Bijlage 2 Klimaatneutrale warmtebronnen voor het Diemennet - CE Delft 2024

Inschatten rol thermische energie uit oppervlaktewater in het Diemennet TEO-installaties die genoeg thermische energie onttrekken uit het oppervlaktewater om naast warmtelevering aan het net ook een warmteopslag te vullen, kunnen naar verwachting 6.000 vollasturen per jaar draaien. Hiermee is de warmtebron technisch geschikt als onderdeel van de vervulling van de basislast. De thermische potentie van TEO wordt niet beperkt door de hoeveelheid beschikbare warmte in het IJ of het Amsterdam-Rijnkanaal, maar door de beschikbare ruimte voor thermische opslag in de ondergrond en voor een warmtepomp in de bovengrond. TEO-installaties hebben vergeleken met andere basislast warmtealternatieven hoge investerings- en warmtekosten. De relatief dure warmtepomp en de noodzaak om de gewonnen warmte op te slaan in thermische seizoensopslag maken dat TEO een relatief dure warmtebron is. Ondanks de hoge kosten, is TEO door het publieke beheer van de waterlichamen en wel een veilige bron om te ontwikkelen. Ook voor TEO-installaties geldt dat er voor de benodigde warmtepomp beperkt netcapaciteit beschikbaar is op het middensspanningsnet. Een TEO-installatie heeft, vergeleken met andere warmtealternatieven, in de basislast gemiddelde investerings- en warmtekosten.

Hoewel een relatief dure warmtepomp (en bijbehorende netcapaciteit) nodig is, zijn de kosten voor het uitkoppelen van TEA uit een RWZI relatief laag.

50

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

A.3

Zonthermie Zonthermie is de opwekking van warmte uit zonnestraling, niet te verwarren met zon-pv die elektriciteit genereren. Het (koud)warmtewisselend medium stroomt door buizen heen die zonnestraling opvangen, zogenaamde zonnecollectoren, waardoor het medium opwarmt tot 40-90 ˚C afhankelijk van het type collector. Zonthermie is zowel geschikt om individuele gebouwen te verwarmen, bijvoorbeeld door zonneboilers op daken, als voor warmtelevering aan collectieve warmtenetten met grootschalige zonthermiesystemen in open velden (Nationaal Programma RES, 2023a)

A.3.1 Techniekbeschrijving Hoe werkt zonthermie in een warmtenet? Zonthermie is een vorm van energieopwekking waarbij de warmte uit zonlicht wordt gewonnen. Er bestaan verschillende soorten zonthermie-installaties. Individuele systemen, zoals een zonneboiler, leveren warm water aan een enkele woning. Collectieve systemen wekken warmte op voor een warmtenet. Een collectief zonthermie-installatie bestaat uit verschillende onderdelen (CE Delft, 2020): — een opweksysteem - zonnecollectoren of pv-thermische-systemen; — thermische seizoensopslag; — een warmtepomp en warmtewisselaar; — aansluiting op het warmtedistributienet. Een zonnecollector bestaat uit een plaat of constructie van buizen waar een vloeistof (meestal water) doorheen stroomt, die wordt opgewarmd als de zon schijnt. De opgewarmde vloeistof wordt via een warmtewisselaar opgewaardeerd om warmte aan het warmtenet te leveren. Pv-thermische (pvt)-systemen combineren de productie van zonnewarmte met die van elektriciteit uit zon. Pvt-systemen hebben een gecombineerde opbrengst die groter is dan de individuele systemen afzonderlijk (CE Delft, 2020).

Opwaardering van de temperatuur met een warmtepomp noodzakelijk Zonnecollectoren leveren warmte op een temperatuur van ongeveer 80 ˚C en pvt-panelen op 25 ˚C. Omdat het Diemennet in de winter een aanvoertemperatuur van 100-110 ˚C vereist, moet de warmte opgewaardeerd worden door middel van een warmtepomp.

Thermische seizoensopslag Zonthermie is niet heel het jaar door beschikbaar. In de zomermaanden, en wanneer de warmtevraag het kleinst is, is er volop zonthermie beschikbaar. Door het beperkt aantal zonnige dagen bedraagt het aantal vollasturen van zonthermische installaties 600 vollasturen (CE Delft, 2020). Daarnaast is de productie van zonthermie door de afhankelijkheid van ingevallen zoninstraling niet regelbaar. Thermische seizoensopslag kan deze mismatch tussen vraag en aanbod en inflexibiliteit problemen gedeeltelijk overbruggen door het zomerse aanbod van zonthermische warmte te verplaatsen naar de winterse warmtevraag en het aantal vollasturen naar 3.500 verhogen (PBL, 2023a). Een nadeel van het opslaan van warmte is dat 10-20% van de warmte tijdens het opslaan verloren gaat (CE Delft, 2021).

51

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Wat zijn de kosten van zonthermie? In Tabel 15 worden alle kosten getoond die aan een zonthermie-installatie verbonden zijn. Alle bedragen zijn gebaseerd op een installatie van 5 MW die 600 vollasturen per jaar draait. Deze bedragen zijn dus exclusief de benodigde kosten voor een seizoensopslaginstallatie, die noodzakelijk is om zonthermie het gehele jaar door als basislastbron te kunnen inzetten. Tabel 15 – Vaste en variabele kosten voor een zonthermie-installatie (PBL, 2023a) Parameter

Eenheid

Investeringskosten (CAPEX)

€/kWp

870

€/kWp/jaar

21,1

Variabele O&M-kosten (OPEX)

€/kWh

0,0143

Warmtekosten 2023

€/GJ

15

Vaste O&M-kosten

Waarde

Hoe toekomstbestendig is zonthermie? Levensduur De Laborderie et al. (2011) gaan uit van een technologische levensduur van 20 jaar voor zonthermie systemen. PBL (2023a) houdt ook een economische levensduur van tevens 20 jaar aan.

Veel beschikbare open ruimte en ruimte in de ondergrond noodzakelijk Een nadeel van collectieve zonthermie-installaties, is dat ze veel ruimte innemen. Zo is er voor het vullen van een thermische seizoensopslag die voor 3.500 vollasturen 10 MW th aan warmte kan leveren ongeveer 35 ha aan oppervlakte nodig (CE Delft, 2021). Deze ruimte is echter veelal beperkt beschikbaar en daarmee dus ook kostbaar in Nederland. In het sterk verstedelijkt gebied nabij het Diemennet zal dit nog sterker het geval zijn. In veldopstelling concurreert de techniek daarnaast met andere functies zoals landbouw of zonne-pv-velden. Synergie kan benut worden door middel van dubbel ruimtegebruik bij bijvoorbeeld dijkwanden, slibdepots en bloemen- of kruidenvelden voor biodiversiteit (CE Delft, 2020). Zonthermie is niet grootschalig toepasbaar in de gebouwde omgeving omdat zonnecollectoren zware systemen zijn waarvoor een verstevigde ondersteuningsstructuur nodig is. Veel daken van bestaande bedrijven en woningen zijn hier niet voor ingericht en kunnen deze verstevigde ondersteuningsstructuur niet bieden. Een andere beperkende factor voor het effectief toepassen van zonthermie als warmtebron voor het Diemennet is dat er voldoende ruimte in de ondergrond beschikbaar moet zijn voor seizoensopslag.

Weinig risico op kostprijsstijgingen Anders dan bij zonnepanelen die elektriciteit opwekken en uit kritieke materialen bestaan die veelal uit China geïmporteerd worden (CBS, 2023), bestaan zonnecollectoren veelal uit ‘glazed polymer FPC’ , een polymeer dat in Verenigde Staten, Oostenrijk en Canada geproduceerd wordt (IEA-ETSAP. & IRENA, 2015).

52

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Deze lagere afhankelijkheid van landen buiten de EU en haar partners maakt het risico op kostprijsstijgingen voor zonthermie-installaties door geopolitieke ontwikkelingen lager dan de prijsstijgingsrisico’s die aan pv-installaties verbonden zijn.

Verdere aandachtspunten van zonthermie Samengevat biedt zonthermie vooral kansen als bron voor een warmtenet als er aan de volgende voorwaarden voldaan wordt: — er zijn weinig of minder interessante alternatieve warmtebronnen beschikbaar; — er is voldoende (goedkope) ruimte beschikbaar, bijvoorbeeld in nabijgelegen landelijke gebieden; — er zijn nabije clusters warmte-afnemers (woningen, utiliteit, glastuinbouw) die met een lokaal distributienet gevoed kunnen worden; — er zijn mogelijkheden voor collectieve (HT-)opslag aanwezig.

A.3.2 Haalbaarheid zonthermie Diemennet Waar en hoeveel zonthermie kan er worden gerealiseerd? Voor het produceren van genoeg warmte om een thermische seizoensopslag te vullen die voor 3.500 vollasturen 10 MWth aan warmte kan leveren is ongeveer 35 ha aan oppervlakte nodig. Het oranje vierkant linksboven in Figuur 9 toont aan hoeveel oppervlakte 35 ha ongeveer beslaat ten opzichte van de Diemencentrale. Figuur 9 – Benodigde oppervlak voor de realisatie van 10 MWth aan zonthermie

Bron: Op basis van (CE Delft, 2021)

53

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

In het sterk verstedelijkte gebied in de omgeving van het Diemenwarmtenet is ruimte beperkt beschikbaar en daarmee ook erg duur. Daarnaast concurreert zonthermie in veldopstelling met andere functies zoals de landbouw, de industrie en de natuur (CE Delft, 2020). Bovendien moet er op locatie van zonthermie ook ruimte voor thermische seizoensopslag in de ondergrond beschikbaar zijn. Vanwege deze ruimtelijke en financiële beperkingen schatten we de haalbaarheid van zonthermie laag in.

Is de benodigde (capaciteit) infrastructuur aanwezig of kan deze aangelegd worden? Voor de integratie van een potentieel collectief zonthermiesysteem in het Diemenwarmtenet hoeft enkel een warmteleiding worden aangelegd tussen het zonthermiesysteem en het Diemennet.

Stappen in ontwikkelen Om een zonthermiesysteem te ontwikkelen moeten de volgende zes stappen worden doorlopen: 1. Open veld dat geschikt is voor een collectief warmteveldsysteem en (ondergrondse) seizoensopslag selecteren en aanschaffen. 2. Vergunningsprocedure voor zonne-energie in agrarisch gebied doorlopen. 3. (Ondergrondse) seizoensopslagsysteem ontwikkelen. 4. Zonthermie-installatie realiseren. 5. Deze installatie door middel van een warmteleiding aansluiten op het warmtedistributienet. 6. Meet- en regelsysteem ontwikkelen en integreren met het regelsysteem van Diemennet. Voor het exploiteren van zonthermie op veld is een vergunning nodig. Hiervoor dient een uitgebreide aanvraagprocedure doorlopen te worden die soms vereist dat een wijziging in een bestemmingsplan vereist. De Nederlandse overheid heeft daarnaast aangegeven geen voorkeur voor zon op veld te hebben. In de zonneladder, die de voorkeursvolgorde voor locaties voor het plaatsen van zonnepanelen aangeeft, wordt agrarisch gebied onderaan geplaatst (RVO, 2023).

Inschatten rol zonthermie in het Diemennet Vanuit een technisch perspectief kan zonthermie in combinatie met thermische seizoensopslag een beperkte rol spelen in het vervullen van de basislast van het Diemennet. Per hectare aan beschikbaar oppervlakte kan zonnewarmte een thermische opslaglocatie met ongeveer 1.000 MWh vullen. Indien een zonthermie-installatie eenmaal gerealiseerd is, zijn de warmtekosten van deze bron vrij laag. Ook de investeringskosten voor alleen de zonthermie-installatie zijn relatief goedkoop ten opzichte van andere warmtealternatieven. Er wordt echter sterk geconcurreerd om de beperkt beschikbare ruimte nabij het Diemennet, waardoor het grootste gedeelte van de investering in het bemachtigen van een geschikt stuk grond zal gaan zitten. Deze aanschafkosten en de investeringen die nodig zijn voor de thermische seizoensopslag zullen de te totale kosten van zonthermie aanzienlijk verhogen. Vanwege de zeer beperkende ruimtelijke mogelijkheden, de kleine potentiële bijdrage in het vervullen van de basislast, de uitgebreide procedure die doorlopen moet worden voor het verkrijgen van een vergunning en een overheid die zonthermie op veld onderaan op haar zonneladder plaatst, schatten wij zonthermie niet als haalbare optie als warmtebron voor het Diemennet in.

54

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

A.4

Restwarmte datacenters Bij het koelen van de servers in een datacenter komt warmte vrij. Deze lagetemperatuurwarmte van tussen de 20 en 55 ˚C kan worden uitgekoppeld en worden opgewaardeerd voor inzet in het Diemennet. Dit concept heet ook wel datacenter restwarmte.

A.4.1 Techniekbeschrijving Hoe werkt datacenter restwarmte in een warmtenet? Restwarmte van datacenters kan direct gekoppeld worden aan de gebouwen in de omgeving, aan een wko-buffer of via een warmtenet aan de gebouwde omgeving. Het warmtenet kan een lokaal warmtenet zijn met lage-aanvoertemperatuur of de warmte kan opgewaardeerd worden tot hogere temperaturen met een collectieve warmtepomp en daarna ingevoerd worden in een transportleiding van een warmtenet. Figuur 10 – Restwarmte uit een datacenter wordt opgewaardeerd en gekoppeld aan de gebouwde omgeving via een warmtenet

Bron: NPLW.

De restwarmte uitkoppeling van datacenters neemt een relatief klein extra ruimte in beslag binnen het datacenter, deze ruimte is nodig voor de installaties zoals pompen (circa 100 m2) en de leidingen (circa 250 m2). De benodigde oppervlakte van een technische ruimte voor een warmtepompinstallatie bedraagt 20-50 m2/MWth (CE Delft, 2023c).

55

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Figuur 11 – Temperatuurniveau van datacenter restwarmte

Bron: (Dutch Data Center Association, 2023).

De typische temperatuur van de restwarmte van een datacenter ligt tussen 25 en 30 ˚C, het is daarmee een (zeer)lagetemperatuurbron7. Datacenters hebben een zeer vlak verbruiksprofiel waardoor deze temperatuur vrijwel constant door het jaar beschikbaar is. Voor SDE++-berekeningen wordt uit gegaan van 5.500 vollasturen voor een datacenter restwarmtebron. Nieuwe generatie datacenters kunnen gebruik maken van vloeistofkoeling systemen en kunnen daardoor warmte beschikbaar hebben op een hogeretemperatuurniveau tot 55 ˚C. Zoals opgenomen in Tabel 16, momenteel zijn er 189 datacenters met totaal 386.000 m 2 vloeroppervlakte in Nederland, volgens het rapport van Dutch Data Center Association (DDCA) (Dutch Data Center Association, 2023). Volgens de data van DDCA zijn 72% van deze datacenters (op basis van netto vloeroppervlakte) gevestigd in Metropool Regio Amsterdam. We schatten op basis van gemiddeld verbruik van 2.000 kWh/m2 in dat er rond de 60 MWth restwarmte beschikbaar is van de colocatie datacenters in de regio Amsterdam. Tabel 16 – Datacenters (colocatie) vloeroppervlakte in Nederland in 2023 Colocatie

2019

2020

2021

2022

2023

Netto vloeroppervlakte [1.000 m2]

267

328

353

369

377

386

# Datacenters

198

189

189

184

185

189

Bron: (Dutch Data Center Association, 2023).

________________________________ 7

Volgens MMIP zijn de volgende temperatuurniveaus ten opzichte van brontemperaturen: — zeer lage temperatuur (ZLT): 10-30˚ C; — lage temperatuur (LT): 30-55˚ C; — midden temperatuur (MT): 55-75˚ C; — hoge temperatuur (HT): >75˚ C.

56

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Kosten van datacenter restwarmte Datacenters bieden hun restwarmte aan de warmtenetten doorgaans zonder kosten aan voor de warmteleveranciers of gebruikers. Investeringskosten en vaste/variabele operationele zijn vastgelegd in SDE++-advies, zoals weergeven in Tabel 17. Tabel 17 – Kosten voor het benutten van datacenter restwarmte (aangesloten op een warmtenet met een warmtepomp) Parameter

Eenheid

Eindadvies SDE++ 2023

Vollasturen *

uur/jaar

5.500

Investeringskosten uitkoppeling

€/kWth,output

380

Investeringskosten pijpleidingen**

€/kWth,output

23-945

Investeringskosten warmtepomp***

€/kWth,output

300

Investeringskosten overig

€/kWth,output

158-251

Totale investeringskosten

€/kWth,output

861-1876

Vaste operationele kosten*

€/kWth,output/jaar

59-81

Variabele operationele kosten*

€/kWhth,output

0,0262-0,0269

Basisbedrag

€/kWhth,output

0,0610-0,0899

Bron: (PBL, 2023a) * Een datacenter vrijwel continu opereert door het hele jaar maar in deze SDE-categorie is er uitgegaan van 5.500 vollasturen.

** Afhankelijk van het afstand tussen de restwarmtebron en het warmtenet *** Gebaseerd op een warmtepomp die de restwarmte tot circa 80 ˚C kan opwaarderen. Zie Bijlage B van dit rapport voor de investeringskosten van een hogetemperatuurwarmtepomp.

De investeringskosten voor datacenter restwarmte zijn sterk afhankelijk van de afstand tussen de bron en het warmtenet en de kosten voor een warmtepompinstallatie. Zoals opgenomen in Bijlage B van dit rapport, de investeringskosten voor een hogetemperatuurwarmtepomp die de warmte tot 110 ˚C kan opwaarderen kan oplopen tot 700 €/kWth en deze projecten worden op dit moment niet gesubsidieerd door SDE++-regeling vanwege het lagere rendement.

Toekomstbestendigheid van datacenter restwarmte datacenter restwarmte is beschikbaar gedurende de levensduur van een datacenter. Datacenters hebben een economische levensduur van tien tot vijftien jaar, de apparatuur wordt ongeveer elke vijf jaar vervangen. 8 Gezien de levensduur van een warmtenet is dit een zeer korte termijn wat een aandachtspunt is voor leveringszekerheid. Op het gebied van koeltechnologie is het mogelijk dat toekomstige datacenters een betere bron vormen voor restwarmtebenutting, omdat de afgiftetemperatuur door liquid cooling omhoog kan. Daar staat ook tegenover dat efficiëntie van computerchips naar verwachting zal toenemen waardoor de hoeveelheid restwarmte die vrijkomt mogelijk afneemt. Naast de efficiëntie neemt echter ook de vraag naar capaciteit toe. In Nederland wordt voorlopig wel verwacht dat het datacenter oppervlakte blijft doorgroeien, ongeveer 7% per jaar (Dutch Data Center Association, 2023). Dat betekent ook dat de restwarmtecapaciteit voorlopig zal meegroeien. Met de opkomst van AI technologieën wordt verder verwacht dat de restwarmtecapaciteit van datacenters per m2 rek zal groeien. ________________________________ 8

57

www.compact.nl/articles/strategische-keuzen-rondom-datacenters-2/

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Aandachtspunten datacenter restwarmte Het belangrijkste aandachtpunt voor het benutten van restwarmte uit datacenters is de benodigde opwaardering. Bij een datacenter van 10 MW betekent dit als nel een warmtepomp met een vermogen van 3,3 MW. Naast het niet goed aansluiten van de huidige SDE++subsidie speelt op korte en middellange termijn de problematiek van netcongestie een belangrijke rol bij de aansluiting van een warmtepompinstallatie, hoewel naar verwachting de congestiedruk wordt opgelost tussen 2030 en 2035. Een ander belangrijk aandachtpunt is de afstand tussen het datacenter en het warmtenet. Uitkoppeling van datacenters kan relatief (vergeleken met andere bronnen) goedkoop, maar de kosten stijgen snel indien er veel warmtetransport nodig is (zoals in theorie voor Schiphol-Rijk). De SDE++ houdt hier rekening mee in de vorm van categorieën met verschillende lengte-vermogensverhoudingen. De belangrijkste uitdaging voor datacenter restwarmte is leveringsgarantie. De meeste datacentereigenaren zijn terughoudend om voor lange termijn (bijvoorbeeld vijftien jaar gedurende de economische levensduur) leveringsgarantie te bieden. Dit komt met name omdat de afhankelijkheid een ondernemingsrisico vormt voor de commerciële exploitant gegeven de beschreven ontwikkelingen in de sector en technologie.

Er zijn echter ook voorbeelden van vooral lokale datacentereigenaren die wel interesse hebben in het leveren van restwarmte. Daarbij zijn onder andere maatschappelijk ondernemen en verbeteren van het imago van datacenters bij gemeenten en burgers overwegingen voor.

A.4.2 Haalbaarheid datacenter restwarmte in het Diemennet Waar en hoeveel datacenter restwarmte kan er worden gerealiseerd? Zoals weergeven in Figuur 12, zijn er momenteel zes datacenter campussen/clusters in Metropool Regio Amsterdam (MRA). Voor het Diemennet zijn de clusters in Science Park, Almere en Zuidoost het meest interessant voor restwarmte-uitkoppeling. De datacenters in regio Schiphol (Schiphol-Rijk) liggen op ongeveer 10 km afstand van het warmtenet. Uitkoppeling is technisch mogelijk maar daarvoor is een lange transportleiding nodig (ordegrootte € 75 miljoen) waardoor het uitkoppelen van dichterbij gelegen en nieuwe datacenters waarschijnlijk de voorkeur heeft.

58

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Figuur 12 – Huidige datacenter campussen in Amsterdam regio

Bron: (Dutch Data Center Association, 2023).

Figuur 13 – Huidige en toekomstige datacenters in Amsterdam

Bron: Warmtebronnen: Het Amsterdamse Bronnenboek - openresearch.amsterdam

59

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Volgens het Amsterdamse Bronnenboek zijn er in de directe omgeving van het Diemennet 20 datacenters met een totale capaciteit van 83,5 MW (ingeschat op basis van 50% bezettingsgraad9). De restwarmte van deze datacenters is totaal 1,2 PJ volgens het bronnenboek. Volgens de datacenterstrategiedocument van provincie Noord-Holland zijn er in Diemen geen datacenters maar wel lopende initiatieven met 35 MW capaciteit (ingeschat op basis van 50% bezettingsgraad). Tabel 18 – Overzicht van datacenter restwarmtebronnen voor het Diemennet Locatie datacenter

Thermisch vermogen (MWth)

Afstand tot warmtenet

15*

4-5 km

12,5*

2-3 km

36*

1-2 km

Science Park Zuid Zuidoost Amstel

20*

1-2 km

Subtotaal Amsterdam

83,5

Gemiddeld 2-3 km

Almere

15**

1-2 km

Diemen

0***

1-2 km

Totaal * Bron: Het Amsterdamse Bronnenboek 2019.

98,5

Gemiddeld circa 2 km

** ***

Bron: Dutch Data Center Association 2023. Bron: Datacenterstrategie Noord-Holland 2022-2024

Volgens het bronnenboek en recent beleid van gemeente Amsterdam wordt er tot 2030 tot 335 MW extra datacentercapaciteit verwacht in dezelfde gebieden van Amsterdam, namelijk in Zuidoost en Science Park, zoals te zien in Figuur 9. Dat betekent dan tot 160 MW restwarmtecapaciteit (op basis van 50% bezettingsgraad van een datacenter) en circa 5 PJ extra restwarmte tot 2030 voor het Diemennet. Volgens de datacenterstrategie van de provincie Noord-Holland wordt in Diemen tot 2030 minder dan 30 MW extra datacenter capaciteit verwacht. In theorie is dit geheel voldoende om te voldoen aan de volledige basislastbehoefte van het Diemennet (op termijn circa 200 MW).

Stappen in ontwikkelen Er zijn twee mogelijke ontwikkelpaden voor datacenter restwarmte, voor de bestaande datacenters en een de nieuwe datacenters. Voor de bestaande datacenters zijn er de volgende zes stappen nodig: 1. Bepalen van restwarmtecapaciteit van geschikte datacenters op een redelijke afstand tot het warmtenet. 2. In gesprek gaan met de datacentereigenaren, gemeenten en netbeheerders onder ander voor de aansluiting van de warmtepomp installatie. 3. Planvormingsfase, inclusief de business case voor de restwarmte-uitkoppeling. 4. Leveringsovereenkomst tussen het datacenter en de warmteleverancier. 5. Realisatie van de uitkoppeling en installatie van de grootschalige hogetemperatuurwarmtepomp voor opwaardering. 6. Installatie door middel van een warmteleiding aansluiten op het warmtenet. ________________________________ 9

Datacenters zijn grotendeels colocatiefaciliteiten, wat betekent dat de servers worden gehuurd door externe partijen. De bezettingsgraad geeft aan hoeveel van de totale beschikbare ruimte in gebruik is in een colocatie datacenter.

60

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Voor de nieuwe datacenters zijn de stappen bijna dezelfde maar dan met een andere aanpak: 1. Bepalen van restwarmtecapaciteit tijdens de vergunningsproces van een nieuwe datacenter. 2. In gesprek gaan met de netbeheerder voor de aansluiting van de warmtepompinstallatie. 3. Planvormingsfase inclusief de businesscase voor de restwarmte-uitkoppeling. 4. Leveringsovereenkomst datacenter en warmteleverancier. 5. Realisatie van uitkoppeling en de grootschalige hogetemperatuurwarmtepomp voor opwaardering. 6. Installatie door middel van een warmteleiding aansluiten op het warmtenet.

Inschatting rol datacenter restwarmte in het Diemennet In potentie is er genoeg vermogen rond het Diemennet aanwezig om de toekomstige warmtebehoefte in te vullen met datacenter restwarmte. Door het relatief stabiele profiel van warmtelevering kan het een belangrijke rol spelen voor de basislast en middenlast van het warmtenet. We zien twee belangrijke uitdagingen voor datacenter restwarmte, leveringsgaranties van private datacentereigenaren en de noodzaak om de warmte op te waarderen met warmtepompen. Op dit moment lijken veel datacentereigenaren niet bereid leveringsgaranties af te geven voor een langere periode, waardoor de ontwikkeling van de bron niet door kan gaan. Daarnaast vereist de temperatuursprong die voor het Diemennet nodig is investering in grote, relatief dure warmtepompen. De SDE-regeling is op dit moment niet toereikend voor de nodige investering, bovendien is er tot 2030-2032 naar verwachting geen netcapaciteit in Liander-gebied te contracteren voor een vaste netaansluiting. Het is wel mogelijk om de wachttijd te overbruggen met een flexibele netaansluiting. Daarnaast is het een voordeel dat sommige datacenters mogelijk transportcapaciteit over hebben, met name omdat de warmtepomp in de plaats komt van de koelvoorziening.

A.5

Geothermie Vanuit de diepe ondergrond kan aardwarmte worden gewonnen en gebruikt voor de verwarming van gebouwen. Afhankelijk van de diepte kan de warmte direct worden ingevoed of is opwaardering met een warmtepomp noodzakelijk.

A.5.1 Techniekbeschrijving Hoe werkt geothermie in een warmtenet? Geothermie gebruikt warmte uit de diepe ondergrond (500 meter of dieper) als bron om water op te warmen. De warmte kan dan boven de grond via een warmtewisselaar afgegeven worden aan een warmtenet. De uiteindelijke installatie bestaat uit een doublet (injectie- en productieput), warmtewisselaars, pompen, filters, ontgassingsinstallaties, opslagvaten. In de productieput stroomt met behulp van een pomp het warme water omhoog, in de injectieput gaat het afgekoelde water terug in dezelfde aardlaag als waar het vandaan kwam. De bovengrondse pompen en installaties staan in een gebouw bij het doublet (Atriensis, 2021). Tijdens de aanleg is tussen de 0,6 en 1 ha nodig. Na de boring is voor de uiteindelijke installatie ongeveer 0,3 ha nodig. Het terrein rondom de installatie moet wel beschikbaar blijven voor onderhoud verglijkbaar met ruimte tijdens installatie). In Tabel 19 staan relevante kenmerken van geothermie-putten (CE Delft, 2023b; PBL, 2023a).

61

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Tabel 19 – Belangrijkste kenmerken geothermie Kenmerk Indicatieve vollasturen Ruimtegebruik Reactiesnelheid tot levering warmte Rendement Economische levensduur Technische levensduur Realisatietijd

Waarde 6.000 200-900 m2/MWth (tussen de 0,3 en 1 ha en afhankelijk van het vermogen) Enkele uren (koude start) COP is afhankelijk van de locatie. 30 jaar > 30 à 40 jaar (hierna neemt de temperatuur af) 3,5 tot 9,5 jaar (exclusief aanleg warmtenet) (Nationaal Programma RES, 2023b)

Geothermie wordt op dit moment vooral als basislast toegepast. De belangrijkste overweging voor basislast is het terugwinnen van de investeringskosten. Technisch gezien zou geothermie ook ingezet kunnen worden voor middenlast, waarbij de pompen op een lager vermogen draaien (of eventueel, mits mogelijk voor putintegriteit en effecten op het reservoir, tijdelijk afgeschakeld worden). De temperatuur is afhankelijk van de diepte van de meest geschikte aardlaag. De temperatuur op 1 km diepte is rond de 40 ˚C, en op 2 km ongeveer 70 ˚C (en zo verder). Met een warmtepomp is uiteraard een hogere temperatuur te leveren. Voor het oppompen van het geothermische water is elektriciteit nodig. De hoeveelheid elektriciteit hangt af van de doorlatendheid van de laag. Bij gebruik van een warmtepomp is extra elektriciteit, en een hogere aansluitcapaciteit nodig. Geothermie is niet weersafhankelijk omdat de ondergrond op diepte door het jaar heen dezelfde temperatuur houdt. Hierdoor is op elk moment warmte te leveren om in de vraag te voorzien. Wel is er sprake van onderhoud aan de put en andere delen van de installatie, zoals bijvoorbeeld vervanging van filters. In de SDE++ 2023 wordt uitgegaan van 6.000 vollasturen per jaar (PBL, 2023a). Er zijn op dit moment 22 installaties in gebruik in Nederland, die gezamenlijk 6,2 PJ energie leveren. Dat is ongeveer 280 TJ per installatie.

De vermogens verschillen per installatie en zijn vooral afhankelijk van de doorlatendheid en dikte van de aardlagen onder de locatie. We gaan hier uit van een gemiddelde installatie van ongeveer 15 MW th. Een installatie kan uit meer dan één doublet bestaan, maar bestaat in de meeste gevallen uit één doublet. Het werkelijke vermogen is afhankelijk van de temperatuur van het water dat omhoog komt en de te bereiken uitkoeling, en of daarnaast een warmtepomp wordt gebruikt om het water verder op te warmen.

62

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Wat zijn de kosten van geothermie? Tabel 20 – Financiële kenmerken diepe geothermie (1.500 tot 4.000 meter diepte) als basislast, in combinatie met een warmtepomp. Uitgaande van een geothermisch vermogen van 13,2 MWth, een warmtepomp COP 4 en 6.000 vollasturen (installatiegrootte 18 MW). Op basis van SDE++ 2023 Kenmerk Investeringskosten

Waarde 2203 €/kWth

Vaste operationele kosten

115 €/kW/jaar

Variabele operationele kosten

0,0335 €/kWh

Voor geothermie zijn SDE-subsidies beschikbaar voor een periode van vijftien jaar.

Hoe toekomstbestendig is geothermie? Door het onttrekken van warmte uit de ondergrond koelt de ondergrond af. Na ongeveer 30 jaar zal de productietemperatuur normaliter langzaam gaan dalen. De installatie is dan nog bruikbaar, maar de productietemperatuur zal lager zijn dan bij aanvang. Wel bereikt het systeem dan het technische levenseinde (door bijvoorbeeld slijtage) en kunnen nieuwe boringen noodzakelijk zijn. Geothermie wordt al ingezet in de glastuinbouw en heeft zich daar bewezen. Of de techniek ergens ingezet wordt hangt niet af van de stand van de techniek maar is afhankelijk van de lokale ondergrond. Uitgebreid geologisch onderzoek is vereist om de kans op trillingen in de ondergrond te verkleinen en om een adequaat putontwerp te kunnen maken dat lekkages voorkomt. Geothermie is een mijnbouwactiviteit met de bijbehorende veiligheidsvoorschriften en. Zo is bij het inpassen in de gebouwde omgeving rekening te houden met de veiligheidscontouren van de ontgassingsinstallatie en de aan- en afvoer van materialen. De realisatie van een geothermiesysteem (afgezien van het warmtenet) duurt zo’n 3,5 tot 10 jaar. Eén en ander is sterk afhankelijk van de vraag of en welke ondergrondonderzoeken nodig zijn, of een locatie beschikbaar is en van de doorlooptijd van vergunningsaanvragen. De ‘pure bouwtijd’ bedraagt ongeveer een half jaar.

A.5.2 Haalbaarheid geothermie Diemennet Waar en hoeveel geothermie kan worden gerealiseerd? Er zijn vooralsnog twee plekken in de buurt van het Diemennet waar een geothermieinstallatie mogelijk lijkt: in de regio Ouder-Amstel, en in de buurt van Almere. Om de geothermische potentie beter in beeld te brengen is een zogenaamde onderzoeksboring gedaan in Ouder-Amstel. Over de potentie in Almere is minder informatie bekend.

Amstelland De onderzoeksboring in Ouder-Amstel heeft informatie opgeleverd over de potentie van geothermie voor een groot gebied, waaronder Amsterdam-Zuidoost. Uit deze boring blijkt dat zich op 2.050 meter diepte een zandsteenlaag bevindt van meer dan 100 meter dik. Op deze diepte is de temperatuur ongeveer 75 ˚C. Op dit moment wordt onderzocht in welke mate de laag waterdoorlatend is. De mate van doorlatendheid is bijvoorbeeld belangrijk voor de pompgrootte en daarmee voor de financiële haalbaarheid.

63

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Het inpassen van een geothermiebron is lastig, met name in de gebouwde omgeving, omdat in de boorfase en bij groot onderhoud zoals hierboven al aangegeven een oppervlakte van 0,6-1 ha nodig kan zijn. Op één locatie zijn twee bronnen denkbaar als hier van tevoren rekening mee gehouden is en de geologische structuur dit toestaat. De twee putten van een doublet staan bovengronds zo’n 8 meter uit elkaar, ondergronds buigen zij af tot normaliter 1,5 kilometer. Daarnaast is een aansluiting op het huidige warmtenet nodig. Om kosten laag te houden is het daarom wenselijk om relatief dichtbij het bestaande warmtenet geothermiesystemen aan te leggen. De gesteentelaag die geschikt is voor geothermie in deze regio is de Slochteren formatie. Boringen zijn alleen toegestaan indien ondergronds voldoende afstand tot breuken gehouden wordt. Dit om seismiciteit (ondergrondse bevingen) te vermijden. Uit verder seismisch onderzoek moet blijken waar zich in de ondergrond breuken bevinden. Voor nu nemen we aan dat het geschikte gebied ongeveer overeen zal komen met het zoekgebied zoals aangegeven in Figuur 15. Uitgaande van de ruimtebehoefte zijn slechts enkele locaties geschikt om verder te onderzoeken. Op basis van gesprekken met EBN schatten we grof in hoeveel putten er kunnen worden gerealiseerd.

Twee mogelijke locaties op respectievelijk 2 km ten noordwesten, en 2 km ten zuidoosten van de onderzoeksboring Amstelland (zie Figuur 14).Bij een afstand van minder dan 3 km van het warmtenet kunnen ten zuid oosten van het Diemennet nog zo’n drie locaties verkend worden. De locaties kunnen ook dichter bij de proefboring gekozen worden, zolang er maar voldoende afstand tussen twee bronnen in zit. Van een afstand van 2 kilometer10 tussen boring uitgaande, en rekening houdend met de afstand tot het warmtenet, komen we op vijf, maximaal zes bronnen in deze omgeving. Op basis van deze zeer grove inschatting zijn er mogelijk zo’n vijf geothermie bronnen te realiseren, mits de resultaten van de onderzoeksboring in Amstelland voldoende potentieel laten zien. Uitgaande van 15 MW per doublet (dit kan lager of hoger zijn in de praktijk) is hiermee een potentieel van 30-75 MW aan geothermie in beeld voor het gebied Amstelland. Het werkelijke vermogen hangt af van de eigenschappen van de ondergrond op de locatie van de boring. Dit kan dus meer of minder zijn dan 15 MW, en ligt hier naar inschatting tussen de 11 en 18 MW.

________________________________ 10

64

Is in sommige, maar niet alle gevallen wenselijk of nodig.

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Figuur 14 – Locatie onderzoeksboring Amstelland en tracé Diemennet

Bron: www.scanaardwarmte.nl

Figuur 15 – SCAN zoekgebied

Bron: www.maps.amsterdam.nl/stadswarmtekoude/

65

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Almere Almere en omgeving wordt geologisch gezien gescheiden van de omgeving Ouder-Amstel door een breuk die van noordwest naar zuidoost loopt. Dit betekent dat de informatie die uit de proefboring in Ouder-Amstel niet direct vertaalbaar is naar geschiktheid van de regio Almere. Wel zijn met de resultaten voor Ouder-Amstel, in combinatie met een interpretatie van gegevens uit eerdere boringen en seismische gegevens in de regio Almere, meer kwalitatieve uitspraken te doen over de potentie in de regio Almere. Om meer informatie te krijgen over de geschiktheid van de regio Almere voor geothermie zijn een proefboring en seismische acquisitie nodig. Daaruit moeten de diepte, de dikte en de doorlaatbaarheid van de Slochteren formatie in dit gebied blijken. Op basis van de huidige informatie kunnen we geen inschatting maken voor deze regio.

Stappen in ontwikkelen geothermiebronnen De volgende acht stappen zijn nodig voor het ontwikkelen van geothermiebronnen: 1. Start omgevingsproces (als onderdeel van de putontwikkeling). 2. Uitvoeren onderzoeksboring (geldt voor de regio Almere). 3. Inschatten potentie op basis van de onderzoeksboring. 4. Aanvullend seismisch onderzoek om de geschikte gesteentelaag en de aanwezigheid van breuken in de buurt van mogelijke boorlocaties locaties in beeld te krijgen. 11 5. Kiezen van de meest geschikte boorlocatie(s). 6. Aanleg van de putten en overige installatiedelen. 7. Aanleg infrastructuur: warmtenet tussen locatie boring en huidige warmtenet, elektriciteitsnetverzwaring (voor bron en warmtepomp). 8. Installeren van warmtepomp(en) voor het opwaarderen van de temperatuur van 60-8 0˚C naar 105 ˚C.

Inschatting rol geothermie in het Diemennet Een voordeel van de inzet van geothermie in het Diemennet is dat het een basislastbron is met, als de boring succesvol is en de doorlaatbaarheid goed, een redelijk vermogen per bron (rond de 15 MW), waardoor rond de vijf bronnen een grote bijdrage kunnen leveren aan de basislast te leveren in 2040. De doorlooptijd kan (aanzienlijk) oplopen doordat er mogelijk onvoldoende capaciteit in het elektriciteitsnet is. Het aanvragen van de aansluiting aan het elektriciteitsnet zorgt door grote vraag bij de netbeheerders op dit moment tot vertragingen. Een belangrijk voordeel is dat een geothermiebron niet afhankelijk is van de omgevingstemperatuur en een constante temperatuur kan leveren. Belangrijke aandachtspunten zijn de milieuaspecten die horen bij een geothermiebron, en daarnaast de hoge investeringskosten van de bron en mogelijk de hoge kosten van een aansluitleiding van de bron naar het huidige warmtenet.

________________________________ 11

De seismische acquisitie voor het ontwikkelen van een of meerdere geothermiebronnen is niet opgenomen in de kosten en hiervoor kan geen SDE-subsidie aangevraagd worden. De exacte kosten zijn afhankelijk van de omvang van de acquisitie, maar kent een orde-grootte van zo’n € 5 miljoen. De provincie Noord-Holland kent een subsidieregeling met een bedrag van € 2 miljoen voor een dergelijke seismische acquisitie.

66

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

De milieurisico’s kunnen leiden tot zorgen bij de bewoners. Het is dan ook van essentieel belang om omwonenden vroeg te betrekken bij bijvoorbeeld de locatiekeuze en de (overige) inrichting van de omgeving. Van belang hierbij is dat gedegen ondergrondonderzoeken en veiligheidseisen, zoals ,monitoring, leidend zijn voor de locatiekeuze en bedrijfsvoering. De investeringskosten van een geothermiebron zijn hoog (en moeten goedgemaakt worden door de lagere exploitatiekosten in vergelijking met andere systemen), maar er bestaat onzekerheid over de hoeveelheid warmte die geleverd kan worden. Deze onzekerheid is tot op zekere hoogte te beperken door uitgebreid onderzoek, zoals een onderzoeksboring in combinatie met seismische acquisitie. De kosten voor een onderzoeksboring hebben een ordegrootte van € 15 miljoen, en de seismische acquisitie een ordegrootte van € 4 miljoen. Voor Amstelland en omgeving heeft de onderzoeksboring in principe dus al plaatsgevonden. Daarnaast is rekening te houden met de forse investeringskosten voor een hogetemperatuurwarmtepomp.

A.6

Restwarmte elektrolyser Elektrolysers produceren waterstof uit elektriciteit. Op dit moment zijn deze installaties er nog nauwelijks, maar het toekomstig energiesysteem zal (groene) waterstof nodig hebben wat ergens moet worden opgewekt. Bij waterstofproductie komt restwarmte vrij die nuttig gebruikt zou kunnen worden in een warmtenet.

A.6.1 Techniekbeschrijving Hoe werkt elektrolyser restwarmte in een warmtenet Elektrolysers, gebruikt voor de productie van waterstof uit water door middel van elektriciteit, produceren naast waterstof ook restwarmte. Afhankelijk van de elektrolyser wordt een rendement van rond de 70% behaald, wat betekent dat circa 30% in de vorm van warmte beschikbaar is voor een warmtenet (CE Delft, 2023b). In de praktijk zal het uitkoppelbare percentage door verliezen altijd nog iets lager liggen. De temperatuur van de restwarmte ligt tussen rond de 55 en 85 ˚C, en is daarmee voornamelijk een middentemperatuurbron. Dat betekent dat opwaardering vereist is voor toepassing in het Diemennet. Een elektrolyser produceert waterstof idealiter op momenten dat elektriciteit het goedkoopst is. Anders dan bijvoorbeeld een elektrische boiler zijn elektrolysers echter CAPEXintensief. Hoewel ze flexibel aan en uit kunnen worden gezet leidt dit lagere efficiëntie waardoor uitbaters dit zullen vermijden. Om deze redenen is het nog niet eenduidig te zeggen hoeveel en welke draaiuren de elektrolyser warmte zal produceren, behalve dat deze waarschijnlijk voor een deel gelijk zullen vallen met de uren dat elektrische boilerwarmte rendabel is.

Door de mismatch tussen het elektriciteitsprijs-gebaseerde productieprofiel van de elektrolyser en het buitentemperatuur gebaseerde warmtevraagprofiel is het operationeel waarschijnlijk nodig om tevens een warmtebuffer te realiseren.

67

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Wat zijn de kosten van elektrolyser restwarmte? Indien de elektrolyser businesscase is gebaseerd op alleen de waterstofproductie dan is de restwarmte zelf kosteloos. In dit geval zijn de kosten voor elektrolyser restwarmte voor de initiële investering in de infrastructuur voor uitkoppeling, warmtepomp en transport naar het warmtenet, plus operationele kosten. Tabel 21 geeft een beeld van wat deze kosten zouden zijn. Deze kosten zijn exclusief kosten voor een eventuele warmtebuffer. Tabel 21 – Financiële kenmerken restwarmtebenutting met warmtepomp volgens SDE++ (PBL, 2023b) Kenmerk Investeringskosten Vaste operationele kosten

Restwarmtebenutting met warmtepomp 861 – 1.876 €/kWth afhankelijk van lengte/vermogensverhouding 59,4 – 80,7 €/kWth/jaar afhankelijk van lengte/vermogensverhouding

Variabele operationele kosten Warmteprijs 2023

0,027 €/kWh 17 tot 25 €/GJ afhankelijk van lengte/vermogensverhouding

Hoe toekomstbestendig is elektrolyser restwarmte? De toekomstbestendigheid van het benutten van restwarmte van elektrolysers hangt sterk af van de ontwikkeling van de waterstofeconomie en de transitie naar duurzame energiebronnen. De integratie van deze restwarmte in warmtenetten kan daarnaast bijdragen aan de flexibiliteit en duurzaamheid van het energiesysteem, mits er voldoende aandacht is voor de integratie van fluctuerende energiebronnen en de optimalisatie van warmtevraag en -aanbod. We verwachten daarom dat een elektrolyser, zodra gerealiseerd, voor langere tijd waterstof en daarmee restwarmte zal blijven produceren.

Verdere aandachtspunten elektrolyser restwarmte De eerste elektrolysers worden op dit moment in Nederland gebouwd. Door hun grote vermogensvraag is het nettechnisch belangrijk dat deze in de buurt van opwek komen te staan. Hoewel de Diemenlocatie een opweklocatie is, zal de goedkope elektriciteit in de toekomst vanuit duurzame bronnen komen. De aanlandingslocaties van wind op zee en locaties met industriële afnemers vormen hierin de beste kandidaten. Om deze achterliggende redenen zijn er wèl initiatieven voor elektrolyse rond Tata Steel (H2ermes, circa 100 MW (HyCC, n.d.)) en in het westelijk havengebied (H2era, circa 500 MW (HyCC, 2024)), maar vooralsnog niet rond de Diemenlocatie of andere plekken in het net.

A.6.2 Haalbaarheid elektrolyser restwarmte in het Diemennet Waar en hoeveel warmte uit elektrolyser restwarmte kan worden geproduceerd? Er is op dit moment geen zicht op elektrolysers rond het Diemennet en daarmee ook geen potentie voor elektrolyser restwarmte. In theorie kan een elektrolyser worden neergezet op de Diemenlocatie waarbij de waterstof in een omgebouwde STEG kan worden gebruikt, maar zonder andere waterstofafnemers in de buurt is waterstof uit een pijpleiding energetisch efficiënter en goedkoper. Het H2era project van HyCC in het westelijk havengebied en Vattenfall’s eigen plannen met elektrolyse rond de Hemwegcentrale bieden overigens wel kansen voor benutting van restwarmte voor Westpoort Warmte. Daarbij merken we aan dat de ontwikkellocatie van H2era relatief ver ligt van de AEB, hierdoor wordt de transportafstand dus nog groter.

68

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Alleen in combinatie met een transportleiding tussen Westpoort Warmte en het Diemennet kan deze warmte nuttig worden gebruikt.

Inschatting rol elektrolyser restwarmte in het Diemennet Gegeven dat er geen concrete projecten zijn rond het Diemennet voorzien we voorlopig alleen een mogelijke rol van elektrolyser warmte in het westelijk havengebied. Het ontwikkelen van een elektrolyser op of rond de Diemenlocatie is geen doel op zich zodat restwarmtecapaciteit beschikbaar zou zijn, aangezien elektrolyse het best kan plaatsvinden daar waar elektriciteit duurzaam wordt opgewekt, transportvermogen beschikbaar is en/of er lokaal geen waterstof via pijpleiding of tanks kan worden aangevoerd.

A.7

Elektrische boiler Een elektrische boiler (e-boiler) zet elektriciteit grofweg een-op-een om in warmte. Op dit moment wordt er een nieuwe elektrische boiler gebouwd met vermogen van 150 MW op de locatie van de Diemencentrale. Dit zal de grootste elektrische boiler van Nederland zijn.

A.7.1 Techniekbeschrijving Hoe werkt een elektrische boiler in een warmtenet? Een elektrische boiler gebruikt elektriciteit om warmte op te wekken en bestaat uit een drukvat waarin water met elektrodes wordt verwarmd. In Tabel 22 staan de belangrijkste kenmerken van elektrische boilers samengevat. Met een elektrische boiler kunnen zeer hoge temperaturen worden bereikt. Tabel 22 – Belangrijkste kenmerken elektrische boilers Kenmerk Indicatieve vollasturen

Waarde Afhankelijk van elektriciteitsprijs en alternatieven

Ruimtegebruik Reactiesnelheid tot levering warmte Productietemperatuur Rendement

1-40 m2/MWth 30 sec (warme start) 5 min (koude start) Tot 350 ˚C 99%

Economische levensduur

15 jaar

Technische levensduur

> 20 jaar

Realisatietijd

5-8 jaar

Bron: (CE Delft, 2023c).

Een elektrische boiler levert doorgaans warmte op piekmomenten wanneer de elektriciteitsprijs laag is (CE Delft, 2023c). Hierdoor draait de boiler typisch een beperkt aantal vollasturen en kan de bron alleen tegen relatief hoge kosten flexibel worden ingezet. De boiler kan op een centrale locatie voor het gehele warmtenet warmte produceren of dieper in het net op de locaties van piekvoorzieningen worden geplaatst indien daar ruimte beschikbaar is. Daarmee is de elektrische boiler het best te typeren als middenlastbron, die tevens gebruikt kan worden om de warmtebuffer aan te vullen. Een elektrische boiler kan dienen als piekvoorziening als deze een vaste netaansluiting heeft, maar zal in die situatie vaak zeer dure warmte produceren.

69

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Wat zijn de kosten van elektrische boilerwarmte? De elektrische boiler heeft relatieve lage investeringskosten en hoge operationele kosten. De prijs van warmte uit een elektrische boiler is typisch voor een belangrijk deel afhankelijk van de prijs van elektriciteit op de uren dat de boiler nodig is. Echter zijn de afgelopen jaren de nettarieven sterk gestegen waardoor deze kosten nu het grootste deel van de warmteprijs vormen. In Bijlage D beschrijven we deze ontwikkeling. In Tabel 19 staan de aannames die PBL hanteert voor de SDE++-subsidie. Tabel 23 – Financiële kenmerken elektrische boiler volgens SDE++ Kenmerk Investeringskosten Vaste operationele kosten

Waarde 214 €/kWth 152,5 €/kWth/jaar

Variabele operationele kosten

10,39 €/GJ (bij goedkoopste 3.600 uur/jaar)

Warmteprijs 2023

26,50 €/GJ (bij goedkoopste 3.600 uur/jaar)

Bron: (PBL, 2023b).

In Figuur 16 staan de kostenopbouw van de elektrische boiler in 2030 weergegeven. De eerste 500 vollasturen zijn de CAPEX-kosten bepalend voor de warmteprijs. Vervolgens zijn tot circa 2.500 vollasturen de netkosten de belangrijkste kostenpost, bij hogere inzet wordt de elektriciteitsprijs maatgevend. De netkosten die hierbij werden verondersteld door Agora zijn afhankelijk van het netvlak een factor 2 tot 4 lager dan de Nederlandse nettarieven in 2024. Daarmee zijn nettarieven tot circa 4.000 a 5.000 draaiuren de dominante kostenfactor. Figuur 16 – Vollast-uur afhankelijke kostenopbouw elektrische boiler in 2030. Let op: de nettarieven zijn in de afgelopen jaren sterk gestegen en vormen nu een groter deel van de kosten dan de elektriciteit zelf

Bron: (Agora Industry, 2022).

70

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Hoe toekomstbestendig is elektrische boilerwarmte? De vraag naar flexibiliteit in het elektriciteitssysteem stijgt en een elektrische boiler kan hier als flexibele afname-installatie een rol in vervullen. Waar de inzet van de Diemencentrale daalt doordat er meer wind- en zonnestroom het net op komt, stijgt het aantal uren waarop een elektrische boiler tegen lage prijzen warmte kan produceren. Hier staat tegenover dat de nettarieven voor elektrisch transportvermogen de laatste jaren sterk zijn gestegen. In Bijlage D beschrijven we deze ontwikkeling in meer detail. De netkosten stegen met name door hoge investeringen in uitbreiding en verzwaring, maar ook door de hogere kosten voor het inkopen van energie, oftewel inflatie. De netkosten stegen het hardst voor grootverbruikersaansluitingen op het hoogspanningsnet van TenneT, waarop ook de 150 MW elektrische boiler naast de Diemencentrale is aangesloten. Mogelijk is korting op nettarieven mogelijk indien flexibele transportcapaciteit gecontracteerd kan worden. Indien dit niet mogelijk is, en nettarieven in dezelfde ordegrootte blijven als in 2024, zal de elektrische boilerwarmte in de toekomst duur zijn en blijven.

Verdere aandachtspunten rond elektrische boilers Elektrische boilers vragen veel vermogen. Door netcongestie is extra vermogen op het MSnet van Liander niet of nauwelijks beschikbaar. Op het (E)HS-net van TenneT is voorlopig nog wel een en ander mogelijk, indien voldoende fysieke ruimte beschikbaar is.

A.7.2 Haalbaarheid Diemennet Hoeveel warmte kan er met een elektrische boiler worden opgewekt? De huidige elektrische boiler van 150 MW zal bij een jaarinzet van 2.000-4.000 uur circa 1 tot 2 PJ warmte produceren, grofweg 20-40% van de (huidige) warmtevraag. Zonder dat nieuwe elektrische boiler ontwikkeld worden zien we deze range als voorlopige bovengrens voor elektrische boiler warmte in het Diemennet. De eerste jaren dat de elektrische boiler operationeel is zal dit aandeel door hoge netkosten, en daardoor hoge warmtekosten, waarschijnlijk lager liggen.

Inschatting rol elektrische boilers in het Diemennet Additioneel elektrische boiler vermogen, bijvoorbeeld in de vorm van kleinere boilers bij hulpwarmtecentrales a 30 MW per boiler is een optie maar waarschijnlijk onwenselijk. Elektrische boilerwarmte inzetten in de pieklast is duur omdat er beperkt voordeel uit lage elektriciteitsprijzen kan worden gewonnen. Bovendien zal de elektrische netcapaciteitsvraag door elektrificatie in toenemende maten samenvallen met de vraag naar warmte waardoor NFA-capaciteit voor deze ketels waarschijnlijk niet beschikbaar komt. Alleen met een grote thermische buffer zou dit eventueel kunnen. Hoewel elektrische boilers theoretisch overal in het net kunnen worden neergezet voorzien we voorlopig geen grote toename van elektrische boiler vermogen in het Diemennet. Als gevolg van de hoge netkosten is het de vraag hoeveel de boiler de komende tijd wordt ingezet in het Diemennet. Deze situatie verandert waarschijnlijk pas wanneer de netkosten dalen, het rendabel aantal vollasturen stijgt of wanneer alternatieve warmtebronnen (in de huidige situatie meestal de Diemencentrale zelf of gasketels) duurder worden of wegvallen. Naar verwachting blijven de investeringskosten van de netbeheerders de komende jaren op een hoog niveau (Netbeheer Nederland, 2023a). De kosten van energie-inkoop zullen door gedaalde gasprijzen waarschijnlijk dalen.

Mogelijk bieden nieuwe contractvormen voor flexibel transportvermogen (NFA) een kans op de netkosten omlaag te brengen.

71

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Omdat de investering al is gedaan verwachten we daarom dat de elektrische boiler in de komende jaren een bescheiden aantal vollasturen in de zomer gaat draaien om te voorzien in basislastvraag wanneer de STEG uit de markt wordt gedrukt. Naarmate het aantal draaiuren door lage prijzen stijgt zal ook de elektrische boiler inzet toenemen.

A.8

Vaste biomassa Vaste biomassa, bestaande uit hoofdzakelijk hout- en plantresten, kan direct worden verbrand om warmte op te wekken.

A.8.1 Techniekbeschrijving Hoe werkt vaste biomassa in een warmtenet Vaste biomassa, zoals houtpellets, houtsnippers of landbouwresten, kan in een grootschalig warmtenet gebruikt worden als bron van hernieuwbare energie. De biomassa wordt verbrand in ketels of wkk’s. Vaste biomassa kan ook als bijstook in onder andere kolencentrales worden verbrand, deze toepassing laten wij hier buiten beschouwing. Biomassaketels- of wkk’s kunnen relatief eenvoudig aan- en uitschakelen en produceren warmte op hoge temperaturen. Daarmee is vaste biomassaverbranding in theorie geschikt voor de basis-, midden- en pieklastvoorziening. Praktisch produceert het verbranden van biomassa naast kortcyclische CO2 ook andere luchtemissies zoals fijnstof en stikstof. Om aan milieueisen te voldoen moeten deze worden uitgefilterd.

Wat zijn de kosten van vaste biomassa? In Tabel 24 staan indicatieve kosten voor verbranding van biomassa in de SDE-regeling. Anders dan andere technieken is de looptijd van de subsidie voor biomassa twaalf jaar (waar andere bronnen voor vijftien jaar worden gesubsidieerd). Over het algemeen wordt de prijs van biomassawarmte bepaald door de grondstofprijs. Deze prijs kan sterk variëren afhankelijk van waar de biomassa vandaan komt. Tabel 24 – Kosten warmte uit vaste biomassa, SDE++ 2023 Kenmerk

Waarde

Ketel op vaste biomassa 5 MWth (4.500h)

Warmte uit houtpellets (> 10 MWth)

Investeringskosten

€/kWth

623

718

Vaste operationele kosten

€/kW/jaar

35

32

Variabele operationele kosten

€/kWh

0,0063

0,0053

Warmteprijs

€/GJ

17

24

Hoe toekomstbestendig is vaste biomassa? Verbranding van vaste biomassa is niet onomstreden. Vaste biomassa is voornamelijk houtig van oorsprong en kan als rest- of afvalproduct worden gebruikt. Echter kan hout ook direct worden geoogst en daarmee bijdragen aan ontbossing en biodiversiteitsverlies. Naarmate er meer vraag ontstaat naar vaste biomassa is het risico dat dit laatste gebeurt groter. Daarnaast is er discussie over de vraag of de verbranding van biomassa wel echt koolstofneutraal is. Nederlands klimaatbeleid prioriteert hierom lokale biomassa als grondstof in plaats van brandstof. Naar mate vaste biomassa ook een grotere rol als grondstof zal spelen, zal de beschikbaarheid van lokale biomassa voor verbranding ook afnemen. Op de lange termijn is biomassa daarom waarschijnlijk niet of beperkt inzetbaar als warmtebron.

72

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Verdere aandachtspunten vaste biomassa Vattenfall was al enige tijd bezig met het ontwikkelen van een biomassacentrale. Naar aanleiding van maatschappelijke en politieke weerstand hebben Vattenfall en gemeenten in 2019 een convenant over de rol die biomassa zou spelen gesloten (Gemeente Diemen et al., 2019). Hierin worden drie strikte condities vastgesteld voor het realiseren van de biomassacentrale: 1. Het minimaliseren van negatieve effecten op luchtkwaliteit. 2. Tijdelijkheid van de inzet van biomassa voor warmtelevering. 3. Duurzaamheidscriteria met betrekking tot de oorsprong van de biomassa. Deze drie condities vormen daarmee ook de belangrijke verdere aandachtspunten van biomassa. Bij biomassaverbranding komt fijnstof en ook stikstof vrij en hierop bestaan strenge milieueisen die moeten worden behaald. Daarnaast speelt de vraag waar de biomassa vandaan komt, en waar het nog meer voor gebruikt had kunnen worden. Hoewel gemeenten en Vattenfall een convenant over tijdelijke inzet van biomassa hadden is uiteindelijk de vergunning voor de biomassacentrale vernietigd omdat de milieueffecten niet op de juiste manier in kaart waren gebracht. Een laatste aandachtspunt is de logistiek van de toelevering en opslag van biomassa, hiervoor dient een transportroute (over water via binnenvaartschepen of over wegen via vrachtwagens) en een opslaglocatie te worden gevonden.

A.8.2 Haalbaarheid vaste biomassa in het Diemennet Hoeveel warmte uit vaste biomassa kan worden geproduceerd? Het warmtepotentieel wordt in theorie alleen beperkt door de hoeveelheid vaste biomassa die (het liefst lokaal) als reststof uit onder andere land- en bosbouw beschikbaar is. De competitie om deze biomassa zal de komende jaren toenemen en daarmee daalt ook de hoeveelheid warmte die met biomassa kan worden geproduceerd. Vattenfall zette oorspronkelijk in op een installatie van 100 MW bij inzet van 6.000 vollasturen, hiermee zou circa 30 tot 40% van de toekomstige warmtevraag kunnen worden ingevuld.

Inschatting rol vaste biomassa in het Diemennet Voor vaste biomassa voorzien we over het algemeen een aflopende rol als brandstof en een toenemende rol als grondstof. Biomassa zal op de langere termijn in elk geval een beperkte rol spelen in de warmtevoorziening. Voor het Diemennet specifiek blijkt uit gesprekken die voor dit onderzoek zijn gevoerd dat er op dit moment geen politiek draagvlak bestaat voor doorstart van ontwikkeling van de 100 MW biomassaketel. Indien hierin op korte termijn geen veranderingen optreden voorzien we geen of zeer beperkte rol voor biomassa als basis- en middenlast. In de pieklast zouden kleinschaliger ketels nog wel een rol kunnen spelen.

A.9

Waterstof Waterstofgas kan worden verbrand in een ketel of wkk of worden gebruikt in een brandstofcel om warmte te produceren.

73

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

A.9.1 Techniekbeschrijving Hoe werkt waterstof in een warmtenet Waterstof kan ingezet worden in een piekketel om hoge temperatuur warmte te leveren op momenten dat de vraag hoger is dan het aanbod van basis- en middenlast bronnen. Hiervoor is de beschikbaarheid van CO2 neutraal geproduceerde waterstof (groen) een voorwaarde. Daarnaast moeten piekketels die nu aardgas verbranden aangepast worden zodat waterstof verbrand kan worden. Het gaat dan onder andere om de brander en de vlamsensor. Waterstof zou ook ingezet kunnen worden in een STEG, mits daar aanpassingen gedaan worden. Bijmengen tot een bepaald (laag) percentage kan eventueel zonder aanpassingen. Voor het leveren van waterstof voor middenlast in de STEG is een groot volume nodig. Daarvoor moet een waterstofleiding gelegd worden vanaf de geplande waterstofbackbone. In het Diemennet staan meerdere piekketels opgesteld, hiervoor zou waterstof in tanks geleverd kunnen worden (DNVGL, 2020).

Wat zijn de kosten van waterstof? Er wordt in Nederland nog geen groene waterstof geproduceerd. Er is dan ook nog geen vaste kostprijs bekend van de inzet van deze techniek. De kosten zullen met name afhankelijk zijn van de prijs van waterstof, en het aanpassen van de piekketels die nu op aardgas draaien. De kostprijs van groene waterstof is onzeker, omdat deze nog niet geproduceerd wordt. In Tabel 25 geven we een indicatie op basis van de modellering uit (CE Delft & TNO, 2023). Hieruit komt dat in 2030 de commodityprijs van groene waterstof tussen de 7,3 (geïmporteerd uit Marokko) en 8,3 €/kg (geproduceerd uit Nederlandse wind op zee) ligt. 12 Tabel 25 – Kosten waterstof Kenmerk Commodityprijs waterstof (2030)

Waarde 7,3 tot 8,3 €/kg (0,19 tot 0,21 €/kWh) (CE Delft, 2023a)

Operationele en onderhoudskosten (3% van de investeringskosten) Investeringskosten (10 MW installatie)

2,1 €/kW/jaar (DNVGL, 2020) 0,7-0,9 miljoen € (DNVGL, 2020)

Een piekvoorziening met een gebruik van 2.8 GWh/jaar (aangenomen voor een warmtevraag van 50 TJ/jaar) vertaalt naar 71 ton waterstof/jaar (DNVGL, 2020). De kosten voor waterstofgebruik zijn dan meer dan € 500.000. Ter vergelijking: Grijze waterstof is in 2030 2,9€/kg. De prijs van groene waterstof wordt dan ongeveer 2,5 keer zo hoog ingeschat. Een commodityprijs van ongeveer 1 €/m3 aardgas vertaalt naar ongeveer 0,10 €/kWh. De prijs van het gebruik van groene waterstof is naar schatting ongeveer twee maal zo hoog. De investeringskosten van een waterstofketel zijn tot zo’n 1,5 keer de prijs van een aardgasketel. ________________________________ 12

De commodityprijs is aangenomen met een winstmarge van 10% boven op de kostprijs. Dat betekent dat de kostprijs 10% lager is dan deze getallen. We benoemen de commodityprijs omdat we uitgaan van inkoop van waterstof, dus niet van eigen productie.

74

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Hoe toekomstbestendig is waterstof? De vraag naar groene waterstof is vooralsnog groter dan het aanbod. Waterstof gemaakt uit aardgas wordt nu met name in de industrie gebruikt voor processen zoals kraken, of de productie van plastics. Mogelijk komt in 2030 een verplichting om hiervoor groene waterstof te gebruiken, waardoor een enorme toename in de vraag naar groene waterstof ontstaat (CE Delft & TNO, 2022). Vanuit de transportmarkt ontstaat ook een vraag naar groene waterstof omdat dit als hernieuwbare brandstof geldt en met groene waterstof aan de bijmengverplichting voor hernieuwbare brandstoffen kan worden voldaan. Deze toename in marktvraag kan de prijs van groene waterstof doen stijgen. Daarbij is de prijs van groene waterstof afhankelijk van de prijs van groene elektriciteit, de wereldprijs van groene waterstof en eventuele afspraken die hierover zijn gemaakt. Een hoge elektriciteitsprijs drijft de kostprijs van groene waterstof op. Potentiële afnemers van groene waterstof geven aan dat aanbieders prijsindicaties geven van 8 tot 15 €/kg voor de periode 2027-2030 (CE Delft & TNO, 2023), wat gedeeltelijk verklaard kan worden door hoge elektriciteitsprijzen in een Power Purchase Agreement (PPA).