05-06-04 TNO2021 R11125 Finalreport OPVIS 20 technisch rapport

De groottes van de huidige warmtenetten (tot 3,5 PJ levering per jaar) zouden volgens bovenstaande redenatie tot ongeveer 75 GWh opslagbehoefte kunnen leiden. Dit is in theorie goed de accommoderen met HT-ATES. Er zijn in Nederland meerdere geologische formaties in de ondiepe ondergrond die potentieel geschikt zijn voor HT-ATES. Grote delen van het westen van Nederland hebben een gunstige ligging voor HT-ATES. Een groot deel van Nederland vereist meer onderzoek om duidelijkheid te krijgen omtrent de geschiktheid. Een klein gedeelte van Nederland, met name tegen de oostgrens, lijkt ongeschikt voor HTATES. Voor aanbod van basislastwarmte kan men o.a. denken aan restwarmte, geothermie, en warmte uit oppervlaktewater. Deze bronnen zijn geografisch bepaald, maar komen in potentie vrij veel voor in Nederland. De beschikbare (geografische) informatie over deze bronnen, zoals in de Warmteatlas, zijn vaak indicatief. Voor het ontsluiten van betere informatie moet aanvullend werk gedaan worden. Zo wordt binnen het SCAN-programma gewerkt aan het in kaart brengen van geothermiepotentie in gebieden waar nu nog geen goede informatie beschikbaar is. De gecombineerde aanwezigheid van warmtebronnen, woongebieden en de potentie voor HT-ATES komt in verschillende gebieden in Nederland voor. Op het eerst oog valt vooral Zuid-Holland (denk aan de regio Rotterdam-Den Haag) op.

Voor een gedetailleerde studie van een aantal specifieke gebieden kan verwezen worden naar resultaten van het WINDOW-project.

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

7

95 / 114

Overige vormen van opslag

In Hoofdstuk 5 en 6 is uitgebreid ingegaan op waterstofopslag en warmteopslag. Voor waterstofopslag wordt een belangrijke rol in de balancering van elektriciteit en warmte voorzien met de mogelijkheid om dit op de schaal van een seizoen te doen. Warmteopslag is met name gericht op de meer efficiënte inzet van basislast of seizoensgebonden warmtebronnen in warmtenetten. Daarmee resteren drie vormen van grootschalige ondergrondse energieopslag die mogelijk een rol kunnen spelen in de centrale en regionale energievoorziening: opslag van (groen) aardgas, persluchtopslag (CAES) en ondergrondse pomp-accumulatie (O-PAC). In dit hoofdstuk geven we een indicatie van de mogelijke vraag naar deze technologieën in 2030 en 2050. 7.1

Opslag van (groen) aardgas

Deze paragraaf bespreekt de opslag van aardgas. Aardgas wordt gewonnen uit Nederlandse gasvelden, maar zal komende jaren in toenemende mate moeten worden geïmporteerd. Daarnaast kan zogenaamd groen gas op CO2-neutrale wijze worden gemaakt uit biogas (import of binnenlandse productie uit biomassa) of, via methanisatie, uit (groene) waterstof. Omdat dit puur methaan betreft, zal het moeten worden bijgemengd met andere gassen naar de standaard aardgas samenstelling. Wanneer we in deze paragraaf spreken over “aardgasopslag”, dan omvat dit ook de groene variant. Aardgasopslag wordt alleen beschouwd in de scenario’s van BK. De andere studies (LSES en ETS) behandelen aardgasopslag niet of voorzien geen rol in het toekomstige energiesysteem. De rapporten zelf geven geen reden aan waarom het buiten beschouwing blijft. 7.1.1 2030 In 2030 zal de Nederlandse energievoorziening nog voor een belangrijk deel afhankelijk zijn van aardgas. Het KA2030 scenario van BK en de TR2030 en AD2030 scenario’s van ETS gaan uit van een aandeel van 40 – 42% van de totale primaire energievraag (exclusief industriële grondstoffen en bunkerbrandstoffen voor internationaal transport). Procentueel komt dat overeen met de huidige situatie 73 maar in termen van absolute hoeveelheid is het fors minder (afname van zo’n 10 à 15 miljard m3).

In 2030 is de winning uit Nederlandse gasvelden waarschijnlijk afgenomen tot een fractie van het huidige niveau (ca. 5 à 6 miljard m3 per jaar74) en is Nederland hoofdzakelijk afhankelijk van geïmporteerd aardgas. Aardgasopslag zal de komende 10 à 20 jaar waarschijnlijk nog een rol van betekenis spelen in de energievoorziening. Dit komt mede door de verwachting dat de inzet van waterstof dan nog beperkt is en andere hernieuwbare bronnen nog niet in voldoende mate ontwikkeld zijn om de gehele energievraag te bedienen. Inzet van aardgas blijft belangrijk voor warmtevoorziening (industrie en gebouwde omgeving) en heeft daarmee een sterk seizoensgebonden karakter. Maar zeker ook voor elektriciteitsvoorziening om het toenemende variabele karakter door wind en zon te balanceren.

41% volgens EBN – Energie in Nederland 2019 (https://www.ebn.nl/wpcontent/uploads/2019/01/EBN_Infographic2019_14JAN19.pdf) 74 TNO Jaarboek 2019; KEV-2020 73

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

96 / 114

Volgens het BK-KA2030 scenario (zoals doorgerekend in online-gepubliceerde ETM-model versie juli 2020) zal in 2030 nog ca. 37 TWh aan aardgasopslag nodig zijn. Dit is fors lager dan de huidige aardgasopslagcapaciteit van 130 TWh75. Daarbij moet wel worden opgemerkt dat de berekening van BK-KA2030 puur uitgaat van de opslag die Nederland zelf nodig zal hebben (i.e. het noodzakelijke deel voor leveringszekerheid). De huidige 130 TWh omvat ook opslag die een commercieel oogmerk heeft (arbitrage), inclusief opslagcapaciteit om internationale handel in aardgas te ondersteunen. Hoeveel aardgasopslag er precies nodig zal zijn in de komende jaren, hangt mede af van leveringszekerheidsanalyses die o.a. door Gasunie / GTS worden uitgevoerd76. Met de afbouw van de buitenlandse leveringscontracten voor laag-calorisch aardgas (Groningengas), zal de benodigde opslagcapaciteit waarschijnlijk onder het huidige niveau komen te liggen. Daarmee is de verwachting dat voor 2030 de huidige aardgasopslaglocaties voldoende zijn om in de vraag te voorzien. Eveneens is het niet te verwachten dat de gasveldlocaties voor deze tijd al in aanmerking komen voor ombouw naar waterstofopslag. Hiervoor is het aandeel waterstof in de energievoorziening nog te gering.

7.1.2 2050 In de 2050-scenario’s van BK zijn in de meeste gevallen slechts zeer geringe opslagvolumes voor aardgas nodig om vraag en aanbod in balans te houden (maximaal 39 TWh in BKEU2050, zie Figuur 7.1). In principe zou één van de bestaande grotere aardgasopslagen voldoende moeten zijn (bijvoorbeeld 48 TWh in Norg). In het rapport vermeldt BK aanvullend een strategische opslagreserve die in het geval van het EU2050-scenario (Figuur 7.2) tot 124 TWh oploopt vanwege de grote importafhankelijkheid. Met deze strategische opslagcapaciteit zal de volledige bestaande aardgasopslagcapaciteit nodig zijn. Net als voor waterstof in Paragraaf 5.3, plaatsen we hier de kanttekening dat dit erg hoog is (100% van jaarlijkse import). In de huidige situatie omvat de aardgasopslagcapaciteit ca. 30% van de primaire vraag. Als we deze verhouding aannemen, dan zou in totaal (balans plus overige doeleinden/reserves) ca. 67 TWh aardgasopslag nodig zijn77, oftewel een extra aardgasopslagreserve van 28 TWh. Merk op dat in de huidige situatie er geen strategische opslagverplichting voor aardgas bestaat. Gemengde waterstof-aardgasopslag Een mogelijk alternatief voor pure waterstofopslag is opslag van een waterstofaardgasmengsel. Deze technologie zit dichter bij technische realiseerbaarheid en al bekend van de opslag van stadsgas (mengsel 50% methaan, 50% waterstof) in het verleden 78.

Ook de waterstofopslag pilot in Oostenrijk maakt gebruik van een aardgas-waterstof mengsel79. Ten tweede wordt hiermee de energie-inhoud (per volume-eenheid) van het opgeslagen gas vergroot (ten opzichte van pure waterstof). Bij productie uit opslag kan het meng-gas weer worden opgesplitst in waterstof en aardgas of als meng-gas worden ingezet (zoals dat vroeger als stadsgas ook zijn functie kende). Mogelijk kan dit een oplossing zijn voor het accommoderen van de grote strategische opslagvolumes voor waterstof in de toekomst. 75

https://www.gie.eu/maps_data/downloads/2018/Storage_DB_Dec2018.xlsx Bijvoorbeeld: https://www.gasunie.nl/nieuws/analyse-gts-leveringszekerheid 77 In rapport Berenschot&Kalavasta, 2020: primaire vraag aardgas + groengas in BK-EU2050 bedraagt tezamen 805 PJ oftewel 224 TWh. 78 DBI-GUT 2017: https://www.rvo.nl/sites/default/files/2017/07/The%20effects%20of%20hydrogen%20injection%20in%20natur al%20gas%20networks%20for%20the%20Dutch%20underground%20storages.pdf 79 https://www.underground-sun-storage.at/en.html 76

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

97 / 114

Figuur 7.1: Overzicht van geschatte (groen)gasopslagcapaciteit volgens BK. Betreft alleen opslag voor vraag-aanbodbalans.

Figuur 7.2: Overzicht van strategische opslagreserves in het BK-rapport.

7.2

CAES en ondergronds pompaccumulatiesysteem

CAES en ondergronds pompaccumulatiesystemen worden niet of nauwelijks door de energiesysteemmodellen ingezet. Belangrijke redenen hiervoor zijn: • Alternatieve flexibiliteitopties die gevraagde dienst goedkoper of efficiënter kunnen leveren (denk aan batterijen). • De relatieve korte Load Duration (enkele uren tot maximaal een dag met relatief beperkte energiecapaciteit). CAES zal in die zin beperkt bij kunnen dragen aan het opvangen van grote fluctuatie in opwek van elektriciteit uit zon en wind. • Alhoewel CAES (en O-PAC) volgens de geraadpleegde scenario’s en modellen een ondergeschikte rol spelen in het energiesysteem van 2030 – 2050, zijn er toch goede redenen om deze technologieën niet af te schrijven: CAES is een power-to-power technologie die ook diensten levert m.b.t. het op korte(re) tijdschalen balanceren van het elektriciteitsnet die in de besproken studies (en systeemmodellen) helemaal niet aan bod komen maar wel essentieel zijn om het stabiel te houden en waarvan de vraag naar verwachting sterk zal toenemen met toenemend aandeel variabele elektriciteitsproductie in de energiemix. • CAES en O-PAC zullen waarschijnlijk geen grootschalige rol spelen als centrale flexibiliteitsoptie. Daarvoor zijn er, volgens de geraadpleegde modellen, meer aantrekkelijke (goedkopere) opties. Mogelijk worden deze technologieën wel

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

98 / 114

economisch interessant voor private initiatiefnemers wanneer deze worden ingezet voor het leveren van combinaties (stapeling) van verschillende systeemdiensten met inbegrip van prijsfluctuaties. In dat geval zullen er mogelijk afwegingen moeten worden gemaakt tussen waterstofopslag (nationale leveringszekerheid) en CAES in zoutcavernes (privaat-commerciële belangen). Het is met de beschikbare studies niet mogelijk om een goede inschatting te maken van de toekomstige inzet van CAES. Een goed voorbeeld dat CAES en O-PAC een realiteit kunnen worden, is gegeven door de voorgenomen ontwikkeling van CAES door Corre-Energy in Zuidwending80 en voorbereidende onderzoeken naar ondergrondse pompaccumulatie van O-PAC Ontwikkelingsmij. in Zuid-Limburg81.

80 81

https://correenergystorage.nl/caes-the-project/ https://o-pac.nl/

TNO PUBLIEK

TNO PUBLIEK | TNO-rapport | TNO2021 R11125

8

Conclusies

8.1

Algemeen •

•

•

•

•

99 / 114

Ondergrondse opslag omvat een breed spectrum aan energiedragers met o.a. aardgas, aardolie, waterstof, warm water en perslucht en pompaccumulatie van water. Deze technologieën onderscheiden zich met name van bovengrondse energieopslagtechnieken door de grote opslagcapaciteit en/of het grote vermogen. Zowel in Nederland als de rest van Europa wordt energieopslag op dit moment gedomineerd door ondergrondse opslag van aardgas. In termen van energieopslagcapaciteit betreft dit meer dan 99% van het totaal van alle geïnstalleerde energieopslag (inclusief batterijen en pompaccumulatiemeren). Belangrijke redenen voor aanleg van (toekomstige) ondergrondse opslag zijn: o Het verzorgen van vraag-aanbodbalans (leveringszekerheid) in centrale energienetten t/m energiesystemen op wijk/gemeenteniveau, waar ondergrondse opslag een goedkoper of robuuster alternatief biedt dan andere flexibiliteitopties. o Het voorkomen van hoge kosten en maatschappelijke impacts als gevolg van langdurige (dagen, weken) onderbreking van aanbod van strategische en maatschappelijk belangrijke energiebronnen waarvoor geen vervangende alternatieven zijn. o Het bijdragen aan een efficiëntere inzet van duurzame warmte die vooral als basislast gebruikt wordt.

o Het economiseren van private verdienmodellen samenhangend met energieprijsfluctuaties, levering van specifieke systeemdiensten en ondersteuning van (internationale) handel in energiedragers. Drie recente energiesysteemstudies van Berenschot & Kalavasta (BK), TNO Energie Transitie Studies (ETS) en TKI Energie – Large-Scale Energy Storage (LSES), geven een nieuw inzicht in de toekomstige (2030 – 2050) vraag naar flexibiliteit in het veranderende energiesysteem, inclusief ondergrondse en bovengrondse opslag van energie. Op basis van de modeluitkomsten van deze studies en eigen analyses is een evaluatie uitgevoerd omtrent de vraag naar en inpasbaarheid van ondergrondse opslag in het kader van leveringszekerheid en aanbodzekerheid. Voor warmtenetten is onderzocht hoe warmtebuffering kan bijdragen aan een meer efficiënte inzet van warmteaanbod met een constant of seizoensgebonden karakter.

8.1.1 Waterstofopslag • De Nederlandse ondergrond biedt een zeer groot theoretisch en technisch potentieel voor de opslag van waterstof in zoutcavernes (tot max. 43 TWh in met name nieuw aan te leggen zoutcavernes en >250 TWh in bestaande aardgasopslagen en andere gasvelden).De capaciteit die maximaal praktisch realiseerbaar wordt geacht tussen 2030 en 2050, is beduidend lager (15 TWh in maximaal 60 nieuw aan te leggen zoutcavernes en 64 TWh in bestaande aardgasopslagen en een (voor dit rapport aangenomen) maximum van vier nieuwe gasvelden). Belangrijke praktische beperkingen betreffen doorlooptijd, capaciteit en infrastructuur voor aanleg van nieuwe cavernes, ruimtelijke mogelijkheden voor aanleg van grootschalige infrastructuur, aanvragen van vergunningen (inclusief nieuwe gebieden), interferentie met natuur, stedelijke gebieden, grondwaterbeschermingsgebieden, en andere

TNO PUBLIEK