Geothermie in Nederland: het kan en moet anders

Gastartikel van Paul de Groot

In Nederland wordt 33% (414 PJ) van het totale gasverbruik gebruikt voor verwarming van gebouwen. Bij een gasprijs van € 47,38/GJ (het huidige prijsplafond incl. BTW) betekent dit dat we jaarlijks 19,6 miljard euro uitgeven aan gas om onszelf warm te houden. Geothermie, aardwarmte die gewonnen wordt uit poreuze, doorlatende lagen op dieptes groter dan 500 m, is een potentiële vervanger voor dit gasverbruik. De overheid heeft dan ook ambitieuze plannen voor geothermie en zet in op een exponentieel groeipad. In 2018 waren er 17 geothermische doubletten die gezamenlijk 3 PJ per jaar produceerden. De ambitie is dit te verhogen naar 50 PJ (175 doubletten) in 2030 en naar 200 PJ (700 doubletten) in 2050. Zoals vaker met ambitieuze duurzaamheidsplannen is de praktijk weerbarstig en is van een exponentiële groei vooralsnog geen sprake (Figuur 1).

Figuur 1. De ontwikkeling van geothermie blijft achter bij de ambities. Bron: Jaarverslag 2021 – Delftstoffen en aardwarmte in Nederland

Waar gaat het mis?
De focus in Nederland is op winning van water met temperaturen tussen de 70 en 100 ⁰C op 2 tot 3 km diepte. Warmte wordt gewonnen uit een doublet van twee putten die op brondiepte ongeveer 1.500 m uit elkaar staan (Figuur 2). In de productieput wordt warm water opgepompt om via een warmtewisselaar naar de eindgebruiker getransporteerd te worden. Het afgekoelde water wordt via de injectieput in dezelfde laag geïnjecteerd. Anders dan bij de winning van olie of gas wordt er dus geen materiaal onttrokken aan het reservoirgesteente; er wordt enkel vloeistof rondgepompt. Het ontwerp van het Nederlandse doublet is een kopie van installaties die bleken te werken rondom Parijs. De put-architectuur is in 2007 in Nederland geïntroduceerd en sindsdien niet wezenlijk veranderd. Installaties van dit type hebben een vermogen 10 – 15 MW, hetgeen voldoende is voor verwarming van zo’n 5.000 – 7.500 huizen.

Figuur 2. In een conventioneel geothermisch doublet ligt het ontwerp van tevoren vast. Er worden twee putten geboord: een productieput waarin warm water opgepompt wordt en een injectieput waarin het afgekoelde water terug in het reservoir wordt geïnjecteerd.

Het conventionele doublet heeft twee fundamentele problemen waardoor het: a) niet in heel Nederland toepasbaar is, en b) niet snel op te schalen is. Het eerste probleem heeft te maken met de ondergrond. Om het systeem economisch te laten renderen moet je honderden kubieke meters warm water per uur rondpompen. Dit vereist ideale geologische omstandigheden: een dikke, poreuze en doorlatende laag op de juiste diepte. Figuur 3 geeft de economische potentie van de Nederlandse ondergrond voor geothermie op basis van ontwikkeling volgens dit conventionele doublet. Slechts bepaalde delen van Zuid-Holland, Brabant en NW Nederland blijken geschikt te zijn voor deze vorm van geothermie.

Het tweede probleem is de schaalgrootte van het systeem. Een vermogen van 10 – 15 MW vereist een afnemer met een grote warmtevraag dichtbij de bron. Voorbeelden van dit soort afnemers zijn grote bedrijven in de glastuinbouw of wijken met meer dan 5.000 huizen. Voor de verwarming van wijken moet er een warmtenet aangelegd worden, hetgeen moeilijk realiseerbaar is in Nederland. Hoe moeilijk blijkt wel uit het huidige gebruik van geothermiesystemen. In 2021 waren 23 van de 26 producerende systemen in gebruik voor verwarming van kassen, 2 systemen produceerden warmte voor kassen én de bebouwde omgeving, en slechts 1 systeem werd alleen gebruikt voor verwarming van de bebouwde omgeving.

Ondanks deze matige resultaten blijft de overheid zich richten op de ontwikkeling van grootschalige, conventionele geothermiesystemen voor verwarming van de bebouwde omgeving. De Nederlandse staat lijkt het toekomstige verlies aan gasbaten te willen compenseren door zelf inkomsten te genereren uit geothermie. In de olie- en gaswinning participeert de overheid als een niet-operationele partner. In geothermie heeft zij zich een andere rol aangemeten. De overheid is de drijvende kracht achter projectontwikkeling en de staat lijkt voor te sorteren op het creëren van een nutsbedrijf dat energie gaat leveren aan burgers die van het gas gehaald gaan worden. In 2021 heeft Energie Beheer Nederland (EBN) samen met partners Shell, ENGIE, Vattenfall en HVC twee geothermieconcessies van samen 587 km² verkregen rondom Almere, Amsterdam-Zuid en Schiphol. Geologisch gezien een goede keus, maar om de warmte ook daadwerkelijk te gebruiken zullen er warmtenetten aangelegd moeten worden. Dat betekent dat hele wijken op de schop zullen moeten. De burger zal voor deze overlast geen goedkopere energie krijgen want de prijs wordt bepaald door de overheid en de energieleverancier, die samen de winst opstrijken. Initiatieven om in eigen beheer geothermische warmte te winnen zijn voor de burgers van Almere, Diemen en Amsterdam-Zuid inmiddels een gepasseerd station omdat de concessies vergeven zijn. Zonder instemming van de direct betrokken burgers is dit specifieke project alsook de hele strategie voor grootschalige geothermie gedoemd te mislukken.

Figuur 3. Economische potentie voor geothermie bij ontginning volgens het conventionele doublet. Bron: ThermoGis.

Hoe dan wel?
In plaats van grootschalige projecten die hoge-temperatuur warmtenetten (90 ⁰C) voeden zouden we ons in Nederland moeten richten op kleinschalige, midden-temperatuur (rond de 70 ⁰C) oplossingen die lokaal, in eigen beheer warmte winnen en distribueren. Een midden-temperatuur warmtenet is goedkoper dan een hoge-temperatuur net en 70 ⁰C is voldoende voor verwarming van de bebouwde omgeving. Bij een oplossing in eigen beheer betaalt de burger minder waardoor de acceptatie om te verduurzamen hoger is dan bij een door de staat geforceerde oplossing van bovenaf.

Tegen deze achtergrond is de Low Unit Cost (LUC) geothermieoplossing ontstaan. Een LUC installatie wint warmte uit dieptes tussen de 1.500 en 2.500 m. Het systeem is beduidend goedkoper dan een conventionele installatie en werkt met lagere drukken, waardoor een LUC minder geluid produceert, een lagere kans op seismische trillingen heeft en minder onderhoud vergt. LUC’s nemen weinig ruimte in beslag (enkele parkeerplaatsen), waardoor ze in de bebouwde omgeving geïntegreerd kunnen worden. Anders dan bij het conventionele doublet, ligt het ontwerp van een LUC niet van tevoren vast. Eerst wordt er een exploratieput geboord (Figuur 4). Deze put wordt uitvoerig doorgemeten en getest. Op basis van deze gegevens wordt besloten hoe de bron aangeboord moet worden om, onder lage druk, de warmtevraag te bedienen. Vervolgens wordt er een doublet geboord van twee horizontale putten. De lengte van de horizontale delen en de afstand tussen de parallelle horizontale delen zijn ontwerpparameters die uit de testgegevens volgen. Door dit dynamische ontwerp is het mogelijk ook bronnen die niet geschikt zijn voor conventionele winning te ontwikkelen. Mocht de exploratieput onverhoopt uitwijzen dat het reservoir op deze specifieke locatie ondanks grondige geologische voorstudie niet geschikt is, dan wordt het project gestopt. Het investeringsrisico van een LUC is daarom gelijk aan de kosten van de exploratieput, die tussen de 0.5 en 1 miljoen euro liggen. Bij een conventioneel doublet zijn de investeringskosten gelijk aan de kosten van de gehele installatie (20 – 35 miljoen euro).

Figuur 4. Bij een Low Unit Cost (LUC) system wordt eerst een exploratieput geboord en uitvoerig gemeten en getest. Op basis van die gegevens worden de injectie – en productieput zodanig ontworpen dat de installatie de gevraagde warmte onder lage druk kan leveren.

In Tabel 1 zien we belangrijke technische, financiële en commerciële parameters van twee representatieve, conventionele doubletten en twee gepubliceerde LUC-kandidaatlocaties [1, 2]. De geothermische bron in LUC Enschede is in zandsteen van de Tubbergenformatie. De bron in LUC Erica (bij Emmen) is in de Bentheimer zandsteenformatie. Ondanks dat deze locaties niet geschikt zijn voor ontwikkeling met een conventioneel doublet, scoren de LUC-projecten op alle commerciële parameters (Internal Rate of Return, Net Present Value, Profitability en Probability of Economic Success) vele malen beter dan representatieve conventionele systemen.

Tabel 1. Technische, financiële en commerciële parameters van twee representatieve, conventionele doubletten (ACL is Aardwarmte Combinatie Luttelgeest; HAL is Haagse Aardwarmte Leyweg) en twee kandidaat LUC-locaties (Enschede [1]; Erica [2]). De gegevens zijn uit december 2021 (voor energiecrisis en inflatie).

Conclusies
In de Nederlandse energietransitie kan geothermie een belangrijke rol spelen voor verwarming van de bebouwde omgeving. Echter als de overheid haar ambities wil realiseren moet er snel een koerswijziging plaatsvinden. Grootschalige projecten die top-down worden uitgerold, zonder dat de burger meeprofiteert, werken niet en zullen de kloof tussen overheid en burgers vergroten. Het is beter in te zetten op kleinschalige, coöperatieve oplossingen. Het LUC-concept kan in deze strategie een sleutelrol spelen omdat zij duurzame warmte kan leveren tegen een prijs die lager is dan alle alternatieven, inclusief gas.

Referenties:
[1]      Veenstra, E., de Groot, P., de Lange, J., Mol, A., and van den Heuvel, P. [2020]. Geothermal potential of the Tubbergen Formation in the Twente region of east Netherlands. Interpretation Journal, Nov. 2020.[2]      de Groot, P., Mol, A. and Veensta, E. [2020]. Harvesting Geothermal Energy with Low-Unit Cost Installations. The Leading Edge, Dec. 2020.

Auteur