Trilemma artikelen

De vooruitzichten voor geothermie in Nederland

Trilemma/Energeia, 12-8-2019

 

In het recente klimaatakkoord speelt geothermie (ook wel: aardwarmte) een belangrijke rol bij het omlaag brengen van de uitstoot van broeikasgassen bij de warmtevoorziening. Met name voor warmte in de gebouwde omgeving en in de glastuinbouw wordt ervan uitgegaan dat aardwarmte fors zal groeien en in 2050 een substantieel deel van deze warmtevraag voor haar rekening zal nemen.

Belangrijke input voor het klimaatakkoord was het in 2018 gepubliceerde Masterplan Aardwarmte, opgesteld door EBN en een aantal stichtingen op het gebied van aardwarmte en warmtenetwerken. Hierin wordt gesteld dat aardwarmte kan groeien van de huidige 3,6 PJ (PetaJoule) naar 50 PJ in 2030 (30 PJ in de glastuinbouw, 20 PJ in de gebouwde omgeving) en tenminste 200 PJ in 2050. De totale warmtevraag in Nederland is nu 960 PJ waarvan de gebouwde omgeving ongeveer 50% uitmaakt, de industrie 40% en de landbouw (met name de glastuinbouw) 10%. Verwacht wordt dat deze vraag licht zal dalen.

Opvallend is dat het klimaatakkoord de concrete cijfers uit het Masterplan Aardwarmte niet overneemt. De door de sector geformuleerde doelstellingen worden verwelkomd maar ook enigszins ambitieus bevonden. In hoeverre kunnen kostendalingen gerealiseerd worden? Hoe aantrekkelijk is aardwarmte ten opzichte van alternatieven als warmtepompen, groen gas of waterstof? De indicatie van ECN (110 PJ in 2050, waarvan 30 PJ een relatief speculatief deel betrof voor hoge temperatuur warmte in de industrie) lag een stuk lager.

Het doel van dit artikel is een overzicht te geven van de ontwikkelingen in deze sector gedurende de laatste 10 jaar, de initiatieven te beschrijven die nu worden opgezet om een snelle groei mogelijk te maken en een indicatie te geven van de kans dat een snelle groei van aardwarmte ook inderdaad wordt gerealiseerd. Voor de goed orde: het gaat hier om diepe aardwarmte, oftewel dieptes groter dan 500 meter.

De technische “basics”

Bij geothermie wordt warmte onttrokken aan water dat via een put wordt opgepompt vanuit de diepte. Vervolgens wordt dit water in een nabijgelegen tweede put weer op dezelfde diepte geïnjecteerd. Er wordt in Nederland vrijwel altijd een tweetal putten (doublet) geboord. Oppompen en injecteren lukt alleen als er op die diepte een waterdoorlatende laag aanwezig is. In Nederland is dit meestal zandsteen. Het is vaak een van de zelfde zandsteen formaties waaruit in Nederland gas (en een enkele keer olie) geproduceerd wordt.

De temperatuur neemt toe met de diepte, in Nederland met ongeveer 30 graden per kilometer. De doorlatendheid van gesteente neemt echter af met toenemende diepte. Dit impliceert dat er een optimum diepte is waar de warmteopbrengst maximaal is: daar waar de temperatuur al flink gestegen is maar de doorlatendheid van het gesteente nog niet zover is afgenomen dat het een beperking vormt voor de hoeveelheid water die door het systeem kan stromen. In Nederland ligt dit optimum rond de 2 tot 3 km diepte. Het is op deze diepte dat de tuinbouwers, de pioniers voor geothermie in Nederland, opereren.

Het betekent dat ruimteverwarming, met water van ongeveer 60 tot 100 graden (de temperatuur op 2 tot 3 km diepte), in Nederland relatief makkelijk is. Industriële verwarming, met een warmtevraag van (veel) meer dan 120 graden is hier echter moeilijk. In vulkanische gebieden ligt dat anders.

Zodra een doublet (en evt. een warmtenet) er eenmaal ligt zijn de verdere kosten relatief laag en is de uitstoot van broeikasgassen zeer klein. Putten worden dusdanig ontworpen dat het koudere geinjecteerde water de productieput niet binnen 30 jaar (veelal de technische levensduur van een systeem) zal bereiken. Daarna zal men niet direct op exact dezelfde locatie een put willen boren. Zelfs een zeer conservatieve schatting geeft voor Nederland echter al een potentiële hoeveelheid duurzame aardwarmte van tenminste 300 PJ/jaar.

Warmte is veel duurder om te transporteren dan gas of elektriciteit en warmtetransport brengt al gauw substantiële verliezen met zich mee. Dat heeft tot gevolg dat geothermie putten dicht bij de afnemer van warmte moeten staan. Aangezien een enkel doublet al warmte oplevert voor meerdere duizenden huishoudens, of een aantal kassencomplexen, betekent dit dat geothermie een relatief grote en geconcentreerde warmtevraag vereist. Voor de gebouwde omgeving impliceert dit stedelijke gebieden. Vrijstaande huizen in landelijke gebieden zullen eerder richting warmtepompen gaan.

De ervaringen van de laatste 10 jaar

De ongeveer 20 projecten die het afgelopen decennium ontwikkeld zijn betroffen vrijwel allemaal projecten voor de glastuinbouw. De glastuinbouw heeft een grote, relatief constante (door het jaar heen) warmtevraag op één, of een beperkt aantal, locaties. Het kassengebied bij het Westland (en ook een gedeelte van Noord Holland) is vanuit geologisch oogpunt goed geschikt voor geothermie. De geologie is er door de olie- en gaswinning ook goed bekend.

Toch gaat hier niet alles over rozen. Ook na ruim tien jaar is het aandeel aardwarmte in de glastuinbouw nog geen 5 procent. De business case is vrij marginaal (ook met subsidie) en er is een serieus risico voor tuinders dat zaken niet goed gaan. Dat is niet zozeer het geologische risico (waar men zich nu ook voor kan verzekeren) maar problemen met de integriteit en het functioneren van de putten.

Deze putten draaien nu gemiddeld zo’n 5 jaar en nu al heeft meer dan een kwart serieuze problemen gehad die leidden tot een tijdelijk of permanent stilleggen van het systeem (terwijl de technische levensduur 30 jaar zou moeten bedragen). Van deze putten wordt meer gevraagd dan van een gasput (terwijl ze eenvoudiger zijn uitgevoerd). In plaats van een beperkte hoeveelheid gas met een hoge energiedichtheid, gaat er een grote hoeveelheid zeer zout water door. Scaling (dichtslibben) en corrosie zijn daarom bij geothermie een groter probleem dan bij gasputten in Nederland. Om dat tegen te gaan is een substantiële hoeveelheid chemicaliën nodig.

De korte termijn uitdaging is niet zozeer om de geothermie putten goedkoper te maken maar ervoor te zorgen dat ze inderdaad enige tientallen jaren meegaan. Dit vereist een robuuster putontwerp met grotere marges (bv een dubbele in plaats van een enkele casing), het gebruik van betere materialen en een meer vakkundige monitoring tijdens het gebruik. De kennis uit de olie- en gasindustrie kan daarbij helpen. Het is hoognodig dat de geothermie sector verder professionaliseert, zoals in 2017 aangegeven door SodM (Staatstoezicht op de Mijnen) in hun spraakmakende staat van de sector rapport.

Lopende initiatieven: SCAN en UDG

SCAN (Seismische Campagne Aardwarmte Nederland) is een project van EBN en TNO om de kennis van de ondergrond te vergroten in die delen van Nederland waar niet of nauwelijks door de olie- en gasindustrie geëxploreerd is. Dit gebeurt door nieuwe seismiek te schieten of bestaande seismiek te re-processen. Het onderzoek concentreert zich voorlopig op de dichtbevolkte as Haarlem – Utrecht – Nijmegen. Hiermee kan het potentieel voor aardwarmte beter worden ingeschat en er kan een begin worden gemaakt met nieuwe projecten. Voor de eerste projecten zullen de onzekerheden groter zijn dan in bv het Westland.

Het UDG (ultradiepe geothermie) project richt zich op de industriële warmtevraag die hogere temperaturen van 120 graden of meer vereist. Dat is een veel grotere uitdaging dan warmte voor kassen en gebouwen want dat vereist een diepte van 4 tot 6 km. Op die diepte doet zich echter het probleem voor van een lage doorlatendheid van gesteentes. In de praktijk richt men zich daar op kalksteen waarvan de doorlatendheid op deze dieptes niet zozeer gerelateerd is aan porositeit (zoals bij zandsteen) maar aan fractures (scheuren).

Dat soort scheuren zijn moeilijk te voorspellen op basis van seismiek, zeker op grote dieptes. Fracken om deze scheuren zelf te creëren lijkt in de Nederlandse setting kansloos. De kans op scheuren is het grootst bij breukzones; een locatie die tegelijkertijd echter een relatief grote kans op geïnduceerde aardbevingen geeft. De ervaring bij het Balmatt project in België, waar recent in de testfase al geïnduceerde bevingen voorkwamen, stemt niet hoopvol. SodM ontraadt het boren bij breukzones. Gezien de vraag naar hoge temperatuurwarmte is het begrijpelijk dat de UDG studie is opgezet. Echter, de kans dat dit gaat lukken in Nederland lijkt uitermate klein. Daarbij spelen ook de snel stijgende kosten van het boren, zodra men dieper gaat dan 4 km, een rol.

Het is mogelijk om de kosten omlaag te brengen door meer in campagnes te gaan boren. Men kan daarbij op den duur ook denken aan een boortoren die geoptimaliseerd is voor putten op bv 2 tot 3 km diepte. Als de vraag naar aardwarmte zich verder ontwikkelt kan dit een realistische optie worden.

Draagvlak

Het risico op geïnduceerde aardbevingen bij projecten die zandsteen betreffen is in Nederland, met uitzondering van locaties bij gedepleteerde gasvelden, zeer klein. Voor kalksteen in het Carboon en Devoon ligt de zaak anders; hier is er wel degelijk een reële kans op geïnduceerde bevingen. Het lijkt waarschijnlijk dat de ontmoedigingen van SodM om hier te boren blijvend zullen zijn; ook om te voorkomen dat het draagvlak voor geothermie ondermijnd wordt in andere, meer geschikte, gebieden. Het enige Nederlandse aardwarmteproject in het Carboon-gesteente, nabij Venlo in Limburg, is ondertussen voor onbepaalde tijd stilgelegd.

Bijvangst is een onderbelicht thema. Het betreft hier meestal in het water opgelost gas en een enkele keer olie. Duidelijk is ondertussen dat een geothermieproject niet zonder een scheidingsinstallatie voor gas kan. Een aantal vroege projecten moesten later, tegen relatief hoge kosten, hiervan worden voorzien. Het gas kan worden afgefakkeld maar zal bij grotere hoeveelheden de CV ketel ingaan. Voor bijvangst is afgesproken dat dit tot een hoeveelheid van 3,6 Nm3 gas per kuub water, of 5 m3 olie per dag, aan de geothermist toevalt.

Voor een succesvolle energietransitie zal de Nederlandse samenleving moeten aanvaarden dat vrijwel elke grootschalige activiteit qua energievoorziening ook een aantal negatieve aspecten zal hebben. Waar het om gaat is dat deze klein zijn ten opzichte van de negatieve impact van de uitstoot van broeikasgassen bij het verbranden van fossiele brandstoffen.

Onzekere vooruitzichten

De geothermie sector maakt vorderingen met professionaliseren. Stakeholders als EBN en TNO doen de juiste dingen. Een project als SCAN zal het mogelijk maken in grotere delen van Nederland met minder risico een geothermie project op te zetten. EBN kan nu financieel te participeren. Toch is de vraag gerechtvaardigd of de ambities zoals geformuleerd in het Masterplan Aardwarmte ook maar enigszins haalbaar zijn. Men kan niet anders doen dan constateren dat de groei nu langzaam gaat.

Geothermie heeft niet de mogelijkheden voor schaalvergroting en kostenverlaging zoals offshore wind die heeft. Boren van putten doet men in de olie- en gasindustrie al heel lang en het potentieel voor kostendalingen in geothermie ligt vooral in een meer planmatige aanpak en het boren in campagnes; niet zozeer in technologische doorbraken. Voor offshore wind is opschalen relatief makkelijk: zowel de turbines als het aantal turbines per park kan men relatief makkelijk vergroten. Shell Nederland neemt deel aan een aantal projecten en kan technisch advies geven. Maar de investeringen in geothermie zijn voor Shell vooralsnog klein ten opzichte van die in offshore wind.

Een optimaal vergunningenstelsel voor geothermie blijft een uitdaging. Met het recent gepubliceerde voorstel kiest het kabinet voor een laagdrempelig stelsel en negeert men de suggestie van EBN dat het uitgeven van grotere vergunningen (of het in samenhang behandelen van een aantal kleinere) zou kunnen leiden tot een meer optimale ontwikkeling van geothermie in een bepaald gebied. Het probleem van de afgelopen jaren was dat gebieden vaak op speculatieve basis werden gereserveerd waarop dan jarenlang geen of slechts een beperkte activiteit volgde. Het lijkt er niet op dat dit probleem met het nieuwe stelsel zal worden opgelost. Dat de hele procedure nu meer is gestroomlijnd en meer is toegesneden op geothermie is echter een welkome ontwikkeling.

Voor de gebouwde omgeving, op termijn de grootste afnemer van aardwarmte, staat of valt geothermie met het opzetten van warmtenetten. Ook de sector zelf realiseert zich terdege hoe groot en complex deze opgave is. De vele stakeholders en de lange doorlooptijd van vergunnings- en inspraakprocedures maken een snelle groei hier moeilijk. De track record van de overheid om grote infrastructurele projecten te versnellen is ronduit slecht.

Onder de huidige omstandigheden lijkt een grote versnelling van de groei van aardwarmte in de tuinbouw er niet in te zitten. De tuinbouwsector heeft het financieel niet makkelijk. De huidige lage aardgasprijzen zijn geen aansporing om nu op geothermie over te gaan. Afgelopen decennium werden er gemiddeld ruim 2 doubletten per jaar geboord. Dat zou in 2018-2020 moeten groeien naar 5, in 2020-2025 naar 10 en in 2025-2030 naar 20. Voorlopig lijkt een dergelijke snelle exponentiële groei onwaarschijnlijk.

Om enigszins die kant op te gaan is er een veel grotere SDE+ steun nodig (al of niet gefinancierd door een verhoging van de nu lage gasprijs en energiebelasting voor de glastuinbouw). De historische kosten van eerdere projecten zijn geen goede richtlijn voor de benodigde subsidie, gezien de manier waarop projecten in de vroege fase zijn opgezet (“cheap and dirty”), maar dienen nu wel als maatstaf in de berekening. Met ruimhartige subsidies voor zon en wind gedurende de eerste fase van de Energiewende heeft Duitsland als pionier in deze sectoren het vuile werk voor ons opgeknapt, iets waar wij nu van profiteren. Dat gaat voor aardwarmte niet gebeuren. Is de regering werkelijk bereid diep in de buidel te tasten om aardwarmte hier op de lange termijn van de grond te krijgen, terwijl op de korte termijn andere opties voor het zelfde geld misschien meer potentieel hebben om de CO2 uitstoot snel naar beneden te krijgen?

De toekomst van aardwarmte in Nederland is dan ook relatief onzeker. Het benoemen van een toekomstige bandbreedte lijkt zinvoller dan het noemen van een enkel getal. Voor 2030 zou deze bandbreedte kunnen neerkomen op 10 – 50 PJ. Het is de regering die nu de sleutel in handen heeft. Wordt men werkelijk slagvaardig bij het snel opzetten van warmtenetten? Is men bereid de financiële steun via SDE+ langdurig en substantieel te verhogen? Als dit allebei uitblijft betekent dat een voortzetting van het huidige groeitempo voor aardwarmte en komt men eerder bij de 10 PJ uit. Wordt het allebei gerealiseerd dan komt de 50 PJ in zicht.

 

Waarom zijn olieprijzen zo onzeker?

En hoe kan een nieuwe oliecrisis er uit zien?

Trilemma/Energeia, 15-7-2019

Olie en gas zijn verantwoordelijk voor ongeveer 80% van het Nederlandse energieverbruik en dat percentage is de afgelopen decennia maar weinig veranderd. Als er al een fossiele brandstof is die nu marktaandeel verliest, is dat kolen. Daarmee zijn olie- en gasprijzen, de laatste vaak gekoppeld aan de olieprijs, nog steeds van substantiële invloed op onze economie. Sterker nog, door de snelle afname van de Nederlandse gasproductie neemt die invloed nog toe. Immers, nu Nederland een netto importeur van gas is geworden, kan een positief effect van hoge gasprijzen niet langer compenseren voor het negatieve effect van hoge olieprijzen.

Als er iets opvallend is aan de wereldwijde oliemarkt is het wel dat de olieprijs zo weinig invloed heeft op de olievraag. Sinds 2014 varieerde de olieprijs (nu rond de 65 dollar voor een vat Brent) tussen de 30 dollar (begin 2016) en 110 dollar (begin 2014). De jaarlijkse stijging van de wereldwijde olievraag varieerde ondertussen van 1,2% (2014) tot 1,6% (2016). De grote variaties in prijs hadden dus slechts een zeer beperkte invloed op de vraag, die ondertussen geleidelijk doorsteeg naar zo’n 100 miljoen vaten per dag. Mensen blijven olie verbruiken, ongeacht de prijs van een vat ruwe olie. Dat geldt met name voor de ontwikkelde landen waar de eindprijs van een olieproduct in hoge mate door belastingen wordt bepaald.

Het aanbod van olie reageert slechts langzaam op de olieprijs. Er gaat namelijk een aantal jaren overheen voordat een nieuw conventioneel olieveld ontwikkeld is. Met een reactietijd van ongeveer een half jaar reageert het productieniveau van schalieolie in de VS veel sneller op de olieprijs dan dat van conventionele olie, maar schalieolie maakt nog slechts 8% van de wereldwijde productie uit. Dit relatief kleine segment heeft wel een relatief grote invloed op de olieprijs.

Dit alles betekent dat de oliemarkt permanent in een relatief wankel evenwicht verkeert. Een verandering van de olievraag met 1 of 2%, zoals vanwege de wereldwijde economische crisis in 2008, of een verandering van het olieaanbod door bijvoorbeeld een oorlog in het Midden Oosten of sancties tegen een olieproducerend land als Iran, kan de olieprijs makkelijk doen halveren of verdubbelen. Het geeft aan hoe onzeker olieprijzen zijn, met name op de korte termijn. Zaken als een wereldwijde economische crisis, een oorlog in het Midden Oosten of het sanctiebeleid van president Trump, om er maar een paar te noemen, vallen niet te voorspellen.

Dat de variaties in de olieprijs in de praktijk vaak minder extreem zijn, ligt aan het OPEC kartel en met name aan Saoedi-Arabië, het dominante lid van OPEC. Als enige land ter wereld houdt Saoedi-Arabië een significante reservecapaciteit aan van 1 tot 2 miljoen vaten per dag. Daarmee kan het  de rol van swing producer vervullen en de ergste pieken en dalen van de olieprijs voorkomen. Dat werkt nog beter in samenwerking met Rusland, zoals de laatste jaren het geval is. Deze strategie kan werken om een tijdelijke mismatch van vraag en aanbod, zoals tijdens de economische crises in 2008, op te lossen. Een structurele mismatch kan het niet oplossen.

Op de lange termijn heeft de olieprijs de neiging te convergeren naar een niveau dat door de market fundamentals bepaald wordt. Dat niveau wordt niet bepaald door de gemiddelde kostprijs van een vat olie maar door de kostprijs van de marginal barrel; het laatste en meest dure vat olie dat wordt geproduceerd om aan de vraag te voldoen. In de praktijk is dat deepwater olie of schalieolie.

Er is een andere wereld voorstelbaar waar men de goedkoopste en makkelijkst te winnen olie het eerst zou produceren. Men zou er olie produceren uit het gebied van Saoedi-Arabië (kostprijs een paar dollar per vat), Irak of Rusland (kostprijs 20 of 30 dollar per vat) en men zou er nooit beginnen aan deepwater olie of schalieolie (kostprijs gemiddeld respectievelijk zo’n 50 of 60 dollar per vat).

Dat dit niet gebeurt ligt aan een land als Saoedi-Arabië dat er reeds lange tijd voor kiest om ver onder het geologisch potentieel te blijven produceren. Voor grote westerse oliebedrijven ligt de verhouding tussen bewezen reserves en jaarlijkse productie rond de 10; voor Saudi Aramco is het ongeveer 70. Voor een land als Saoedi-Arabië is deze terughoudendheid bij het opendraaien van de oliekraan een volstrekt rationele strategie om de opbrengst van olie voor het land op de lange termijn te maximaliseren. Naar een structureel hoger marktaandeel gaan is voor Saoedi-Arabië mogelijk maar het leidt, zo was de inschatting tot nu toe, tot een dermate lange periode van veel lagere olieprijzen dat de hogere productie daarvoor niet kan compenseren.

Voorspellen van de olieprijs is niet goed mogelijk en voorspellingen hebben een slechte track record. Hooguit kan men proberen bepaalde scenario’s te schetsen en aan te geven waarom sommige scenario’s, met de huidige kennis en stand van zaken, wat waarschijnlijker lijken dan alternatieven. Ter illustratie volgen  twee schetsen, een voor de kortere en een voor de langere termijn.

Voor de kortere termijn is relevant dat de olie-industrie sinds de val van de olieprijzen in 2014 relatief weinig investeert. In de laatste World Energy Outlook van November 2018 waarschuwt de IEA, net als in eerdere uitgaven, dat deze lage investeringen op een termijn van enige jaren kunnen leiden tot relatief krappe oliemarkten en hoge olieprijzen. De conventionele olieproductie buiten OPEC begint nu langzaam af te nemen. Dit betekent dat de productie van schalieolie in de VS nog sneller moet gaan groeien dan het de afgelopen jaren reeds deed om de stijgende vraag bij te houden. Het is bepaald geen gegeven dat dat gaat lukken.

Technologie en efficiency bij de winning van VS schalieolie naderen nu een plateau. De geologische problemen nemen echter toe. Er wordt steeds meer water en gas met de olie mee geproduceerd en de ruimte voor nieuwe putten in de beste schalieolie gebieden begint af te nemen. De financiële positie van niche schalieolieproducenten is de afgelopen jaren langzaamaan verslechterd waardoor zij meer moeite krijgen met de financiering. Meer kapitaalkrachtige producenten van conventionele olie zitten op het vinkentouw om hen, tegen een niet al te hoge prijs, over te nemen.

Westerse oliebedrijven als Shell blijven relatief terughoudend met investeringen in nieuwe olieproductie. Er wordt weliswaar vaak het beeld geschetst dat deze bedrijven zich weinig aantrekken van de energietransitie; in werkelijkheid ligt dat heel anders. Zij hebben er geen belang bij de impact van de energietransitie te onderschatten. Investeringen in een segment als oliezanden, met een relatief lange terugverdientijd, zijn door deze bedrijven vrijwel geheel stop gezet. Met investeringen in nieuwe conventionele olie zijn ze al jaren lang terughoudend. In feite investeren bedrijven als Shell nu wel in lijn met een scenario waarin de opwarming tot 2 graden beperkt blijft. De wereldwijde vraag naar olie ontwikkelt zich echter op dit moment helemaal niet in die richting.

Voor de langere termijn is het maar de vraag of OPEC zijn huidige cohesie behoudt. Een land als Saoedi-Arabië kiest er nu nog voor relatief weinig te produceren. Blijft dat zo als rond 2030 of 2040 de vraag naar olie begint te dalen, zoals in veel scenario’s wordt aangenomen? De keus waar dit land voor staat zal steeds nijpender worden: de hoeveelheid olie die in de grond blijft minimaliseren of de prijs hoog houden? Beide tegelijk zal niet lukken. Het is geen gegeven, maar wel een reële mogelijkheid dat Saoedi-Arabië ooit de aanzet geeft tot een system reset en een tijd van systematisch lagere olieprijzen. Het zou een oliecrisis betekenen van een geheel andere natuur. Net als een crisis met hoge olieprijzen heeft dat ook een keerzijde: het zal de overgang naar duurzame energie verder bemoeilijken.

Toekomstige olieprijzen zijn uitermate onzeker en kunnen, met alle veranderingen die op komst zijn, ver van een business as usual scenario komen te liggen. Dat kan van grote invloed zijn op de energietransitie.

Voor wie verder wil lezen: zie de studie over oliemarkten van Jilles van den Beukel en Lucia van Geuns op de website van het The Hague Centre for Strategic Studies.

 

Laat de zware olie in de grond

Trilemma/Energeia, 10-12-2018

Een vat olie levert bij verbranding ruim 400 kg CO2 op. De totale footprint is echter beduidend groter want ook bij productie, transport en raffinage van olie worden broeikasgassen uitgestoten. Die additionele footprint varieert van ongeveer 40 tot 200 kg CO2equivalent per vat, zo schat de IEA in de recent uitgebrachte 2018 World Energy Outlook. Voor de olie met de hoogste footprint is de werkelijke bijdrage aan klimaatverandering dus bijna 50% hoger dan als alleen naar de verbranding wordt gekeken.

Ook bij gas is de werkelijke footprint hoger dan de CO2-uitstoot bij verbranding. Voor gas wordt de additionele footprint vooral veroorzaakt door methaanlekkages (methaan is een krachtig broeikasgas; op een tijdschaal van 100 jaar ongeveer 30 maal krachtiger dan CO2). Voor olie ligt de zaak gecompliceerder en zijn er meerdere factoren die meespelen.

Voor de productie van zware olie en olie uit oliezanden wordt gebruik gemaakt van energie-intensieve methodes zoals steam flooding. Daarbij wordt de zware olie vloeibaarder gemaakt door het reservoir op te warmen door middel van het injecteren van grote hoeveelheden stoom.

Gas dat in olie is opgelost komt vrij als de olie naar boven wordt gehaald. Dat gas kan worden opgevangen en nuttig worden gebruikt maar in gebieden zonder gas infrastructuur wordt het gas afgefakkeld (flaring). Dit affakkelen speelt bij de footprint van olie een minstens zo grote rol als methaanlekkages (die ook bij olieproductie voorkomen).

Tenslotte heeft olie raffinage nodig voordat het als brandstof gebruikt kan worden en die raffinage kost veel energie. De raffinaderijen van Shell, BP en Esso staan in de Nederlandse top tien van grootste bronnen van broeikasgassen. Belangrijk daarbij is dat zware olie een veel complexere en meer energie vergende raffinage nodig heeft dan lichte olie.

Voor de totale additionele footprint van olie op een wereldwijde basis zijn deze drie componenten (productie, affakkelen/lekkage van gas en raffinage) van vergelijkbare grootte. Voor individuele olievelden en landen zijn er echter grote verschillen.

Canada en Venezuela doen het slecht; Saoedi-Arabië en West-Europa doen het goed.

Gemiddeld heeft zware olie een relatief hoge footprint. Landen met een hoog percentage van productie uit zware olievelden of oliezanden, zoals Venezuela en Canada, behoren dan ook tot de landen met de hoogste totale footprint van een vat olie.

De andere groep landen met een relatief hoge footprint zijn landen met gebieden waar geen gas infrastructuur aanwezig en waar veel gas wordt afgefakkeld. In absolute termen wordt het meeste gas afgefakkeld in Rusland, Irak en Iran. In elk van deze landen wordt per jaar ongeveer 20 miljard kub gas afgefakkeld (vergelijkbaar met de helft van het totale Nederlandse gasverbruik). Per vat olie is de additionele footprint door affakkelen het grootst in Afrikaanse landen zoals Algerije en Kameroen.

Landen met een relatief grote productie van lichte olie behoren tot de groep met een relatief kleine footprint. In die gedeeltes van de VS waar affakkelen niet of nauwelijks voorkomt behoort VS schalieolie tot de olies met de wereldwijd laagste footprint. Het is heel lichte olie en stimulering van de productie met fracking vraagt slechts energie gedurende een zeer korte tijd. Omdat de VS ook een substantiële productie van zware olie heeft en omdat affakkelen in afgelegen schalieoliegebieden als Wyoming nog relatief veel plaatsvindt, bevindt de VS als geheel zich in de middenmoot.

Olie uit Saoedi-Arabië heeft een relatief lage footprint. Het land beschikt over zoveel olie dat men er niet zijn toevlucht hoeft te nemen tot energie-intensieve methodes om het winningspercentage uit een veld op te schroeven. Ook affakkelen van gas komt in Saoedi-Arabië nauwelijks voor. Het gas is juist nodig voor elektriciteitsproductie en als grondstof voor de petrochemie. Paradoxaal genoeg heeft Saoedi-Arabië een tekort aan gas. Ook olieproductie uit de Noordzee doet het qua CO2-footprint – mede dankzij de relatief strenge regelgeving in West Europa – relatief goed. Op een lijst met alle significante olieproducenten (zie hieronder) heeft Denemarken de olie met de laagste additionele footprint.

Hoe de additionele footprint te verminderen?

Nieuwe investeringen in oliezanden of in steam flooding projecten zou men moeten vermijden. De grote westerse oliemaatschappijen zijn hier inderdaad toe geneigd. Met een interne CO2 prijs nemen zij de totale footprint van olie mee in hun beslissingen om te investeren. Shell, Equinor, BP en Total zetten geen nieuwe oliezanden projecten meer op. Zij zijn allemaal – niet uitsluitend maar wel gedeeltelijk vanwege de hoge additionele footprint – uit bestaande Canadese oliezanden projecten gestapt.

Om affakkelen tegen te gaan is het van belang de lokale gas infrastructuur of lokale elektriciteitsproductie uit gas uit te breiden. Voor methaanlekkages bij olieproductie geldt hetzelfde als voor de methaanlekkages bij de gasproductie: goed onderhoud van installaties en een niet aflatende controle op lekkages zijn zeer belangrijk.

Gezien het grote aandeel van fossiele brandstoffen in de wereldwijde energievoorziening – al decennia lang ongeveer 80% – kunnen relatief kleine veranderingen in de additionele footprint van olie en gas een relatief grote invloed hebben. Voor het wereldwijde klimaat was de afgelopen jaren het negatieve effect van de afname van de productie van Nederlands gas vele malen groter dan het positieve effect van de toename van het aandeel zon en wind in de Nederlandse energievoorziening. Immers, binnen de EU wordt deze afname vrijwel geheel opgevangen door een hogere productie en import van Russisch gas, gas dat een 30% hogere CO2-footprint heeft dan gas uit Nederlandse bodem.

Beleidsmakers en investeerders zouden zich meer bewust moeten zijn van de grote verschillen in de totale footprint van fossiele brandstoffen zoals olie en gas. Het niet meer opstarten van nieuwe zware olieprojecten en het verminderen van affakkelen kan een substantieel positief effect hebben. Op die manier kan men met een relatief kleine inspanning een grote vermindering van emissies bereiken. ‘Laat de olie in de grond’ is, gegeven onze grote afhankelijkheid van olie, voorlopig geen realistische optie. ‘Laat de zware olie in de grond’ is dat wel.

Dit artikel is gebaseerd op Appendix C van de 2018 IEA World Energy Outlook (achter een betaalmuur), het Stanford project over de uitstoot van broeikasgassen bij de productie van olie (een kort review paper verscheen recent in Science) en een rapport van ArcEnergy. Het bekendste programma om de wereldwijde footprint van olieproducten als benzine en diesel terug te brengen is het low-carbon fuel standard programma in Californië. Dit technologie neutrale programma heeft tot nu toe de wereldwijde footprint van het verbruik van deze producten in Californië met ongeveer 10% verlaagd. Het Europese programma is
vooral gericht op het toevoegen van biofuels. Vanuit de industrie is er het OGCI (oil and gas climate initiative) dat er naar streeft om de additionele footprint gerelateerd aan de productie van olie door de aangesloten bedrijven in 2025 met ruim 20% te verminderen.

Trilemma heavy oil for jpg

Advertisements