Geothermie: van bewezen technieken tot luchtfietserij

Aardwarmte (geothermie) mag zich de laatste tijd wereldwijd verheugen in een toenemende interesse. Dit komt door een aantal breed onder de aandacht gebrachte operationele successen, met name in de VS, en door een IEA-rapport dat zich bijzonder optimistisch uitlaat over zogenaamde “next-generation” geothermie.

Maar wereldwijd levert geothermie op dit moment nog niet 1% van de primaire energievraag. Het betreft hier ongeveer 300 petajoule (PJ) aan elektriciteit (voornamelijk in vulkanische gebieden met een hoge geothermische gradiënt) en 1.100 PJ aan directe warmte (waarvan ruim de helft uit bodemwarmtepompen). Maar met voldoende overheidssteun, investeringen en kostendalingen zou, volgens het IEA, geothermie in 2050 tot maar liefst 8% van de mondiale elektriciteit en tot 9% van de industriële warmtevraag kunnen leveren.

In dit artikel wordt een kort overzicht gegeven van de verschillende technieken voor geothermie en wordt een inschatting gemaakt van hun potentieel, specifiek voor Nederland. Hierbij ligt de nadruk op warmte, gezien het geringe potentieel voor elektriciteit uit geothermie in Nederland.

Vijf soorten aardwarmte-winning.

1.  Bodemenergie betreft zeer ondiepe, zowel gesloten (closed loop) systemen, als open systemen (WKO; warmte/koude-opslag). Dit is aardwarmte waarin individuele gebouwen verwarmd (en in de zomer gekoeld) worden door bodemwarmtepompen. Voordeel boven lucht- of water-warmtepompen is dat de input-temperatuur, onttrokken aan grondwater uit dieptes van tientallen tot maximaal een paar honderd meter, stabiel is, wat de prestatie (coefficient of performance of COP) ten goede komt. Nadeel is de aanschafprijs.

Bij open systemen wordt na het koelen van het erboven liggende gebouw in de zomer het opgewarmde water in ondiepe poreuze zand-reservoirs gepompt. In de winter wordt dit opgewarmde water dan weer opgepompt om het gebouw, na opwaardering door een warmtepomp, te verwarmen.

Op dit moment is de totale mondiale warmteproductie uit bodemwarmte al groter dan die van conventionele geothermie uit diepere aardlagen. Het IEA verwacht een behoorlijke mondiale groei van dit soort warmtepompen, tot een factor vijf in 2050.

Mede dankzij de EPC-bouwnorm (EPC: energieprestatiecoëfficiënt) is Nederland hierin een van de voorlopers. In 2023 leverden alleen al de circa 3.500 warmte/koude-opslagsystemen in Nederland 6,6 PJ; dat is ruim 2% van het eindverbruik van hernieuwbare energie. De ambitie is om in 2050 100.000 van dit soort warmte/koude-opslagsystemen te hebben in Nederland.

2.  Conventionele geothermie is geothermie zoals die ook in Nederland bekend is, waarin doubletten geboord worden in poreuze en permeabele reservoir-gesteenten op enige kilometers diepte. Warmte uit formatiewater uit dat reservoir wordt gewonnen zodra het aan het oppervlak uit de productieput komt en door een warmtewisselaar gevoerd wordt. Vervolgens wordt het afgekoelde water door injectieputten weer teruggevoerd naar een ander locatie in hetzelfde reservoir.

Op plekken in de wereld met een hoge geothermische gradiënt (bijvoorbeeld de ‘ring-of-fire‘-landen, rift zones en andere gebieden met een verdunde aardkorst) kan er ook winstgevend elektriciteit gecreëerd worden, ondanks de lage omzettingsefficiëntie van warmte naar elektriciteit. Hierin is Californië voorloper.

Wat betreft warmte-doeleinden uit geothermie is volgens de IEA de mondiale technische potentie erg groot (322 TW met temperaturen >90°C). In de praktijk wordt de groei vaak gefrustreerd door de moeilijkheden bij het aanleggen van warmtenetten (China is de positieve uitzondering).

In Nederland leverden 28 productieputten (veelal als deel van productie/injectie-doubletten) ongeveer 7,9 PJ in 2024, hoofdzakelijk gerealiseerd in de glastuinbouw. Gezien de door het ontwerp-wetsvoorstel Wet collectieve warmte (Wcw) opgeroepen frustraties om nog te investeren in warmtenetten, blijven projecten in de gebouwde omgeving een uitzondering. De ambitie om 500.000 nieuwe aansluitingen op warmtenetten in 2030 en 2,6 miljoen aansluitingen in 2050 te realiseren, lijkt onrealistisch. De ambitie voor conventionele geothermie is in Nederland al teruggeschroefd. Het huidige doel van het ministerie van Klimaat en Groene Groei is om in 2030 een bescheiden 15 PJ aardwarmte uit conventionele geothermie te realiseren.

3.  Enhanced Geothermal Systems. Het IEA bracht recent een rapport uit waarin veel waarde toegekend wordt aan de “next-generation” geothermie. Next-generation staat hier voor Enhanced Geothermal Systems (EGS) en Advanced Geothermal Systems (AGS). Zowel EGS als AGS hebben het voordeel dat zij in principe geothermie mogelijk maken in alle gesteenten, dus ook in non-poreuze en impermeabele gesteenten zoals bijvoorbeeld graniet. Het zou dus overal toegepast kunnen worden.

EGS zijn put-configuraties waarin de connectie tussen de injector-put en producer-put verwezenlijkt wordt door permeabele breukjes, hetzij van nature al aanwezig, hetzij door mensenhand geïnduceerd door middel van fracking. Bij EGS is het fracture netwerk een ondergrondse warmtewisselaar.

Er wordt al meer dan 50 jaar geëxperimenteerd met EGS-systemen (bekende voorbeelden zijn Fenton Hill en Soultz). Het Amerikaanse bedrijf Fervo heeft in haar Cape Station project (Utah) voor het eerst een hoge fluid rate gemeten (107 kilogram per seconde tijdens een test van een maand). Dit komt overeen met een elektrisch vermogen van 10-20 MW. Hardnekkige problemen blijven:

• de ‘sustainability’: blijven de flow rates en temperaturen hoog, of is er een short-circuit gecreëerd tussen de putten?;
• de ‘replicability’: kan het fracking-protocol uit deze put gekopieerd worden in andere putten of blijft succesvolle fracking toch een geval van hit-and-miss?;
• de mogelijke geïnduceerde seismiciteit die gepaard gaat met het fracken (aardbevingen in het Zwitserse Basel en het Zuid-Koreaanse Pohang zijn goed gedocumenteerd);
• daarnaast zijn de relatief hoge kosten een probleem.

Nederland heeft, terecht, geen ambities op het gebied van EGS. Het potentieel lijkt vooralsnog het grootst in de Verenigde Staten waar, naast een in sommige gebieden hoge geothermische gradiënt, de kosten van het boren en fracken relatief laag zijn, dankzij de vele ervaring hiermee in de olie- en gas-industrie.

4.  Advanced Geothermal Systems (AGS). AGS is een closed loop-systeem waarin een vloeistof door een gesloten systeem van diepe putten stroomt en warmte door conductie (geleiding) uit het nevengesteente opneemt. De ondergrondse warmtewisselaar is in dit geval dus het totale oppervlak van de put-configuratie zelf. Voordeel is dat er geen contaminatie(risico) van aquifiers is, geen geïnduceerde seismiciteit, en dat het in principe overal kan worden toegepast. De warmte- en/of elektriciteits-opbrengst kan redelijk goed voorspeld worden (als alle ondergrondse verbuizing ten minste goed aangesloten is, iets wat door het vereiste precisieboren geen sinecure is).

In het Duitse Geretsried is het Canadese bedrijf Eavor begonnen met een grootschalig AGS-project. Het is de bedoeling om vele tientallen, zo niet honderden, kilometers horizontaal te boren op 4,5 kilometer diepte. Dit is makkelijk op te schrijven, maar extreem moeilijk om uit te voeren – en bovenal ontzettend duur. De totale kosten van dit project worden geschat op maar liefst €300 mln.

Ook in geval van succes, zal het project niet meer dan 64 MW_thermisch en 8,2 MW_electrisch opleveren; een zeer beperkte opbrengst voor zulke hoge kosten. De energieopbrengst bij AGS is structureel laag omdat het gelimiteerd wordt door de (lage) warmte-conductiviteit van gesteenten. Het project wordt gedeeltelijk gefinancierd met €92 mln uit het EU Innovatie Fonds – een subsidie drama in wording.

Bedrijven zoals Fervo (EGS) en Eavor (AGS), die samen ongeveer €700 mln aan kapitaal opgehaald hebben (waaronder substantiële subsidies), portretteren zichzelf graag als scale-ups (met de daarbij behorende kapitaalbehoeften), maar zitten eigenlijk nog steeds in de startup fase. Mogelijke commercialisering is zeker nog niet bewezen en lijkt met name voor AGS uitermate onwaarschijnlijk. Het businessmodel van dit soort bedrijven lijkt vooralsnog om als moonshot een graantje mee te pikken in de portfolio van de grote subsidie- en kapitaalverstrekkers. Daar halen zij geld binnen op basis van FOMO (Fear-of-Missing-Out), Hopium (“het zou zo mooi zijn als dit werkt”) en OPM (Other People’s Money).

Het IEA schetst een beeld van enorme potentiële groei uit EGS en AGS (next-generation geothermie). Volgens het IEA kunnen, met de juiste government incentives, een hoge transfer van kennis en kunde uit de olie- en gasindustrie en economies-of-scale, de kosten tot wel 80% gereduceerd worden en dat al in 2035. Dat lijkt bijzonder onrealistisch. Bij deze kostenreductie berekent het IEA een mondiaal, technisch mogelijk geïnstalleerd vermogen in 2050 van een duizelingwekkende 600 TW.

Hier moeten echter een paar belangrijke aantekeningen bij gemaakt worden. Ten eerste zou 50% van deze 600 TW gewonnen moeten worden uit gesteenten dieper dan 7 kilometer (en 93% dieper dan 5 kilometer). Aangezien kosten exponentieel toenemen met diepte zijn dit vooralsnog geen dieptes waar geothermie commercieel kan worden toegepast. In Nederland zijn alleen de putten Luttelgeest-1, Uithuizermeeden-2 en Tjuchem-2A dieper dan 5 kilometer geboord, en alleen Tjuchem-2A bereikte de 6 kilometer. En deze putten waren vele malen duurder dan een standaard Rotliegend put op 3-4 kilometer diepte.

Daarnaast neemt het IEA een uitermate hoge recovery factor van 20% aan, dat wil zegen dat 20% van alle technisch ‘in-place‘ potentieel ook echt winbaar is. Na een marktfilter blijven er in het IEA-rapport van die 600 TW nog 800 GW in 2050 over, nog steeds een zeer respectabele hoeveelheid energie (ter vergelijk, op dit moment is de mondiaal geïnstalleerde capaciteit voor elektriciteit uit geothermie slechts 15 GW).

Vermoedelijk ligt wensdenken ten grondslag aan de grote kostenreducties die het IEA hier in principe mogelijk acht. Het boren van geothermieputten maakt al lang gebruik van de kennis en efficiëntie die met het boren van olie- en gasputten is opgedaan. En in de olie- en gasindustrie zijn reeds zoveel putten geboord dat men al heel hoog op de learning curve zit.

5. Tenslotte is er superkritische-vloeistofgeothermie bij (water-)temperaturen boven 374°C. Dit is interessant omdat superkritische vloeistoffen zowel een zeer hoge warmtecapaciteit als een hoge mobiliteit hebben. Superkritische-vloeistofgeothermie is echter nog in een vroeg onderzoeksstadium. Onderzoek wordt gedaan in IJsland, op de flank van de Newberry vulkaan in Oregon (Mazama), in Japan en in het vulkanische Toscane, Italië. Hier liggen de uitdagingen vooral bij materialen waarmee bij deze extreem hoge temperaturen geboord en geproduceerd kan worden.

Wat is er relevant voor Nederland?

Ondanks dat Nederland al voorloper is op het gebied van open bodemenergie-systemen, is er nog zeer veel groeipotentieel. Ook zal de vraag naar koeling in de zomers en seizoensgebonden warmte-opslag alleen maar toenemen. Helaas zal de ambitie om in 2050 100.000 warmte/koude-opslagsystemen operationeel te hebben bemoeilijkt worden door beperkingen vanwege stedelijke inpassing, gebrek aan relevante arbeidskrachten en de relatief hoge upfront kosten. Ook gesloten systemen met warmtepompen met hun relatief hoge COP’s en hoge koelvermogen kunnen een significante bijdrage aan de energietransitie leveren.

Wat betreft conventionele geothermie onderzoekt EBN met haar SCAN– project waar dit in Nederland allemaal toegepast kan worden. Maar we kunnen nu al stellen dat de hotspots voor conventionele geothermie voornamelijk in het daarvoor ideale bekken in West-Nederland zullen liggen en voor een groot gedeelte ten goede zullen komen aan de glastuinbouw. Een aantal andere, kleinere gebieden in Nederland zullen ook interessant zijn voor conventionele geothermie. Indien mogelijk moeten de doubletten aan warmte-koude opslag gekoppeld worden zoals nu al gebeurt aan de Technische Universiteit Delft, zodat de diepere geothermie putten het hele jaar door optimaal kunnen produceren.

In verband met conventionele geothermie moet – zijdelings – ook lithium-extractie worden aangestipt. Dit trekt internationaal momenteel veel aandacht. In Nederland is het echter onwaarschijnlijk dat lithium commercieel uit geothermische putten gewonnen kan worden: Nederland ligt simpelweg niet in de buurt van de primaire, magmatische opwerkingsprocessen. In de Frans/Duitse Boven-Rijn Rift staan verscheidene geothermische bedrijven wel al in de startblokken om lithiumcarbonaat te leveren aan de auto-industrie. De winning van waterstof uit aardwarmteputten, waar in Duitsland ook aan gedacht wordt, is commercieel oninteressant.

Voor elektriciteit uit EGS en AGS is de Nederlandse geothermische gradiënt (~30°C per kilometer) te laag. Warmte kan in principe wel uit EGS en AGS gewonnen worden, maar conventionele geothermie kan veel goedkoper aan de warmtevraag voldoen. Dat met minder risico op geïnduceerde seismiciteit (in het geval van EGS) en minder risico op oneconomische putten. The jury is still out wat EGS betreft en Nederland kan rustig de ontwikkelingen blijven volgen.

Voor AGS lijkt er nauwelijks een commerciële toekomst te bestaan. De lage warmtegeleiding van gesteenten kunnen de hoge kosten eenvoudigweg niet rechtvaardigen. Eavor heeft een project voorgesteld in Tilburg-Noord. Het advies is om daar vooral niet aan te beginnen voordat de resultaten van het Duitse Geretsried binnen zijn. En Eavor lijkt vooralsnog terughoudend te zijn met het delen van voorlopige resultaten van Geretsried.

Superkritische-vloeistofgeothermie: In Nederland zou voor dit soort temperaturen dieper dan 10 kilometer geboord moeten worden. Dit is praktisch onuitvoerbaar op de tijdschaal van de energietransitie. Dit dient men dus over te laten aan landen met grote, vulkanisch-actieve gebieden.

Afsluitend

Concluderend kan worden gesteld dat alleen bodemenergiesystemen en conventionele geothermie interessant zijn voor Nederland. De andere technologieën (EGS, AGS, superkritische geothermie) zijn distracties, net zoals ultradiepe geothermie (UDG) jarenlang een distractie was. Wat EBN en TNO (met hun SCAN-project) nu zouden moeten doen is zo snel mogelijk aangeven waar in Nederland conventionele (70°C – 90 °C) geothermie kan worden ingezet waar de wat lagere-temperatuurgeothermie (~60°C), mogelijk opgekrikt door collectieve warmtepompen, haalbaar is en waar in Nederland men beter af is met (semi-)individuele warmtepompoplossingen.

Ook is het verbazend dat sommige technieken, zoals de winning van natuurlijke waterstof en closed loop-geothermie, die in de mainstream aardwetenschappelijke wereld met grote scepsis worden bezien, er in slagen, mede dankzij een enthousiaste fanbase op sociale media zoals LinkedIn, zoveel enthousiasme op te wekken en zoveel subsidies en investeringen binnen te halen. Er is niet zo heel veel afstand tussen het enthousiasme van onderzoekers voor interessante projecten met een heel lage kans van slagen en de tegen misleiding aanschurende verkoopverhalen van bedrijven die op zoek zijn naar (goedgelovige) investeerders. Met op de achtergrond een samenleving die zich oprechte zorgen maakt over klimaatverandering en de energietransitie en die bereid is hieraan subsidies te verlenen, meer ingegeven door een “het zou zo mooi zijn” dan een nuchtere analyse van het technische en, beperkte, commerciële potentieel.

Ook het IEA zou zich wel eens strikter mogen richten op het verstrekken van realistische scenario’s in plaats van het aanjagen van op hoop gestoelde, onwaarschijnlijke verwachtingen.