Hoewel je geneigd zou zijn om bij aardwarmte vooral aan landen zoals IJsland, Filipijnen e.d. met veel vulkanisme te denken is er in Nederland - verrassend genoeg - een zeer hoog potentieel. In theorie zou op de lange termijn de totale Nederlandse energievraag ermee gedekt kunnen worden! Of dat ook doelmatig en betaalbaar is, zal nog moeten blijken.
Bij aardwarmte moet je al meteen onderscheid maken tussen (relatief) lage temperatuur warmte en hoge temperatuur warmte. De laatste wordt benut voor het opwekken van elektriciteit. Er is - in Nederland - nog geen ervaring mee want dit vereist zeer diepe en dus zeer kostbare boringen. TransMark heeft wèl een concessie ("Friesland", inclusief puntje Noordoostpolder) voor ultradiepe geothermie. Tijdens deze sessie is daar niet specifiek op ingegaan. De literatuur vermeldt dat er dan geboord wordt naar "Hot Dry Rock" en dat onder gunstige omstandigheden met temperaturen van > 220° C stoom wordt verkregen, waarbij pompen niet meer nodig zou zijn en elektriciteit met een goed rendement wordt opgewekt. Maar in Nederland zul je dan mogelijk wel 6 of 7 KM diep moeten boren! Exorbitant kostbaar, nu nog...
Zoals de naam, HDR al aangeeft; het gaat hier om droge aardlagen waarbij de warmtetransmissie direct van steen op transmissievloeistof plaats vindt. Dat is meteen een belangrijk verschil met aardwarmte van lage temperaturen. Daarbij wordt specifiek geboord naar poreuze aardlagen die waterhoudend zijn. Die zitten minder diep en - prettig voor brede acceptatie - het zijn poreuze lagen die dus geen extra "Fracking" behoeven. HDR vereist wel "fracking" maar in veel gevallen zal enkel waterinjectie daarvoor voldoende zijn.
Even een voetnoot: Omdat de boringen voor aardwarmte naar waterhoudende aardlagen gaan (dan wel naar HDR) zal er geen grote lekkage van Methaangas plaatsvinden, dit in tegenstelling tot boren naar schaliegas. Daar Methaan in de eerste 20 jaar maar liefst 75 keer sterker opwarmt als CO² is dat niet onbelangrijk!
Een ander belangrijk aspect wat ter sprake kwam: de voorsprong die Nederland heeft... sedert de 60er jaren is er in Nederland (voor zo'n 50 miljard) geboord en seismisch getest en tot dik 2 KM is er een vrijwel compleet en zeer gedetailleerd beeld van de ondergrond... en dat is publiek goed waardoor iedereen z'n kansen in kan schatten en benutten. Een aardgas erfenis, zeg maar. Boor je véél dieper dan is dat "beeld" minder gedetailleerd, waardoor het risico op een "misser" toeneemt, juist bij de duurste boorprojecten!
De sprekers waren vrij unaniem: we kunnen (en moeten) inzetten - vooralsnog - op "laagwaardige" aardwarmte. Laagwaardige aardwarmte leent zich prima voor verwarming, soms ook voor bedrijfsprocessen - denk aan drogen bvb - en dat maakt qua energiegebruik ongeveer 1/3 uit van het totaal voor Nederland. Het is technisch mogelijk om van de warmtevraag in 2020 met aardwarmte al 50% duurzaam te maken. (In theorie zou aardwarmte dus de 16% duurzame energie norm alleen kunnen vervullen) Maar dat vereist dan wel een grote groei en veel faciliteren van de overheid. De vergelijking met de aanleg van het aardgasnet werd gemaakt. Men meende te moeten beginnen met de uitrol bij reeds bestaande warmtenetten. Maar daar die ook nu al in veel gevallen op bvb restwarmte werken lijkt me daar niet veel "winst" te halen. Beginnen bij winkelcentra, grote kantoorgebouwen, (tropische-)zwembaden, kassen, fabriekshallen, zieken- en bejaardentehuizen... kortom de grootste warmte"consumenten" lijkt me.
In tegenstelling tot aardgas, olie, schaliegas, kolengas etc. komen waterdragende lagen met een geschikte temperatuur onder geheel Nederland voor, zie deze kaart met temperaturen op 2 KM diepte! Een aardwarmtebron aanboren is véél goedkoper dan bvb schaliegas!
Temperatuur op 2000 meter diepte © TNO-NITG
Technisch bestaat de mogelijkheid aardwarmte vanaf zo'n 60°(!) C al in elektriciteit om te zetten, in z.g. Binary Cycle power plants. Deze hebben echter een laag rendement: zo'n 15% of zo.
In het recente verleden is er wel gespeculeerd op het mogelijk combineren van schaliegasboringen met aardwarmte als "bijvangst". Uit de verklaringen van de specialisten blijkt daarvan "niet echt sprake" te zijn.
Boren naar schaliegas doe je immers naar GAShoudende lagen, niet naar waterhoudende lagen. Bij olie- en (schalie-)gas boringen wordt gebruik gemaakt van "mud": een boorspoelstof die dient voor "smering" maar ook om gevonden olie of gas "onder controle" te houden. Bij een aardwarmteboring gebruik je dat niet. Zou je een schaliegasveld aanboren en benutten (los van alle bezwaren daartegen!) om daarna aardwarmte te gaan "oogsten" dan moet je tientallen jaren wachten... heeft de put boren een veelvoud gekost van een normale aardwarmteboring en moet je - om de extra GHG uitstoot (methaan!) te compenseren - extra veel geld uitgeven aan mitigatie van de klimaat verstoring. Twee keer veel *extra* kosten die je met beter rendement *nu* in duurzame energie kunt steken!
Mijns inziens betekent dat ook dat het idee om mislukte schaliegasboringen te benutten mogelijk wel wat besparingen oplevert maar ook technische problemen. Ook "op goed geluk" naar schaliegas boren denkende dat het anders wel voor aardwarmte benut zal worden is dan ook bedrijfsmatig niet verantwoord.
Dit verhaal is nog gebaseerd op de "oude" boortechnieken; er zijn drastische vernieuwingen op komst die diepe of zelfs ultra-diepe boringen veel goedkoper zullen maken. Technisch praten we dan over (supersnel) *laserboren* en carbon pijp & -casing. Boringen van 75 tot 100 DUIZEND foot wordt over gesproken..
Het rendement voor opwekking elektriciteit ligt op dit moment tussen de 20% en 25% (van het thermisch vermogen van de put), omdat er gepompt moet worden. Het ligt dus in de rede om de toekomstige ontwikkelingen goed te monitoren zodat ook opwekking van elektriciteit kan worden opgepakt.
Aardwarmte heeft, als de put eenmaal is geboord en de technische installatie staat, vrijwel geen operationele kosten! Afhankelijk van het gebruik zou een put uiteindelijk thermisch uitgeput (vergeef me de woordspeling) kunnen raken, maar als het economisch kan zou je een wisselend gebruik kunnen toepassen zodat de put ook weer "regenereert".
Sprekers waren niet echt gelukkig met de huidige beperking van EBN. Energie Bedrijf Nederland moet zich *nu* - qua energie - beperken tot risicodragend participeren bij olie- en gasboringen. Nog meer commentaar was er op de "aftopping" in de SDE+ regeling!
GEOTHERMAL
ENERGY!
(the Dutch
situation)
Wednesday June
26th I attended a hearing / roundtable conference on geothermal energy (or
aardwarmte in Dutch), organized for members of the Dutch Lower House (2e kamer)
Specialists from "the field" came to share experiences, insights and
techniques and there was a shared &
very positive outlook on the future
Although
you might be tempted to equate geothermal energy mainly with countries such as Iceland , Philippines ,
Kenya etc. with much volcanism, in Netherlands
Geothermal
energy: for starters one must immediately distinguish between (relatively) low
caloric (or temperature) heat and high caloric heat. The latter is primarily
utilized for generation of electricity. There is - in the Netherlands Friesland ",
including tip Noordoostpolder) for ultra-deep geothermal well exploration. During
this session that was not specifically addressed.)
The
literature indicates that for electricity (present-day technology!) that wells
be drilled into "Hot Dry Rock" and that under favourable conditions
where > 220 ° C temperature steam is obtained, pumps would not be necessary
and electricity with good efficiency is generated. But in the Netherlands
As the name
suggests, HDR, this is dry strata in which the transmission of heat is directly
from stone on transmission fluid. That is an important difference with
geothermal low caloric energy. Then one
specifically drills into porous strata which are hydrous, and are located less
deep plus – advantageous for wide public acceptance - they are porous layers so
no "Fracking" is needed! HDR may require "fracking" but in
many cases only high pressure water injection is sufficient.
Just a
note: Because the drilling for geothermal aims for water bearing strata (or HDR) there is little or no chance for leakage
of Methane, unlike with drilling for
shale gas. Since Methane in the first 20 years as much as 75 to 100 times more
potent greenhouse gas as CO ² that is hugely important!
Another
important aspect that was mentioned: the Netherlands has a lead over other countries... since the 60s,
in the Netherlands (for about 50 billion (guilders probably?)) drilling and
seismic testing has yielded an almost complete and very detailed image of the
subsurface top 2 KM ... AND it is public domain, allowing everyone to use it
improving one’s chance for success. A national heritage, so to speak. Drill
much deeper than that however and the "image" is less detailed,
increasing the risk of a "Miss", so right now the deeper you drill
the bigger the cost, uncertainty and risk
The
speakers were quite unanimous: we can (and should) use "low-caloric"
geothermal energy. Low caloric – less than 100°C - geothermal energy is perfect
for heating, sometimes for business - think of drying things for example - and
in terms of energy about 40% of the total primary energy use for the Netherlands
Are water
bearing Unlike natural gas, oil, shale gas, coal gas, etc. layers with a
suitable temperature below the Netherlands for, see this map with temperatures
on 2 KM depth! A geothermal resource well drilling is much cheaper than shale
gas: different techniques!
In the
recent past there was speculation among politicians in Holland
In my view
this also means that the idea to exploit a failed shale gas well drilling for
geothermal energy instead will not work most of the time because of technical
problems. So "pot luck" shale gas drilling thinking it will otherwise
be used for geothermal company is NOT a good idea.
Technically
it is possible to use geothermal energy from about 60 ° (!) C already to
generate electricity in so-called Binary
Cycle power plants. However, they have a low efficiency: about 10 to 15% or so
and generate 1 MW or less it seems. Good for “individual“ use, buildings etc,
but not for the national power grid.
The
efficiency for electricity generation from (ultra-)deep wells is currently
between 20% and 25% (of the thermal power of the well), because in most every
case one has to pump water in and out of the well.
New
developments in drilling & well casings will be game changers for
geothermal electricity so they need constant monitoring on the status of
developments.
Geothermal
energy is, once the well is drilled and the technical installation is in situ
there are virtually no operating costs! Depending on usage, a thermal well
might eventually be exhausted but if it is economical to pause production, the
well will "regenerate".
================================
The near
future?!!
This all is
still based on drilling techniques that have essentially been in use since the
mid 1800’s! But there are revolutionary innovations being developed, they right
around the as it were, that will make deep or ultra-deep drilling much cheaper
and in double-quick time! Actually; we’re going to need new definitions what
deep or ultra-deep is…
Technically:
* laser drilling * and “composite” pipe & casing. Boreholes from 75,000 to
100 THOUSAND foot are already being talked about ..
This will
be HUGELY significant! Most thermal power plants generate electricity by
burning fossil fuel, often coal! It will be relatively easy and very
cost-effective to replace the boiler part and use geothermal steam instead! Existing
plants, already hooked up to the power grid must be quickly made emission-free,
starting with the coal-fired ones!
Geen opmerkingen:
Een reactie posten