslag zou afnemen) was een consultatie gaande in de eerste helft van 2026. Zolang deze details niet zijn vastgesteld, blijft het lastig om de exacte vraag te bepalen. Ervan uitgaande dat de uitzonderingen er komen en dat er verder niks wijzigt, hebben wij gebruikgemaakt van de inschatting van CE Delft en TNO die het KGG in zijn Memorie van Toelichting hanteert.

Als Nederland wil voldoen aan de EU-doelstelling van 42%, dan is er in 2030 maximaal 254 kt waterstof nodig, waarvan 245 kt á 252 kt vrijwillige vraag en dus 9 kt totale verplichte industriële vraag. Maar de ammoniaksector zou door hoge energiekosten ook over kunnen gaan op import van ammoniak. Dan zou ook de resterende grondslag voor ammoniak in theorie weg kunnen vallen. In dat geval komt de maximale totale verplichte industriële vraag uit op 3 kt (uitgaande van een wettelijke jaarverplichting van 4%), zie tabel 1.

Gezien de doorschuifmogelijkheid zou de industrie in 2030 gebruik kunnen maken van de 2% jaarverplichting uit 2029. In dat geval vermindert de waterstofvraag tot 2 kt á 5 kt.

Aangenomen dat er nauwelijks een vrijwillige vraag is naar hernieuwbare waterstof, blijft de EU-doelstelling van 42% dus volgens RaboResearch ver buiten bereik. Dit geldt temeer omdat de nog onbekende gevolgen van niet-naleving zich moeilijk laten inschatten. Aan het niet behalen van de doelstelling kunnen op lidstaatniveau consequenties worden verbonden, maar de aard en omvang daarvan hangen uiteindelijk af van politieke besluitvorming en de handhaving door de EU.

Voor de transportsector geeft de RED III lidstaten de keuze aan welke norm het wil voldoen:

1. Een minimum verbruik van 29% hernieuwbare energie in de transportsector in 2030; of
2. Een broeikasgasketenemissiereductie van 14,5% in 2030 ten opzichte van fossiele brandstof.

Nederland heeft gekozen voor de tweede optie. Ketenemissies zijn alle emissies die worden uitgestoten van bron tot gebruik. Een andere RED III-norm is dat ongeacht de keuze voor de eerste of tweede optie, de brandstoffenplas van de transportsector voor minimaal 1% uit RFNBO’s moet bestaan. Omdat de RED III een administratieve dubbeltelling van RFNBO’s toestaat, komt het doel in de praktijk neer op 0,5%.

De Nederlandse keuze voor een broeikasgasketenemissiereductiedoelstelling betekent ook dat het ministerie van Infrastructuur en Waterstaat (IenW) beleid maakt op broeikasgasketenemissiereductie in plaats van op brandstofvolumes. Hiervoor heeft IenW, in tegenstelling tot andere lidstaten, een zeer granulair systeem opgetuigd: de brandstoftransitieverplichting (BTV).

In dit systeem moeten brandstofleveranciers de ketenemissies van alle brandstoffen die de transportsector gebruikt, oftewel de brandstoffenplas, reduceren door hernieuwbare brandstoffen te leveren aan de transportsector. Deze verplichting geldt voor gespecificeerde brandstoffen die worden geleverd aan drie transport-sub-sectoren. Dit zijn:

1. Land (wegmobiliteit, mobiele- en landbouwmachines en de pleziervaart);
2. Binnenvaart;
3. Zeevaart.

De luchtvaart valt geheel buiten de BTV en kent een eigen regeling.

De brandstofleveranciers moeten aantonen dat zij voldoen aan de opgelegde verplichting. Dit gebeurt door emissiereductie-eenheden (ERE’s) in te boeken die zij krijgen als ze hernieuwbare energie leveren en daardoor ketenemissies reduceren. Een ERE staat gelijk aan 1 kg broeikasgasemissiereductie in de keten. Een uitgebreide uitleg van dit systeem staat in het artikel Van HBE’s naar ERE’s – ook particulieren en kleinere bedrijven kunnen nu geld verdienen met elektrisch rijden.

Voor RFNBO’s zijn er twee typen emissiereductie-eenheden:

1. ERE-R’s: RFNBO’s, die direct worden ingezet als brandstof in de transportsector;
2. RARE’s: hernieuwbare waterstof die wordt gebruikt in het raffinageproces van fossiele- en biobrandstoffen voor de transportsector. De inzet van hernieuwbare waterstof in het raffinageproces wordt ook wel de raffinageroute genoemd.

Voor de directe inzet van RFNBO’s en de raffinageroute gelden de ketenemissiereductiedoelstellingen per transport-sub-sector zoals weergegeven in tabel 2.

Zoals te zien is, dient er een bepaalde ketenemissiereductie te worden gerealiseerd met RFNBO’s per transport-sub-sector. Daarvan mag een maximum worden gerealiseerd via de raffinageroute. De reden hierachter is dat het kabinetsbeleid de directe inzet van RFNBO’s prefereert boven de raffinageroute. In de raffinageroute wordt hernieuwbare waterstof ingezet bij de productie van fossiele- en biobrandstoffen die uiteindelijk bij verbranding gewoon broeikasgassen uitstoten. De verwachting is dat de brandstofleveranciers wegens allerlei additionele kosten en complicaties die komen kijken bij de productie en distributie van RFNBO’s als brandstof, een sterke voorkeur hebben voor de raffinageroute. Een RARE-maximum begrenst deze mogelijkheid.

Voor de binnenvaart en zeevaart ligt de ketenemissiereductiedoelstelling met ERE-R’s precies op de maximaal toegestane inzet van RARE’s. RaboResearch verwacht dat hier de ketenemissiereductiedoelstelling met waterstof dus nagenoeg in zijn geheel wordt gerealiseerd via de raffinageroute. Dit geldt echter niet voor transport per land. Hier zal dus de inzet van RFNBO’s nodig zijn om de ketenemissiereductiedoelstelling te behalen. Er is helaas geen doorkijk gemaakt door het IenW voor de jaren na 2030 zoals dat wel het geval is voor de industrie. Het is dus onbekend hoe de ketenemissiereductiedoelstelling zich daarna gaat ontwikkelen.

Omrekenen van het ketenemissiereductiedoel naar waterstof is lastig omdat er veel assumpties moeten worden gemaakt zoals de grootte en samenstelling van de brandstoffenplas in 2030 en de broeikasgasemissiereductie van waterstof of RFNBO’s ten opzichte van de fossiele brandstoffen die zij vervangen.

TNO heeft een inschatting gemaakt van de energiewaarden die horen bij de ketenemissiereductiedoelstelling per transport-sub-sector. In tabel 3 is de RFNBO-afname naar sub-sector uitgesplitst. De totale ketenemissiereductiedoelstelling komt overeen met een verbruik van 7,5 Petajoule (PJ) RFNBO’s.

RaboResearch verwacht net als TNO dat de transportsector 48,5 kt via de raffinageroute invult. Dat betekent dat daar waterstof wordt gebruikt. Alleen de sub-sector Land heeft een restant van 0,31% ketenemissiereductie dat met directe RFNBO-inzet moet worden ingevuld. Maar ook hier neemt TNO aan dat dit vehikels betreft met brandstofcellen die pure waterstof nodig hebben. De RFNBO-vraag in de transportsector wordt dus geheel met waterstof ingevuld. In totaal zal de waterstofvraag uit de drie sub-sectoren 63 kt waterstof bedragen.

Mochten de doelen na 2030 worden opgehoogd, dan is er nog veel ruimte beschikbaar in de raffinageroute. In theorie kan hernieuwbare waterstof alle grijze waterstof die in de raffinageroute wordt gebruikt, kunnen vervangen. In 2024 verbruikte de raffinagesector in Nederland 434 kt waterstof.

De luchtvaart valt geheel buiten de BTV. Voor deze sector is de ReFuelEU Aviation van toepassing. Dit is geen richtlijn maar een EU-verordening en biedt geen flexibiliteit. Het legt een e-SAF (kerosine gemaakt met waterstof) mengverplichting op aan de toeleveranciers van vliegtuigbrandstof. Zoals te zien is in figuur 3, start de e‑SAF-bijmengverplichting op 1,2% in 2030 en stijgt naar 5% in 2035. ReFuelEU Aviation staat toe dat de verplichting gemiddeld over 2030-2031 wordt ingevuld, waardoor een deel kan worden doorgeschoven naar 2031. Volledige verschuiving is echter niet toegestaan: in 2030 geldt een minimum van 0,8% e‑SAF.

De boete op het niet nakomen van de mengverplichting is hoog en bestaat uit twee keer het verschil in prijs tussen kerosine en e-SAF plus de last om alsnog aan de bijmengverplichting te voldoen in het daaropvolgende jaar.

Wat de luchtvaart betreft moet er een inschatting worden gemaakt van het kerosineverbruik in 2030. Maar als proxy wordt hier het verbruik in 2024 genomen. Nederland verbruikte in 2024 150 PJ kerosine oftewel 3.500 kiloton. In 2030 moet minimaal 0,8% van het verbruikte volume e-SAF zijn. Dat betekent dat er 28 kt e-SAF nodig is. Het aandeel waterstof in e-SAF is ongeveer 20% inclusief systeemverliezen. Voor 28 kt e-SAF is dus minimaal 5,6 kt waterstof nodig. RaboResearch gaat er gezien het feit dat er nauwelijks e-SAF-aanbod is, van uit dat het minimum wordt gedaan.

Bij elkaar opgeteld ligt de verplichte afname van waterstof tussen de 73 kt en 78 kt in 2030. Hierbij wordt ervan uitgegaan dat de ammoniaksector geen ammoniak gaat importeren. Met 68 kt speelt de transportsector de hoofdrol, zoals figuur 4 laat zien. De invulling van de wettelijke jaarverplichting wordt naar verwachting sterk geconcentreerd via de relatief kostenefficiënte raffinageroute. Circa 48 kt van de totale verplichte afname wordt daarom via deze route ingevuld. De verplichte afname van de industrie blijft daarmee in vergelijking zeer beperkt.

Hoeveel elektrolysecapaciteit is er nodig om 73 kt waterstof te produceren? Uitgaande van 58 kWh/kg hernieuwbare waterstof, 4.500 vollasturen per jaar, is er ongeveer 1 GW geïnstalleerde elektrolysecapaciteit nodig. Net zo min als de overheid verwacht RaboResearch niet dat Nederland alle benodigde elektrolysecapaciteit zelf kan realiseren. Dit betekent dat veel RFNBO's uit het buitenland moeten worden geïmporteerd om in de vraag te voorzien.

Naar 2030 toe ontstaat in Nederland naar verwachting een zeer beperkte markt voor RFNBO’s en dus ook voor waterstof. Deze markt wordt vooral gedreven door wettelijke jaarverplichtingen. De vraag concentreert zich waarschijnlijk in raffinage, e-SAF en enkele bestaande industriële toepassingen. Vrijwillige afname door de industrie blijft beperkt zolang het kostenverschil met grijze waterstof niet wordt overbrugd.

Ook na 2035 ligt een brede versnelling niet voor de hand. Hogere doelstellingen voor het gebruik van hernieuwbare waterstof vergroten weliswaar de potentiële vraag, maar leiden niet per saldo tot fysieke afname. Daarvoor moet voldoende gecertificeerd aanbod beschikbaar komen tegen kosten die afnemers kunnen dragen. Als de EU-productiecriteria grotendeels ongewijzigd blijven en lidstaten de RED III-doelstellingen voornamelijk via vrijwillige bijdragen proberen te realiseren, verwacht RaboResearch dat RFNBO’s schaars en duur blijven. Dat beperkt de vrijwillige vraag en houdt de kosten hoog voor verplichte partijen.

Nederland staat hierin niet alleen. Ook andere EU-lidstaten worstelen met deze problemen. Hieraan ligt een breder beleidsdilemma ten grondslag. De EU wil vooroplopen bij de verduurzaming, maar ziet tegelijkertijd dat de betaalbaarheid en internationale concurrentiekracht onder druk staan. Dat gebeurt op een moment waarop geopolitieke onzekerheid en relatief hoge energieprijzen het EU-investeringsklimaat al bemoeilijken.

Voor individuele lidstaten ontstaat hierdoor een dilemma. Een snelle en strikte omzetting van RED III in nationale wettelijke verplichtingen verhoogt de kosten verder voor de eigen industrie. Als andere lidstaten minder vergaande wettelijke verplichtingen invoeren of langer wachten, kan dat leiden tot concurrentienadelen binnen de Europese interne markt. Lidstaten met een energie-intensieve industrie zoals Nederland hebben er daarom baat bij om eerst af te wachten, zodat er geen maatregelen worden ingevoerd die de concurrentiepositie van de eigen industrie te zeer ondermijnen.

Vanuit het perspectief van afzonderlijke lidstaten is deze terughoudendheid begrijpelijk. Op Europees niveau werkt zij echter verlammend. Hierdoor komt de markt voor RFNBO’s slechts langzaam op gang. Tot 2035 blijft hernieuwbare waterstof daarom waarschijnlijk vooral een door beleid gedreven nichemarkt. Ook daarna is een brede doorbraak niet waarschijnlijk.

Centraal in de Nederlandse aanpak staan HWI’s. Eén HWI vertegenwoordigt één gigajoule, oftewel 8,3 kg aantoonbaar ingezette RFNBO. Exploitanten die jaarlijks meer dan 0,1 kt waterstof gebruiken vallen onder de jaarverplichting en moeten jaarlijks voldoende HWI’s op hun rekening hebben.

De regeling biedt flexibiliteit. In de eerste jaren mag de jaarverplichting volledig worden doorgeschoven naar latere jaren. Ook kunnen surplus HWI’s binnen de wettelijke grenzen worden gespaard of verhandeld aan andere verplichtinghouders. Het toegestane spaarvolume wordt bepaald aan de hand van de jaarverplichting en het aantal ingeboekte HWI’s, waarbij voor het surplus een maximum van 80% geldt. Voor installaties die nog geen toegang hebben tot waterstofinfrastructuur gelden tot 2033 versoepelde inboekregels.

HWI’s die voortkomen uit het gebruik van RFNBO’s, zoals hernieuwbare ammoniak, mogen alleen worden ingezet om de eigen verplichting na te komen. HWI’s uit de directe inzet van hernieuwbare waterstof zijn daarentegen verhandelbaar. Voor HWI’s die boven op de wettelijke verplichting worden gegenereerd, kan financiële compensatie worden verkregen. De vergoeding komt tot stand via een tender. Voor de regeling is 662 miljoen euro beschikbaar gesteld.