Definitief rapport

Evaluatie Algemeen instrumentarium geothermie

Definitief rapport

Evaluatie Algemeen instrumentarium geothermie

30 mei 2016

Evaluatie Algemeen instrumentarium
geothermie
Definitief rapport

Opdrachtgever Ministerie van Economische Zaken
Programmadirectie Energie-uitdagingen 2020
Postbus 20401
2500 EK Den Haag
Contactpersoon: mevrouw J.G. Kal
Adviseur

IF Technology bv
Postbus 605
6800 AP ARNHEM
T 026-35 35 545| E s.deboer@iftechnology.nl
Contactpersonen:
mevrouw S. de Boer
de heer G. Willemsen
In samenwerking met:

Colofon

Auteurs:

mevrouw S. de Boer (IF Technology)
de heer E. Bourdon (CFG France)
de heer G. Butterman (Marsh B.V.)
de heer N. de Fijter (Triple Bridge)
de heer R. te Gussinklo Ohmann (Spidron B.V.)
de heer J. Klein Hesselink (Ekwadraat)
de heer G. Willemsen (IF Technology)

Versie:
definitief
Gecontroleerd door: mevrouw S. de Boer
Vrijgegeven door:
de heer M. van Aarssen
Paraaf:

66122/SB/20160530 definitief

2

30 mei 2016

Evaluatie Algemeen instrumentarium
geothermie
Definitief rapport

66122/SB/20160530 definitief

3

30 mei 2016

Management samenvatting

Op verzoek van het ministerie van Economische Zaken (EZ) is het huidig financieel
instrumentarium ter ondersteuning van geothermie geëvalueerd. Ook is onderzoek gedaan
naar de wenselijkheid en mogelijkheid van een exploitatie- / garantievoorziening.
Het onderzoek is gebaseerd op interviews, een werksessie met ervaringsdeskundigen uit
de geothermiesector en op praktijkervaringen van het projectteam. Het team van
onderzoekers bestond uit experts van CFG, Ekwadraat, Marsh, Spidron, Triple Bridge en IF
Technology. Daarnaast is een aantal documenten aangeleverd door EZ en RVO zoals
1
onder andere de bestaande Evaluatie van de RNES informatie over geothermieprojecten
in bestaande innovatieregelingen, en documentatie over een Zwitsers geothermie
garantiefonds en internationale ervaringen met operationele issues vanuit het Geothermal
EraNet.

Ontwikkeling Geothermieprojecten
Figuur A
Schematische
weergave
geothermiesysteem

Bij warmtelevering door een
geothermiebron wordt gebruik
gemaakt van de warmte die in
de ondergrond aanwezig is.
Op grotere diepte (vanaf 500
meter minus maaiveld) wordt
een bron geboord en warmte
onttrokken (zie figuur A). Deze
warmte
wordt
aan
de
oppervlakte
vervolgens
getransporteerd naar een
afnemer zoals glastuinbouw,
industrie of een ziekenhuis.
Geothermie heeft zich in
relatief korte tijd, vanaf 2007
tot nu, ontwikkeld tot een
belangrijke technologie voor
de levering van duurzame
warmte.
De
inzet
van
geothermie gaat naar verwachting een cruciale rol vervullen in de energietransitie die op dit
moment plaatsvindt. In vergelijking met het verduurzamen van elektriciteit – waar
1

Evaluatie garantie aardwarmte Eindrapport - 24 maart 2016 – Carnigie Consult

66122/SB/20160530 definitief

4

30 mei 2016

verschillende duurzame opties voor handen zijn – zijn de opties voor het verduurzamen van
warmte gering.
Het aantal PJ dat per jaar geleverd wordt uit geothermie is tussen 2009 en 2014
vervijfvoudigd van 0,3 PJ naar 1,5 PJ. Het gemiddelde groeipercentage lag op meer dan
30% per jaar. Uit het verloop van vergunningaanvragen en subsidieaanvragen voor
geothermie in de periode 2013 tot en met 2015 blijkt echter dat de realisatie van nieuwe
geothermieprojecten stagneert. Er werden in 2013 tot en met 2015 per jaar circa 4 à 5
nieuwe vergunningen en SDE+ aanvragen ingediend; hiervan werden slechts 2 projecten
per jaar gerealiseerd.
Uit productiecijfers blijkt dat de productie van warmte uit geothermiebronnen in 2014 en
2015 wel fors toeneemt (zie figuur B, afkomstig van www.geothermie.nl). Dit wordt onder
andere veroorzaakt doordat de productie uit bestaande doubletten toeneemt en doordat
nieuwe doubletten steeds groter zijn qua vermogen.
Figuur B
Productie van
geothermische
warmte per jaar
(bron:
www.geothermie.nl )

In de Energievisie die in april 2014 is opgesteld zijn de ambities voor de inzet van
geothermie geformuleerd. Als het huidige groeitempo van ca 30% per jaar voortgezet (en

66122/SB/20160530 definitief

5

30 mei 2016

behouden) wordt, kan de doelstelling van minister Kamp van 15 PJ in 2023 gehaald
2
worden .

Succes bestaande instrumentarium
De belangrijkste conclusie van ons onderzoek is dat het bestaande instrumentarium van
groot belang is voor de geothermiesector, en gehandhaafd dient te worden, wil de sector
zich op een succesvolle manier kunnen blijven ontwikkelen. Geothermie kan op dit moment
niet zonder een SDE+ subsidie omdat dan de businesscase onvoldoende is. Ook het
huidige garantiefonds is essentieel omdat bij afwezigheid daarvan de geologische risico’s
te groot zouden zijn voor investeerders. Tenslotte zijn ook de bestaande
innovatieregelingen binnen de Topsector Energie (DEI en HE) cruciaal om geothermie
goedkoper te maken en breder in te zetten in de energievoorziening.

Stagnatie
Tegelijkertijd blijkt uit ons onderzoek dat er knelpunten zijn die een voortgaande groei van
geothermie in de weg kunnen staan.
Het belangrijkste knelpunt is dat er nog steeds (verborgen) risico’s aanwezig zijn bij de
realisatie van een geothermieproject. Deze risico’s en ook de verwachte opbrengst van een
doublet zijn letterlijk in de ondergrond verborgen. Dit in tegenstelling tot veel andere vormen
van duurzame energie zoals zon en wind. Hier is vooraf veel beter te bepalen wat de
verwachte kosten en opbrengsten van een project zijn. En ook wanneer het project
gebouwd is zijn de voorziene risico’s inzichtelijk.
3

De belangrijkste risico’s bij geothermie die afwijken van “gewone” marktrisico’s bij
duurzame energie zijn de volgende:
Het geologisch risico. Het risico dat een put minder warmte produceert dan
verwacht. Omdat de eigenschappen van de locale ondergrond bij voorbaat niet
nauwkeurig bekend zijn, is er een risico aanwezig dat de eigenschappen van het
geothermisch reservoir anders zijn dan verwacht. Dit heeft met name vervelende
gevolgen als er minder vermogen uit de put kan worden geproduceerd
(temperatuur en waterhoeveelheid). Dit risico wordt grotendeels (maar dus niet
voor 100%) ondervangen door het bestaande RNES garantiefonds aardwarmte.

2

Kamerbrief ‘Energievisie’, DGETM-ED / 15042827.
Onder “gewone” marktrisico’s verstaan we hier onder andere afwijkingen ten aanzien van de rente, energieprijzen,
contractbreuk etcetera.
3

66122/SB/20160530 definitief

6

30 mei 2016

-

-

Het boorrisico. Er zijn bijna geen partijen op de markt die bereid zijn om een
geothermieput of een geothermieproject turn key te realiseren. Een groot deel van
de maakrisico’s, zoals de tijd die de boorfirma er over doet om een put te maken,
liggen bij de opdrachtgever. De boorrisico’s kunnen deels verzekerd worden, maar
in de praktijk is tot op heden gebleken dat opdrachtgevers voor hoge onverwachte
kosten kunnen komen te staan tijdens het boren, die niet gedekt worden door de
boorfirma, niet door de verzekeraar en niet door het RNES. Hierdoor eisen banken
van projecteigenaren de aanwezigheid van een aanzienlijke hoeveelheid eigen
vermogen om deze onvoorziene kosten te kunnen opvangen als ze optreden.
Het exploitatie risico. Uit ervaring bij bestaande geothermieprojecten is gebleken
dat er tijdens exploitatie soms onverwachte problemen voorkomen, zoals een
verstopte put, neerslag van zouten en corrosie van metalen. Dit kan leiden tot
aanzienlijke niet begrootte kosten voor de projecteigenaar. Niet alleen moet het
probleem verholpen worden, maar de stilstand zorgt er ook voor dat het project in
die tijd geen geld oplevert, terwijl wel geld uitgegeven moet worden voor rente en
aflossing van de financiering en voor het kopen van gas (backup voorzienig). Ook
dit heeft ertoe geleid dat banken van projecteigenaren eisen dat er genoeg geld in
kas is om dergelijke problemen te kunnen opvangen.

De bovengenoemde optelsom van risico’s maakt dat er relatief veel eigen vermogen wordt
gevraagd, in de orde van 40% van het totale gevraagde vermogen. Dit is aanzienlijk hoger
dan bij wind of zon, waar een percentage van 20% gebruikelijk is. Ter illustratie: een
gemiddeld geothermieproject vraagt ca 15 à 20 miljoen euro aan investeringen per
puttenpaar (incl. bovengrondse warmteaansluiting en dergelijke). Als de bank zou eisen dat
in ieder geval de eerste put voor 100% via eigen vermogen wordt gefinancierd dan zou
men met circa 20% eigen vermogen uit kunnen komen. Het exploitatie- en boorrisico
kunnen bij elkaar opgeteld echter ook zeker 3 à 4 miljoen euro bedragen. Daarmee is het
gevraagde eigen vermogen opgelopen tot 6 à 8 miljoen euro: 40% van het totaal.
De meeste geothermieprojecten zijn en worden ontwikkeld in de glastuinbouwsector. Alle
projecten die daar gerealiseerd zijn, zijn door de tuinders zelf ontwikkeld in de zin dat zij de
vergunningen en subsidies hebben aangevraagd, de projectorganisatie hebben opgezet en
de realisatie risico’s dragen. Voor veel van de projecten die in de pijplijn zitten in deze
sector blijkt het gevraagde eigen vermogen van 40% van het totale te investeren bedrag te
hoog. Ook voor veel andere (potentiële) geothermie ontwikkelaars zoals duurzame energie
fondsen, overheden en energiebedrijven die geothermieprojecten willen realiseren is 40%

66122/SB/20160530 definitief

7

30 mei 2016

eigen vermogen een hoge drempel, vooral ook omdat het gepercipieerde risico hoog is. De
projecten in de tuinbouwsector die wel gerealiseerd zijn hebben allemaal gebruik kunnen
maken van een vorm van investeringssubsidie (meestal MEI subsidie) waarmee een deel
van het eigen vermogen is ingevuld. Op dit moment is er voor innovatieve projecten wel
een vorm van investeringsbijdrage in de vorm van DEI of HE subsidie, en er wordt gewerkt
aan ondersteuning vanuit Europese fondsen voor een aantal nieuwe projecten. De
afwezigheid van een reguliere investeringsbijdrage wordt door veel marktpartijen als een
bottleneck gezien.
Vergelijking met olie- en gas
De risico’s zoals boven omschreven zijn normaal in de olie- en gas sector. Daar zijn de
risico’s zelfs hoger, omdat er geen RNES garantiefonds is dat de geologische risico’s
afdekt. De geothermie markt is echter wezenlijk anders dan de olie- en gas markt:
De waarde van warm water is (ondanks SDE+ subsidie) veel lager dan de waarde
van olie en gas, dus de baten van een zekere productiesnelheid (de
kostenbepalende factor in het ontwerp van een put) wegen minder snel op tegen
de risico’s
Olie- en gas zijn eenvoudiger transporteerbaar (vanwege de energiedichtheid) dan
warm water. Er is een wereldmarkt voor olie en gas. Warm water kan alleen lokaal
afgezet worden.
De kosten voor exploratie door middel van geofysische surveys en exploratieputten kunnen
als gevolg van bovenstaande bij olie-/gas winning in de regel terug worden verdiend, en bij
geothermie niet of nauwelijks. De interesse bij olie- en gas operators om actief te worden in
de geothermie markt blijkt vooralsnog beperkt. Ondanks dat de technologie van olie/gaswinning dicht bij die van geothermie ligt.
Belemmeringen voor de geothermie-warmte aanbiedende marktpartijen
Projecten kunnen niet alleen ontwikkeld worden door de warmtevrager, maar ook door een
partij die geothermische warmte aanbiedt. In Nederland is een aantal partijen actief als
geothermie aanbieder. Voor dergelijke aanbieders is het aantrekkelijk een serie van
projecten te realiseren omdat dan de risico’s per project dalen en omdat er een leercurve
doorlopen kan worden waarbij de kosten en de risico’s per project afnemen. Tot op heden
hebben de geothermie aanbieders echter nog geen project gerealiseerd, en recent heeft
een partij zich terug getrokken die zich juist tot doel had gesteld om risicodragend een serie
van projecten te realiseren. Wat maakt dat deze route tot op heden nog niet succesvol is
gebleken?

66122/SB/20160530 definitief

8

30 mei 2016

-

-

-

-

Het contracteren van de warmtevraag blijkt niet altijd even eenvoudig. Anders dan
bij elektriciteit, waar regelgeving is over levering/afname van duurzame stroom
aan het net, en afname gegarandeerd is, is het sluiten van een warmteafname
overeenkomst met warmteafnemers maatwerk. Vermogens, temperaturen, prijzen
en dergelijke kunnen sterk variëren, en de omvang van de vraag is per afnemer
vaak te laag voor een economisch interessant project. Er moeten dus contracten
met meerdere afnemers gesloten worden.
Het afnamerisico voor de aanbieder is groot. Als een deel van de warmteafname
weg valt door bijvoorbeeld faillissement van een van de afnemers zal het
geothermieproject daar onder lijden.
Veel tuinders blijken het realisatie risico liever zelf te nemen en zijn niet graag
bereid c.q. in staat de marge die een aanbieder rekent te betalen.
Voor toetreders op de markt is het gewenst dat de procedures vanuit
vergunningverleners soepeler en sneller doorlopen kunnen worden. Zorg dat er
duidelijk is wat verwacht wordt.
Ook voor deze marktpartijen speelt dat het gevraagde aandeel eigen vermogen zo
hoog is dat het de aanbieders beperkt in hun armslag. Er is een wens om
meerdere projecten in de pijplijn te hebben, maar de praktijk is dat het eerste
project al moeilijk genoeg is om gerealiseerd te krijgen.

We zien dat de marktpartijen op dit moment dus teughoudend zijn om geothermie
grootschalig op te pakken. Het verkleinen van de leercurve en de groei van het aantal
geothermieprojecten kan gerealiseerd worden door extra inspanning van de overheid. De
mogelijkheden hiervoor worden beschreven in paragraaf “2) Versnelling in andere
marktsegmenten” in deze samenvatting.
Bijkomende belemmeringen voor toepassing in industrie en gebouwde omgeving
Geothermie is ook interessant voor andere warmtevragende sectoren zoals industrie en
gebouwde omgeving, maar tot op heden is het aantal projecten dat in die marktsegmenten
is gerealiseerd zeer beperkt. De interesse is er echter wel degelijk. Uit de interviews met
marktpartijen is gebleken dat deze marktsegmenten nog een aantal extra knelpunten
kennen.
De industrie vraagt vooral om stoom van temperaturen hoger dan 120 ⁰C. Om
deze temperaturen te kunnen leveren moet tot grotere diepte geboord worden
(meer dan 4 km diep) dan in de huidige geothermieprojecten (1,5 à 3 km diep).
Daarbij zijn de data schaars en de risico’s nog groter. Tegelijkertijd blijken

66122/SB/20160530 definitief

9

30 mei 2016

-

industriële warmtevragers juist minder bereid om zelf de risico’s te nemen die
inherent zijn aan geothermieprojecten. Ze zien dit niet als hun core business. Wel
is men bereid om langjarige warmteafname contracten te tekenen.
In de gebouwde omgeving is de warmtevraag per afnemer relatief gering in
verhouding tot de andere segmenten. Er dienen dus warmtenetten te zijn om
geothermische warmte aan te leveren, maar die zijn er niet zo veel in Nederland.
In die zin is de ontwikkeling van geothermie deels afhankelijk van de ontwikkeling
van warmtenetten.

Business case
De business case voor geothermie is afhankelijk van de SDE+. En de SDE+ subsidie is er
op berekend om projecten rendabel te maken. Echter, lang niet alle potentiële
geothermieprojecten blijken in de praktijk ook voldoende rendabel te zijn om de fase van
haalbaarheidsstudie voorbij te komen. Dat ligt aan de volgende aspecten:
De ondergrond en warmtevraag verschilt sterk van plek tot plek, en zijn lang niet
overal even goed geschikt als wordt aangenomen in de SDE+. Daar wordt
uitgegaan van een investering van 1,5 miljoen euro per MW thermisch vermogen.
In veel gevallen blijkt die investering hoger te zijn, zowel als gevolg van een
minder gunstige ondergrond als door een minder gunstige warmtevraag.
Het aantal uren dat warmte kan worden afgezet is in de glastuinbouw en industrie
relatief hoog, maar in de gebouwde omgeving is sprake van een veel lagere vraag
in de zomer. Dit zomerdal kan opgevangen worden door dan elektriciteit te gaan
maken en de SDE+ voor geothermie WKK te gebruiken. Dat kan echter alleen als
de temperatuur van het geothermie water hoog genoeg is.
Het gehanteerde correctiebedrag vertegenwoordigt lang niet altijd de werkelijke
marktprijs voor warmte. In veel gevallen is deze lager.
Data over geschiktheid ondergrond
In sommige gevallen ontbreken de data over de geschiktheid van de ondergrond om een
goede uitspraak te kunnen doen over de mate van geschiktheid van de ondergrond. De
huidige geothermie markt bouwt vooral op bestaande data uit olie- en gas winning, en
daarnaast in toenemende mate op data van eerdere geothermieprojecten in de omgeving.
Er zijn echter grote gebieden en dieptes waar geen of maar weinig data zijn die een goede
inschatting van de geschiktheid van de ondergrond mogelijk maken. Dit betekent dat er
grote gebieden in Nederland onbenut blijven die misschien wel geschikt zijn. De risico’s die
verbonden zijn aan het verzamelen van meer data zijn voor vrijwel alle geothermie

66122/SB/20160530 definitief

10

30 mei 2016

marktpartijen te groot. Marktpartijen stappen in de regel pas in als bekend is hoeveel
geproduceerd kan worden tegen welke investering, en het risico van tegenvallende
productie uit de ondergrond in voldoende mate is afgedekt. Bij dataverzameling gaat het
om twee typen data: geofysische metingen vanaf het aardoppervlak en exploratieboringen.
De kosten voor geofysische metingen voor een geothermieproject in Nederland kunnen
uiteenlopen van ca 500.000 euro tot meerdere miljoenen, en de kosten voor een
exploratieboring zullen al snel enkele miljoenen euro’s bedragen. Wellicht dat marktpartijen
wel bereid zouden zijn als het financieel rendement ook hoger is (zoals bij olie en gas, en/of
4
bij geothermie als de SDE+ subsidie hoger zou zijn). Uit internationaal onderzoek blijkt dat
geothermie zich vooral succesvol ontwikkelt als de overheid een rol speelt bij de
exploratiefase van geothermische projecten. Ook blijkt dat de kosten voor de maatschappij
als geheel lager zijn als de overheid inzet op de exploratie. Dit wordt ook gerapporteerd in
twee rapporten die recent zijn verschenen in de Verenigde Staten en een rapportage voor
de Wereldbank.
Knelpunten wegnemen
Om de belemmeringen weg te nemen, zijn aanpassingen van en aanvullingen op het
bestaande instrumentarium wenselijk.
In volgorde van prioriteit zijn de belangrijkste routes:
1) Verbeter de financierbaarheid van geothermieprojecten, met name door de risico’s
te verlagen door aanpassingen en aanvullingen in het garantiefonds
instrumentarium.
2) Zorg dat geothermie beter toepasbaar wordt in andere marktsegmenten zoals de
gebouwde omgeving en industrie door de SDE+ hier op aan te passen. En zorg
ervoor dat de beschikbare kennis over het realiseren van geothermieprojecten
beter toegankelijk wordt.
3) Zorg dat geothermie in Nederland over een groter areaal en dieptebereik
toepasbaar wordt. Nu worden alleen die gebieden en dieptes gebruikt die goed
gekarteerd zijn voor olie- en gaswinning.

4

Samenvatting in de bijlagen van het hoofdrapport:
Geothermal Exploration Policy Mechanisms: Lessons for the United States from International Applications”; NREL
Technical Report NREL/TP-6A20-61477 May 2014.
Comparative Analysis of Approaches to Geothermal Resource Risk Mitigation DRAFT EVENT VERSION April 2016.

66122/SB/20160530 definitief

11

30 mei 2016

1) Verbetering financierbaarheid
Uit de interviews die we gedaan hebben blijkt dat veel projecten stagneren omdat de
financiering niet rond komt, mede omdat de banken een relatief hoog aandeel eigen
vermogen eisen (circa 40% tegen circa 20% voor bijvoorbeeld een windenergieproject).
Deze hoge eis vloeit voort uit de risico’s die verbonden zijn aan geothermie. De bank wil
zeker zijn dat de mogelijke meerkosten door de eigenaar betaald kunnen worden.
De belangrijkste risico’s die op dit moment leiden tot een hoog aandeel eigen vermogen in
de financiering zijn de volgende:
Het exploitatierisico. Als door onverwachte problemen tijdens exploitatie de
installatie stilstaat wordt geen cash flow gegenereerd om de lening terug te
betalen. Bovendien kunnen sommige problemen hoge kosten met zich mee
brengen om te herstellen. De bank wil zien dat stilstandkosten en herstel betaald
kunnen worden uit eigen middelen. Er is geen commerciële verzekering voor de
problemen in de ondergrondse installatie, en het valt ook niet onder het bestaande
RNES garantiefonds aardwarmte. We stellen daarom voor om deze risico’s met
een aanvullend instrument voor een deel weg te halen bij de opdrachtgever. Dit
aspect is in dit onderzoek verder uitgewerkt. De samenvatting daarvan is
hieronder weergegeven bij ‘Fonds voor exploitatie risico’s’.
Het boorrisico. De kosten voor een boring zijn moeilijk vooraf exact te bepalen. De
meeste putten worden geboord op basis van een day-rate contract met de
boorfirma. Uit ons onderzoek is gebleken dat bij veel projecten de eigenaren
tijdens realisatie voor onverwachte kosten kwamen te staan. Een deel van die
kosten is soms gedekt door een verzekering, maar in veel gevallen waren de
meerkosten voor een groot deel voor rekening van de opdrachtgever. De bank eist
dat er een budget aanwezig is voor dergelijke onvoorziene kosten. Dit budget
vormt een onderdeel van de hoogte van het bedrag aan eigen vermogen dat
geëist wordt. De boorrisico’s zijn slechts voor een deel te verzekeren, en vallen
ook niet in het bestaande garantiefonds. We stellen daarom voor om nader
onderzoek te doen naar de commerciële verzekerbaarheid van boorrisico’s, en te
onderzoeken hoe de onvoorziene kosten bij geothermie boringen nu tot stand zijn
gekomen en wie er voor betaald heeft (boorfirma, verzekeraar of opdrachtgever).
Op basis daarvan kan besloten worden over een mogelijke opname in het RNES
garantiefonds aardwarmte van boorrisico’s die niet commercieel verzekerbaar zijn,
en die het gevolg zijn van onvoorziene geologische omstandigheden. Ter

66122/SB/20160530 definitief

12

30 mei 2016

illustratie: het Franse geothermie garantiefonds verzekert niet alleen een ‘droge
put’, maar ook de boorrisico’s die het gevolg zijn van geologische onzekerheden.
Naast het afdekken van exploitatie- en boorrisico’s stellen wij andere methoden voor om de
financierbaarheid te verbeteren:
Onderzoek de mogelijkheid van deelname van een ‘nationaal overheid geothermie
bedrijf’ in geothermieprojecten, conform de deelname van EBN in olie en gas
projecten. Dit verlaagt de financieringslast bij de projecteigenaar, en kan zorg
dragen voor kennisuitwisseling en risicospreiding tussen projecten.
Onderzoek de mogelijkheid van een overheidsgarantie op een achtergestelde
lening via bijvoorbeeld een groeifaciliteit. Daarmee kunnen derden eerder
meefinancieren.
Onderzoek de mogelijkheid van een subsidieregeling die bijdraagt aan de kosten
voor de studies die nodig zijn voorafgaand aan een investeringsbesluit, zoals
haalbaarheidsstudies en geologische studies ter onderbouwing van een SDE+ en
RNES aanvraag. Deze kosten kunnen voor veel projecteigenaren significant zijn
en vertegenwoordigen een hoog financieel risico omdat er op dat moment nog
weinig zekerheid is over doorgang van het project.
Verken de mogelijkheid om de SDE+ te differentiëren naar de mate van
geschiktheid van de ondergrond, conform de differentiatie die er ook is voor
windenergie. Sommige geothermieprojecten vallen nu af omdat de business case
niet goed genoeg is vanwege minder goede geologische omstandigheden.
Overweeg het correctiebedrag aan te passen. In veel gevallen blijkt het
correctiebedrag niet de marktprijs voor warmte te reflecteren.
Pas de winstmarge voor de SDE+ berekening, als element in het basisbedrag,
aan. Zodat geothermie een vergelijkbaar rendement krijgt als andere duurzame
technieken.
Onderzoek of het RNES garantiefonds op een aantal punten verbeterd kan
worden (zie Evaluatie RNES). Met name de hoogte van het gegarandeerde
bedrag voor een doublet (7,225 miljoen euro) is te laag voor de meeste projecten.
Ook lijkt het goed te overwegen om meer risico’s op te nemen in het fonds, zoals
sommige risico’s die wel inherent zijn aan de onzekerheden in de ondergrond,
maar niet direct geologisch van aard zijn (geochemie, hydraulisch). Ook bevelen
we aan om te onderzoeken of de boorrisico’s deels in het garantiefonds kunnen
worden opgenomen. Daarbij zal wel bekeken moeten worden of de hoogte van de

66122/SB/20160530 definitief

13

30 mei 2016

premie die daar het gevolg van is, door de markt als een verbetering van de
situatie gezien zal worden.

Fonds voor exploitatie risico’s
De belangrijkste risico’s tijdens exploitatie hebben te maken met neerslag van mineralen uit
het zoute water, corrosie/erosie van materialen en verstopping van de productie- en/of
injectieput. Deze problemen kunnen deels vooraf voorkomen worden door bijvoorbeeld een
goed putontwerp met de juiste materiaal selectie, door dosering van corrosie/scalinginhibitor al bij realisatie op te nemen en door de putten zorgvuldig schoon te maken voor
inbedrijfname. Dit betekent wel dat de investeringen hoger worden, maar deze
investeringen zullen in de regel terugbetaald worden uit gedaalde operationele kosten. Dit
betekent dus ook dat een eventuele dekking van exploitatierisico’s via een of ander fonds
niet kan zonder kwaliteitsstandaarden die in de markt worden gehanteerd. Anderzijds
kunnen niet alle problemen vooraf voorzien worden, omdat watersamenstelling en
systeemcondities in ieder project anders zijn. Daarom blijft er altijd een risico over dat het
project onverwacht stil komt te staan en er significante onverwachte kosten zijn voor de
eigenaren om het probleem op te lossen en de aflossing van de lening door te blijven
betalen zonder dat daar inkomsten uit warmteverkoop en SDE+ subsidie tegenover staan.
De Stichting Platform Geothermie heeft het initiatief genomen om een werkgroep op te
richten om de exploitatieproblemen te inventariseren en met voorstellen te komen om de
problemen op te lossen. Spreiding van de risico’s blijkt voldoende te zijn om de knelpunten
op te lossen: spreiding over meerder jaren en over meerdere projecteigenaren. Dit kan door
de oprichting van een garantie- of waarborgfonds waar alle deelnemers een premie per jaar
betalen. Uit onderzoek van de werkgroep van het platform is echter ook gebleken dat de
markt er alleen niet uit komt, en dat een fonds vanuit de overheid, of deelname van de
overheid in zo’n fonds, noodzakelijk is wil dit tot stand komen, ook omdat er geen
commerciële verzekering beschikbaar is die de grootste exploitatie risico’s zoals scaling,
corrosie en clogging dekt.
In Frankrijk is er vanuit de rijksoverheid al een bestaand garantiefonds aanwezig dat
e
exploitatie risico’s dekt (zie voor meer info Bijlage 1). Dit fonds is een 2 trap na het fonds
dat het geologisch risico dekt. Voor zover bekend zijn er in andere landen geen geothermie
exploitatiefondsen aanwezig (wel fondsen om het geologisch risico af te dekken). De
premie die voor deelname in het huidige Franse fonds wordt gevraagd bedraagt 15.000
euro per project per jaar. Een eerdere versie van het Franse fonds heeft gelopen van 1980

66122/SB/20160530 definitief

14

30 mei 2016

tot 2004. De totale kosten voor het exploitatiedeel bedroegen 24 miljoen euro, evenals de
opbrengsten. Van de inkomsten was 8 miljoen afkomstig van premies, 8 miljoen van een
inleg bij de start door de Rijksoverheid, en 8 miljoen uit rente. De premie werd destijds
anders berekend maar kwam op een soortgelijk bedrag uit als voor deelname in het huidige
fonds. Uit deze berekening blijkt dat in het Franse exploitatiefonds slechts een derde van
de kosten werden gedragen door directe premie inkomsten.
Een exploitatiefonds heeft een startkapitaal nodig om vanaf dag een effectief te kunnen
zijn. Het Franse fonds heeft dat start kapitaal gecreëerd door het garantiefonds voor het
geologisch risico ook te gebruiken voor het exploitatiefonds. Het maakt ook dat de project
eigenschappen al bekend zijn op het moment van start van de exploitatie.
Op grond van bovenstaande adviseren we om te overwegen een exploitatie garantiefonds
op te richten als aanvulling op het bestaande RNES geologisch risicofonds. Er zijn globaal
gezien twee opties om de risico’s te spreiden: een onderling waarborgfonds, en een
garantiefonds. De voor- en nadelen afwegend geven wij de voorkeur aan een garantiefonds
waarbij er aandacht moet zijn voor het feit dat stilstand van de installatie tot sterke stijging
van de schade kan leiden. Snelheid van handelen is dus cruciaal. Aanvullend wordt in dit
verband ook voorgesteld de ’banking’ mogelijkheden in de SDE+ te verruimen zodat meer
stilstand kan worden gecompenseerd door later of eerder geproduceerde warmte.
Het Franse exploitatiefonds lijkt in de afgelopen 36 jaar goed gewerkt te hebben. Er zijn
methodes ontwikkeld om de risico’s voor het fonds te beperken, en om ervoor te zorgen dat
de projecten die in het fonds komen kwalitatief goed zijn. We stellen daarom voor om het
Nederlandse fonds te modelleren naar het Franse fonds, en voor zover nodig aan te
passen aan de specifieke Nederlandse omstandigheden.

2) Versnelling in andere marktsegmenten
Uit ons onderzoek blijkt dat de business case van veel geothermieprojecten in de
gebouwde omgeving en de industrie onvoldoende is, omdat de warmtevraag in die
marktsegmenten meestal anders is dan in de glastuinbouw (waar de SDE+ nu op is
gebaseerd). De belangrijkste verschillen zitten in de volgende aspecten:
Het temperatuurniveau van de warmtevraag in de gebouwde omgeving en
industrie ligt in de regel hoger dan in de glastuinbouw. Dat maakt dat de kosten
3
per geleverde kWh vanuit geothermie hoger worden, omdat er per m water die
wordt opgepompt minder warmte wordt benut. We adviseren daarom verschillende
categorieën op te nemen in de SDE+ qua warmteafzet.

66122/SB/20160530 definitief

15

30 mei 2016

-

In veel gevallen in zowel industrie als gebouwde omgeving zullen warmtepompen
een belangrijke rol vervullen. Deze zitten nu niet in de SDE+, en het is wenselijk
dat die worden opgenomen. Een optie zou kunnen zijn om voor de vaststelling van
de subsidiabele warmte uit te gaan van de warmte geleverd wordt aan de de
gebruiker, al dan niet via een warmtepomp. Van belang is in alle gavellen dat de
telling van de PJ’s in de statistieken correct plaats vindt. Er is nu een risico op
dubbeltelling met warmte uit warmtepompen.Voor veel mensen die betrokken zijn
bij een beslissing om al dan niet een initiatief te ondersteunen om te komen tot
een geothermieproject, is geothermie een onzeker avontuur. Er is weinig
informatie beschikbaar voor niet technisch geschoolde mensen die ze kunnen
gebruiken om hun beslissing onderbouwd te kunnen nemen. Hierbij gaat het met
name om financieel georiënteerde mensen, energiecoördinatoren, beslissers bij
warmtevragers, woningbouwcorporaties, gemeentes, provincies, etc. We stellen
daarom voor om samen met de markt te onderzoeken hoe deze informatie
beschikbaar kan worden gemaakt. Bijvoorbeeld door in inzet van een (tijdelijk)
‘expertise centrum geothermie’ die minder specialistisch van aard is dan
bijvoorbeeld de bestaande kennisuitwisselingplatforms ‘Kas als Energiebron’ (voor
de tuinbouw) en het Platform Geothermie. Een dergelijk platform kan gemeentes
ondersteunen en in algemene kennis voorzien.

3) Groter areaal en dieptebereik
De geothermieprojecten die nu gerealiseerd zijn en die in voorbereiding zijn, bevinden zich
vooral in gebieden en op dieptes waar veel data zijn verzameld voor olie en gaswinning. Er
zijn echter ook gebieden in Nederland waar wel warmtevraag is die in aanmerking komt
voor dekking door geothermie, en ook een geologie aanwezig is die in principe geschikt zou
kunnen zijn voor geothermie, maar waar de data ontbreken om die potentie ook aan te
tonen omdat er geen olie of gas in de regio is aangetroffen.
Uit internationale literatuur over de rol van de overheid bij geothermie blijkt dat het gewenst
is dat de overheid met name in de allereerste fases van geothermie een rol heeft. Het
Climate Policy Initiative (CPI) heeft in opdracht van de Wereldbank onderzocht hoe diverse
grote projecten met geothermie voor elektriciteit tot stand zijn gekomen, en wat de rol van
de overheid en van de private markt geweest is. Daaruit blijkt duidelijk dat de overheid een
belangrijke rol heeft om de risico’s in de eerste fases weg te nemen. Daarbij gaat het vooral
om het verzamelen van data die inzicht geven in de mate van geschiktheid van de
ondergrond voor winning van warmte (exploratie). Deze risico’s zijn dermate hoog dat een

66122/SB/20160530 definitief

16

30 mei 2016

private investeerder ook een relatief hoog financieel rendement zou eisen om in te stappen.
Diverse rapporten tonen aan dat als overheid deze risico’s deels zelf neemt, de uiteindelijke
totale maatschappelijke kosten voor geothermie lager worden. Het benodigde feed in tarief
voor geothermische energie kan dan namelijk lager zijn dan in de situatie zonder
overheidsrol.
Een voorbeeld van een succesvol geothermieproject in een gebied waar weinig data waren
is het project in Venlo. Daar heeft de projecteigenaar zelf besloten om te investeren in de
verzameling van meer data. Het project was daarna succesvol, en recent hebben de buren
ook een project gerealiseerd. Tot op heden blijken er verder vrijwel geen projecteigenaren
bereid om dit soort relatief hoge risico’s te nemen. Daarom stellen we voor om te
onderzoeken of een exploratie-instrument voor gebieden met weinig data kan worden
ontwikkeld naast het garantiefonds. Hiermee wordt het verzamelen van data gestimuleerd
die nodig zijn om een garantiefondsaanvraag in te kunnen dienen.
Dit instrument zou als garantiefonds, als subsidie op basis van de SDE+ (conform de HE
regeling) of als borgstelling voor een lening kunnen worden uitgevoerd.
De industrie vraagt vaak om hoge temperaturen om stoom te maken voor de processen:
circa 130 à 200°C. Voor die temperaturen moeten diepere lagen worden aangeboord dan
nu gangbaar is voor geothermie (4 à 6 km tegenover nu 2 à 3 km diepte). Voor de grotere
dieptes geldt hetzelfde als voor de gebieden met weinig data: er dient meer aan exploratie
gedaan te worden voordat een garantiefondsaanvraag ingediend kan worden. Misschien
kunnen sommige ultra diepe projecten in het bovengenoemde exploratie-instrument gepast
worden. Maar daarnaast is het volgens ons wenselijk dat er een apart spoor wordt opgezet
vanuit de rijksoverheid om ultra diepe geothermie in Nederland verder te brengen.
De SDE+ kent een dieptegrens van 500 m. Bij grotere dieptes vallen projecten onder de
Mijnbouwwet en komen ze in aanmerking voor SDE+. Er zijn echter ook interessante
ontwikkelingen gaande ten aanzien van laag temperatuur warmtenetten, waarbij gebruik
gemaakt wordt van de ondiepere ondergrond. Een voorbeeld daarvan is het Mijnwater
project in Heerlen. In sommige gevallen zal een lagetemperatuurnet met een ondiepe vorm
van geothermie of WKO een goedkoper en beter alternatief zijn voor verduurzaming van de
warmtevraag dan diepe geothermie. We stellen daarom voor om te onderzoeken wat de rol
van lagetemperatuurnetten met ondiepe geothermie/bodemenergie kan zijn ten opzichte

66122/SB/20160530 definitief

17

30 mei 2016

van diepe geothermie. Op basis daarvan kan de SDE+ wellicht bijgesteld worden waarbij
de 500 m grens kan verschuiven of kan komen te vervallen.

Dekking kosten van maatregelen
De aanpassingen in de garantievoorzieningen zullen in principe kostendekkend kunnen zijn
door de premies, over een langere tijd gezien, de totale kosten van het fonds te laten
dekken. Dit is nu ook al het geval met het huidige RNES garantiefonds aardwarmte (zie
evaluatie RNES). Wel zal onderzocht moeten worden of de hoogte van de premie zich blijft
verhouden tot wat de markt bereid is te betalen. De gesuggereerde subsidies en
aanpassingen in de SDE+ zullen in eerste instantie leiden tot een groter beslag van
geothermie op sommige financiële middelen. Maar uiteindelijk zal een grotere bijdrage van
geothermie aan de duurzame energie doelstelling voor Nederland als geheel financieel
gunstig zijn als daarmee minder beroep hoeft te worden gedaan op duurdere bronnen van
duurzame energie. Vooralsnog lijkt dat wel waarschijnlijk zolang geothermie goedkoper blijft
dan de meeste alternatieven: geothermische warmte zit nu (2016) in de eerste fase van de
SDE+ met een basisbedrag van 5,6 ct/kWh. De eerste fase loopt echter tot 9 ct/kWh, en de
fases erna lopen tot 11, 13 en 15 ct/kWh.

Kennis en Innovatie
De kostprijs ontwikkeling van geothermie gaat de laatste tijd vooral omhoog; zowel
investeringen als exploitatiekosten worden per jaar naar boven toe bijgesteld. Dit is een
gevolg van de gesignaleerde operationele knelpunten die zijn opgetreden, en vanwege
toegenomen eisen aan de veiligheid en kwaliteit van projecten.
De verwachting is dat deze trend omgebogen kan worden als er aan twee voorwaarden
wordt voldaan:
1. er is een grote continue stroom aan geothermieprojecten, waardoor er meer
geïnvesteerd kan worden in technologieontwikkeling, er meer gestandaardiseerd
kan worden, meer herhaling kan komen in projecten, er minder fouten gemaakt
worden, etcetera. De boven gesuggereerde maatregelen voor versnelling moeten
deze stroom teweeg kunnen brengen.
2. als dit ondersteund wordt door een innovatie programma dat de technologie
ontwikkeling ondersteunt. Het instrumentarium dat er nu is voor innovatie bij
geothermie zit vooral op het gebied van demonstratie (DEI en HE). Dat
instrumentarium voldoet uitstekend voor geothermie en het is van groot belang dat
dit ook wordt voortgezet. Er is echter geen instrumentarium voor eerdere fases

66122/SB/20160530 definitief

18

30 mei 2016

van technologie ontwikkeling. We stellen voor dat onderzocht wordt hoe het
huidige instrumentarium kan worden uitgebreid om ook deze innovatiefases te
dekken.

Aantrekken investeerders
Als laatste opmerking: Nederland heeft een goed geothermisch potentieel, een uitstekend
instrumentarium om geothermie te stimuleren en er is een grote vraag naar geothermische
warmte. De voorgestelde aanpassingen kunnen de markt voor geothermie vergroten. Dit
biedt kansen voor Nederlandse én ook buitenlandse investeerders. De geothermiemarkt is
internationaal. De boorbedrijven die in Nederland actief zijn komen uit het buitenland, en er
zijn nu ook een aantal geothermieoperators actief waarvan de moedermaatschappij
buitenlands is. Het is aan te bevelen dat Nederland actiever wordt met het informeren van
de internationale markt (via congressen bijvoorbeeld, of persberichten) om meer
buitenlandse investeerders aan te trekken

66122/SB/20160530 definitief

19

30 mei 2016

Inhoudsopgave

Management Samenvatting
1

Introductie .................................................................................................................. 23
1.1 Aanleiding .......................................................................................................... 23
1.2 Kader ................................................................................................................. 24
1.2.1 Technisch afbakening ............................................................................. 24
1.2.2 Technische aspecten & kennisagenda ................................................... 25
1.2.3 Financiële aspecten ................................................................................ 26
1.3 Doel.................................................................................................................... 26
1.4 Belang geothermie ............................................................................................. 27
1.5 Beschrijving business case ................................................................................ 29
1.6 Leeswijzer .......................................................................................................... 30

2

Aanpak ....................................................................................................................... 32
2.1 Activiteiten.......................................................................................................... 32
2.2 Beschrijving relevant speelveld .......................................................................... 33
2.2.1 Projectfases ............................................................................................ 33
2.2.2 Marktsegmenten ..................................................................................... 34
2.2.3 Marktpartijen ........................................................................................... 34

3

Algemeen instrumentarium geothermie ..................................................................... 37
3.1 Opbouw instrumentarium ................................................................................... 37
3.1.1 SDE+ ...................................................................................................... 37
3.1.2 RNES ...................................................................................................... 37
3.1.3 Demonstratie energie innovatie (DEI) ..................................................... 37
3.1.4 Hernieuwbare Energie (HE) .................................................................... 38
3.1.5 Kennis en innovatie – ervaring met Kennisagenda Aardwarmte
Nederland, de DEI en de HE.............................................................................. 38
3.2 Ervaringen met de SDE+ in de glastuinbouw ..................................................... 40
3.3 Investeringsbereidheid ten gevolge van het huidige instrumentarium ............... 44
3.3.1 Financieringsbeleid Banken .................................................................... 44
3.3.2 Financieringsbeleid bij provinciale fondsen............................................. 46
3.3.3 Investeringen door een overheidsbedrijf ................................................. 46
3.3.4 Investeringen door derden ...................................................................... 47
3.3.5 Overige financieringsvormen .................................................................. 47
3.4 Samenvatting gebruik instrumentarium .............................................................. 48

66122/SB/20160530 definitief

20

30 mei 2016

4

Exploitatierisico’s verlagen ......................................................................................... 49
4.1 Wat zijn de exploitatierisico’s? ........................................................................... 49
4.1.1 Exploitatierisico’s Nederland ................................................................... 49
4.1.2 Exploitatierisico’s buiten Nederland ........................................................ 50
4.2 Relatie tussen exploitatieproblemen en CAPEX ................................................ 51
4.3 Initiatieven markt ................................................................................................ 53
4.3.1 Commerciële verzekering ....................................................................... 53
4.3.2 Initiatief Platform Geothermie ................................................................. 53
4.4 Voorbeeld: uitwerking Franse regeling ............................................................... 54
4.5 Vormgeving exploitatievoorziening .................................................................... 55
4.5.1 Kwantitatieve verkenning ........................................................................ 55
4.5.2 Nadere uitwerking ................................................................................... 56
4.5.3 Structuur en voorwaarden....................................................................... 57

5

Boorrisico’s verlagen .................................................................................................. 59
5.1 Bekende boorrisico’s .......................................................................................... 59
5.2 Omgang boorrisico’s in de praktijk ..................................................................... 61
5.2.1 Verzekeringen......................................................................................... 62
5.2.2 Boorcontract ........................................................................................... 63
5.2.3 Samenvatting boorrisico ......................................................................... 64
5.3 Initiatieven in de markt ....................................................................................... 64
5.4 Vormgeving boorrisico voorziening .................................................................... 66

6

Markt en Areaal verbreden ........................................................................................ 68
6.1 Afnemers gebouwde omgeving .......................................................................... 68
6.2 Gebruikerservaring SDE+ in de gebouwde omgeving ....................................... 70
6.3 Afnemers Industrie ............................................................................................. 72
6.4 Rol ultradiepe geothermie .................................................................................. 73
6.5 Areaal verbreden ............................................................................................... 75

7

Aanbevelingen ........................................................................................................... 77
7.1 Aanpassingen SDE+ .......................................................................................... 77
7.2 Aanpassingen RNES ......................................................................................... 78
7.3 Kennis en Innovatie ........................................................................................... 79
7.4 Aanvullend instrumentarium............................................................................... 79
7.4.1 Exploratie instrument .............................................................................. 79

66122/SB/20160530 definitief

21

30 mei 2016

7.4.2 Instrument om exploitatierisico’s te verlagen .......................................... 81
7.4.3 Overige instrumenten om financieringslast te verlagen .......................... 81
7.5 Andere aspecten ................................................................................................ 82

Leeswijzer
Bijlage 1

Studie CFG - Franse regeling

Bijlage 2

Samenvatting studies Wereldbank / Verenigde Staten

Bijlage 3

Tabel behorend bij hoofdstuk 4

Bijlage 4

Begeleidingscommissie vanuit Ministerie EZ

66122/SB/20160530 definitief

22

30 mei 2016

1
Introductie
1.1 Aanleiding
De landelijke overheid heeft zich gecommitteerd aan het behalen van de
duurzaamheidsdoelstellingen in 2020. Zij heeft de ambitie geformuleerd dat in 2023
16% van onze energie uit duurzame energie bestaat. In 2020 is het ijkpunt 14%.
Voor 2050 is de ambitie uitgesproken om de totale energievoorziening in Nederland volledig
duurzaam te laten zijn. Dit betekent dat de komende jaren fors ingezet moet worden op
verschillende vormen van duurzame energie om deze ambities te verwezenlijken.
Geothermie is een relatief nieuwe en veel belovende vorm van hernieuwbare energie in
Nederland. Benutten van het aardwarmtepotentieel is een prioriteit uit de Warmtevisie van
minister Kamp[1], de Beleidsbrief Tuinbouw [2] en de Meerjarenafspraak Energietransitie
Glastuinbouw [3]. Volgens de Warmtevisie kan in 2023 15 PJ geleverd worden uit
geothermie (glastuinbouw, gebouwde omgeving en industrie). Het potentieel in de
glastuinbouw is groot: tot 20% van het totale energiegebruik is door middel van geothermie
te verduurzamen. Het ministerie van Economische Zaken en LTO Glaskracht Nederland
hebben daarom een Versnellingsplan Aardwarmte opgesteld [4].
Geothermie is een bewezen techniek, die over de gehele wereld wordt toegepast. In
Nederland zijn op dit moment dertien geothermieprojecten gerealiseerd: elf in de
glastuinbouw en twee in de gebouwde omgeving. Één glastuinbouwproject levert
ondertussen ook aan de gebouwde omgeving. In de industrie is tot nu toe nog geen enkel
project gerealiseerd. De groei van het aantal nieuwe projecten lijkt te stagneren:
Het aantal PJ dat per jaar geleverd wordt uit geothermie is tussen 2009 en 2014
vervijfvoudigd van 0,3 PJ naar 1,5 PJ. Het gemiddelde groeipercentage lag op meer dan
30% per jaar. Uit het verloop van vergunningaanvragen en subsidieaanvragen voor
geothermie in de periode 2013 tot en met 2015 blijkt echter dat de realisatie van nieuwe
geothermieprojecten stagneert. Er werden in 2013 tot en met 2015 per jaar circa 4 à 5
nieuwe vergunningen en SDE+ aanvragen ingediend; hiervan werden slechts 2 projecten
per jaar gerealiseerd.
Omdat bij geothermie de bron van de warmte in de aarde verscholen ligt, wordt onzekerheid
(geologisch risico) geïntroduceerd. Die onzekerheid ligt in het feit dat vooraf nooit zeker is of
er met een boring voldoende warmte naar boven gehaald kan worden. Zekerheid
hieromtrent wordt pas verkregen door te boren, oftewel na een eerste investering. De
onzekerheid vooraf verlaagt de aantrekkelijkheid van zo’n investering.

66122/SB/20160530 definitief

23

30 mei 2016

Daarnaast zijn potentiële financiers terughoudend vanwege de risico’s die samenhangen
met de onbekendheid met de eigenschappen en gedrag van zowel het gesteente als het
geothermische water. Soms zijn, als gevolg van onverwachte technische problemen van
uiteenlopende aard tijdens de exploitatie, dure ingrepen nodig om de productie van een
stilgevallen doublet weer op gang te krijgen.
Tot nu toe zijn vanuit de overheid twee belangrijke instrumenten ontwikkeld, die deels
tegemoet komen aan bovenstaande problematiek:
Regeling Nationale EZ Subsidies Aardwarmte (RNES) en
Stimulering Duurzame Energie+ (SDE+)
De RNES dekt het geologisch risico (tegenvallers in de ondergrond) tijdens de realisatie van
een put. De RNES is in zijn huidige vorm met name geschikt voor conventionele geothermie
o
(temperaturen meestal tussen 60 - 90 C) in lagen waarvan bekend is dat ze warmte kunnen
leveren door middel van het onttrekken van water (watervoerend), en meestal niet voor
o
ultradiepe geothermie (temperaturen hoger dan 130 C C) waar de watervoerendheid afwezig
of zeer onzeker is.
De SDE+ subsidie wordt gebruikt om de onrendabele top van warmtelevering door
geothermie te bekostigen (in vergelijking met conventionele technieken). De subsidie is
gebaseerd op de ’normale’ operationele kosten die tijdens exploitatie worden gemaakt. In de
markt is gesignaleerd dat de onverwachte, aan de ondergrond gerelateerde
exploitatieproblemen, een financieringsrisico vormen omdat ze in geen van beide regelingen
gedekt worden.
Bovenstaande constateringen over het gebruik van beide regelingen leiden tot de vraag of,
gezien de stagnatie in de ontwikkeling van geothermische projecten, de huidige financiële
instrumenten toereikend zijn en in hoeverre aanpassingen en/of optimalisaties mogelijk zijn.
Minister Kamp heeft in een brief aan de Tweede Kamer op 27 januari 2016 toegezegd om
deze vragen te beantwoorden [5].

1.2 Kader
1.2.1 Technisch afbakening
Voordat we verder gaan met het beschrijven van de vraagstelling en het kader van het
onderzoek zullen we eerst de definities van geothermie die gehanteerd worden in deze
rapportage toelichten:

66122/SB/20160530 definitief

24

30 mei 2016

-

-

-

Wanneer gesproken wordt over geothermie in deze rapportage worden systemen
bedoeld die gerealiseerd worden met filters tussen de 1.000 - 3.500 meter minus
5
maaiveld .
Ondiepe geothermie heeft betrekking op systemen waarbij de ontrekkings- en
infiltratiebron zich bevinden op een diepte tussen 500 - 1.000 meter minus
maaiveld.
De definitie ultradiepe geothermie wordt gebruik voor systemen met een diepte
groter dan 3.500 meter minus maaiveld of geothermiesystemen ten behoeve van
opwekking van stoom of elektriciteit.

Andere vormen van duurzame warmtelevering die in aanmerking komen voor SDE+ en/of
RNES vallen buiten de scope van dit onderzoek. Dit geldt ook voor andere technieken die
gebruik maken van de bodem zoals hogetemperatuurwarmteopslag of WKO (open
bodemenergiesystemen), hetgeen niet wegneemt dat een duurzaam gebruik van de
ondergrond in de volle breedte cruciaal is om de warmte/koude transitie te versnellen.

1.2.2 Technische aspecten & kennisagenda
In de afgelopen twee jaar zijn de volgende rapportages opgesteld om de kennis over
geothermische projecten te verspreiden en technisch inhoudelijke vraagstukken op te
lossen:
Kennisagenda Aardwarmte (2014) – onder leiding van het ministerie van
Economische Zaken en LTO Glaskracht is de kennisagenda geothermie opgesteld
met als doel om de ontwikkeling van en onderzoek naar geothermie te bundelen.
De kennisagenda richt zich enerzijds op het terugdringen van onzekerheden en
risico’s in het ontwerp en de operatie en anderzijds op het vergroten van de inzet
van een geothermische bron.
6
Kenniswerker (2014) – een project van DAGO en Kas als Energiebron voor
kennisopbouw en kennisuitwisseling, rondom realisatie geothermieprojecten in
Nederland.
Handboek Geothermie (2014) – Handboek dat bestaat uit 2 delen: het eerste deel
bevat informatie over realisatie, wetgeving en ontwerpaspecten van
geothermiesystemen; het tweede deel richt zich op het veiligheid en gezondheid bij
de realisatie van een geothermisch doublet.

5

In de SDE+ subsidie wordt onderscheid gemaakt tussen ‘geothermie’ op een diepte tussen 500 en 3.500 meter minus
maaiveld én systemen dieper dan 3.500 meter minus maaiveld.
6
Dutch Association Geothermal Operators

66122/SB/20160530 definitief

25

30 mei 2016

-

Technische aspecten van geothermieprojecten (2015) – uit de rapportage van
het Expertisecentrum Financiering Duurzame Energieprojecten blijkt dat de inzet
van zowel hoogwaardige materialen die geschikt zijn voor de lokale
watersamenstelling als relevante deskundigheid, bepalend zijn voor een stabiele
productie.

1.2.3 Financiële aspecten
Deze rapportage is een vervolg op recent onderzoek naar financiële aspecten rondom
geothermie:
Financiering en financierbaarheid van geothermieprojecten (2015) – uit de
rapportage van het Expertisecentrum Financiering Duurzame Energieprojecten
volgt dat het aantal nieuwe geothermieprojecten laag is, mede vanwege de
moeilijke financierbaarheid. De banken blijken terughoudend ten aanzien van
geothermieprojecten.
Evaluatie Garantie Aardwarmte (2016) – Evaluatie van de
RNES naar de effectiviteit en de inzet van de regeling bij geothermieprojecten.

1.3 Doel
Om een duidelijk antwoord te krijgen op de vraag waardoor de stagnatie in de groei van
geothermie veroorzaakt wordt, heeft het ministerie van Economische Zaken de
onderstaande vragen geformuleerd.
1.

Beschrijf het algemene beeld van het instrumentarium voor geothermie
Met hierbij de volgende deelvragen:
a) In hoeverre is het verkrijgen van financiering voor geothermieprojecten een
belemmering?
b) Wat is hiervoor de reden? Geef daarbij aan in hoeverre het huidige
overheidsinstrumentarium afdoende is voor het verkrijgen van financiering?
c) Welke risico's en belemmeringen zijn er? En op welke manier kunnen deze risico's
verkleind worden?

2.

Is het vormgeven van een exploitatievoorziening voor aardwarmte nuttig en hoe
zou deze eruit moeten zien?
Met hierbij de volgende subvragen:
a) Welke risico's kunnen er in de exploitatiefase op treden? Welke problemen hebben
zich tijdens de exploitatiefase voorgedaan in bestaande projecten? Hoe zijn deze

66122/SB/20160530 definitief

26

30 mei 2016

b)

c)
d)

e)

verholpen? Wat zijn ervaringen met geologische risico's tijdens exploitatiefase in
Frankrijk (en andere landen)?
Op welke wijze kunnen de risico's verkleind worden tijdens de exploitatiefase en de
bouwfase (bv. materiaalkeuze, boortechnieken etc.).
Welke maatregelen kunnen al vooraf (in realisatiefase) getroffen worden, om
exploitatieproblemen te verminderen of te kunnen mitigeren (meer CAPEX,
minder OPEX). Wat betekent dit voor de kosten/business case van
geothermieprojecten ?
Welke initiatieven zijn er in de markt om deze risico's te dekken (denk aan
exploitatieverzekering, waarborgfonds)? Kan de overheid hier een rol in spelen?
Op welke wijze is de exploitatieverzekering in Frankrijk gerealiseerd? Zijn er ook
ervaringen in andere landen? Hoe is de financiering van de subsidie vormgegeven
ofwel: dekken de premies de uitgaven?
Indien een exploitatievoorziening noodzakelijk lijkt, hoe zou deze er op hoofdlijnen
uit moeten zien?
Welke kennis is minimaal noodzakelijk om een exploitatievoorziening te
kunnen starten? Pakt de markt dit naar verwachting spoedig op? Zo nee, is er
dan sprake van marktfalen? Hoe kan de markt worden gestimuleerd dit op te
pakken?
Hoe zou een exploitatievoorziening er uit zou moeten zien (Garantie,
verzekering, waarborgfonds, etc.)? Onder welke voorwaarden. Wat is er nodig,
hoe kan het georganiseerd worden. Hoe rekening te houden met
kennisontwikkeling en ervaring die in de loop van de tijd wordt opgedaan? Hoe
freeriders te weren (slecht management, tijdens bouwfase niet de actuele
kennis omtrent exploitatierisico’s in relatie tot het ontwerp en de gekozen
materialen in acht genomen, etc.).

1.4 Belang geothermie
Ruim 1324 PJ van de primaire energie in Nederland (48% van het totale verbruik voor
energie doeleinden) wordt gebruikt voor verwarming in de segmenten gebouwen, landbouw
en afval & industrie blijkt uit de publicatie van het Nationaal Expertisecentrum Warmte van
RVO (voormalig AgentschapNL) in 2013 [6]. De toepassing van geothermie biedt een grote
kans om deze 48% te verduurzamen. In Figuur 1 is schematisch weergegeven hoe het
energieverbruik verdeeld was in 2010. Destijds was 49% van de warmtevraag afkomstig uit
de gebouwde omgeving.
Aardwarmte is een lokale en duurzame bron van warmte waarbij weinig CO2 vrij komt; er is
alleen elektriciteit nodig om de pompen te laten draaien. Deze elektriciteit wordt in Nederland

66122/SB/20160530 definitief

27

30 mei 2016

nu nog grotendeels fossiel opgewekt. Bij een gangbare COP (warmte output gedeeld door
elektriciteit input) van 20 is de hoeveelheid fossiele energie die nodig is voor aardwarmte
echter minder dan 10% van de hoeveelheid fossiele energie die nodig zou zijn voor
verwarming met gas. Als de putten eenmaal geboord zijn vraagt de bron heel weinig ruimte
en is er ook geen sprake van geluidsbelasting of visuele hinder voor de omgeving.
Figuur 1
Verdeling
Energiegebruik naar
warmtetoepassing in
2010 (Bron: RVO)

Geothermie is bovendien een van de goedkoopste opties voor duurzame energie De kosten
per geleverde hoeveelheid duurzame energie zijn vaak lager dan andere duurzame opties,
mits de juiste condities qua geologie en warmtevraag aanwezig zijn. Dit blijkt ook uit de
bedragen voor geothermie in de SDE+, in vergelijking met bedragen voor veel andere
technieken. De kosten van energie uit aardwarmte zijn voor (zeer) lange tijd stabiel en
voorspelbaar. De kosten van de geproduceerde warmte worden voor het grootste deel
bepaald door de kapitaalslasten van de investering in de geothermische put.
Een belangrijk argument voor de toepassing van geothermie is ook de beschikbaarheid
gedurende het jaar. Andere vormen van hernieuwbare energie kennen variaties in het
aanbod door externe factoren. Een aardwarmtebron kenmerkt zich door de goede
regelbaarheid van de warmtelevering, die bovendien geheel onafhankelijk is van externe
omstandigheden als het weer of het seizoen.
Door deze karakteristieken, de onafhankelijkheid en de regelbaarheid, is geothermie
bijzonder geschikt om bij te dragen als component voor het verduurzamen van
warmtelevering, waarbij verscheidene vormen van duurzame energie en/of fossiele

66122/SB/20160530 definitief

28

30 mei 2016

brandstoffen – al dan niet in cascadegebruik - worden gecombineerd. Het duurzame gebruik
van de ondergrond (geothermie i.c.m. opslag) is van cruciaal belang voor een succesvolle
energietransitie naar een duurzame warmte- en koudevoorziening in Nederland.

1.5 Beschrijving business case
7

ECN heeft samen met DNV GL en TNO voor de berekening van de SDE+
subsidiebedragen een representatieve business case doorgerekend voor een
geothermieproject van 12 MW (zie https://www.ecn.nl/nl/projecten/sde/sde-2016-nl/).
Globaal ziet de business case er als volgt uit:
Tabel 1
Samenvatting
business case
geothermie
(Bron: ECN)

Vermogen (thermisch)
Aantal uren per jaar vollast

12 MWth
5.500 uur

Totaal te leveren warmte per jaar
Investering voor een doublet tot het punt waar de warmte wordt
overgedragen aan een gebruiker of warmtenet: 1,5 miljoen
euro/MW
Vaste exploitatiekosten/jaar: 4% van investeringen

66.000 MWh
18 miljoen euro

Variabele exploitatiekosten (o.a. elektriciteit voor de pompen): 2,2
euro/GJ (of 8 euro/MWh)

530.000 euro/jaar

Opbrengst voor warmte onder normale marktomstandigheden
(correctiebedrag in SDE+): 17 Euro/MWh (4,7 euro/GJ)

1,1 miljoen
euro/jaar

subsidie per jaar 66.000 MWh/a (Basisbedrag SDE+: 56 Euro/MWh
- 17 Euro/MWh correctiebedrag) = 39 euro/MWh
Netto opbrengst per jaar: 2,6 + 1,1 – 0,72 – 0,53 =

2,6 miljoen
euro/jaar
2,45 miljoen
euro/jaar
7 jaar

Eenvoudige terugverdientijd: 18/2,45

720.000 euro/jaar

Voor de berekening van het basisbedrag is ECN uitgegaan van 30% eigen vermogen dat
15% rendement vraagt en een 70% vreemd vermogen tegen een rente van 5%. Deze
businesscase zou voor menig investeerder goed kunnen zijn, afhankelijk vooral van de
risico’s die er in zitten. Vanuit de praktijk zien wij echter een aantal onzekerheden in
bovenstaande berekening, de belangrijkste zijn de volgende:
De warmteafzet is om te beginnen vaak moeilijk vooraf vast te leggen; het
aantal uren per jaar dat warmte kan worden afgezet is cruciaal voor de
business case. Om 5.500 uur vollast te bereiken moet geothermie de
7

ECN = Energieonderzoek Centrum Nederland

66122/SB/20160530 definitief

29

30 mei 2016

-

-

-

-

‘basislast’ leveren, en zijn er meestal andere warmteopwekkers nodig om de
piek te leveren.
Het te leveren vermogen uit een geothermie puttenpaar is vooraf voorspelbaar
in die gebieden waar goede geologische data zijn; daar kan een p90 (met 90%
zekerheid verkrijgbaar vermogen) en p50 (meest waarschijnlijk vermogen)
worden uitgerekend; een dergelijke berekening vraagt echter wel een
voorinvestering in geologisch onderzoek, en lang niet overal zijn voldoende
data beschikbaar om de gevraagde berekeningen uit te kunnen voeren
Het te leveren vermogen hangt sterk af van de ondergrond, maar ook van de
warmteafname. Met name de temperatuur waarmee het water van de vrager
3
terug komt (de retourtemperatuur) bepaalt hoeveel warmte uit iedere m water
kan worden gehaald die wordt opgepompt. In de berekeningen die ECN heeft
uitgevoerd wordt uitgegaan van een retourtemperatuur van 35°C. Stel dat de
aanvoertemperatuur 75°C is, en de retourtemperatuur is 55°C in plaats van
35°C, dan is het vermogen dat uit een puttenpaar komt gehalveerd, en dus
bedragen de investering geen 1,5 miljoen euro/MW, maar 3 miljoen euro/MW
voor overigens gelijke omstandigheden. In de praktijk zal in een dergelijk geval
snel gebruik worden gemaakt van een warmtepomp en zal het water verder
uitgekoeld worden, maar de kosten/baten van een warmtepomp zitten niet
verwerkt in de referentie case die ECN gebruikt voor de berekening van de
onrendabele top.
De investering voor een puttenpaar is vooraf moeilijk vast te leggen, ook niet
als het ontwerp klaar is; er zijn geen marktpartijen die een aanbod doen voor
een geothermieproject tegen een bepaalde prijs per MW.
De exploitatiekosten die ECN heeft opgenomen zijn relatief hoog te noemen
voor een kapitaalsintensieve technologie als geothermie: in totaal (vast +
variabel): 7% van de investeringen. Deze zijn gebaseerd op praktijkgegevens
van Nederlandse projecten.

1.6 Leeswijzer
In hoofdstuk 2 lichten wij kort de werkwijze van de evaluatie toe. In dit hoofdstuk wordt
tevens het speelveld van de partijen rondom een geothermieproject toegelicht. In hoofdstuk
3 is beschreven hoe het huidig instrumentarium eruit ziet en hoe het door de verschillende
partijen in de markt wordt ervaren: wat werkt goed en waar is een aanpassing gewenst. In dit
hoofdstuk wordt ook specifiek gekeken naar de investeringsbereidheid van de banken en
investeerders. Wat is de invloed van het huidige instrumentarium op hun ambities?

66122/SB/20160530 definitief

30

30 mei 2016

In hoofdstuk 4 worden de exploitatierisico’s beschreven en de huidige initiatieven om hier op
in te spelen. Ook wordt gekeken hoe in Frankrijk omgegaan wordt met deze risico. Het
hoofdstuk eindigt met een voorstel tot vormgeving van de voorziening. Hoofdstuk 5 gaat in
de op boorrisico’s en op welke wijze het instrumentarium hierop inspeelt. In hoofdstuk 6 zijn
een aantal aspecten benoemd die met het onderzoek samenhangen, maar niet direct
antwoord geven en/of in de oorspronkelijk vraagstelling benoemd zijn. We willen ze echter
wel meegeven omdat ze bij kunnen dragen aan de gewenste versnelling. In hoofdstuk 7 zijn
de aanbevelingen per instrumentarium op een rij gezet.

66122/SB/20160530 definitief

31

30 mei 2016

2
Aanpak

Om de twee hoofdvragen zoals geformuleerd in de uitvraag te beantwoorden, is een
projectteam samengesteld met expertise en een netwerk in het werkveld. De twee
hoofdvragen zijn parallel aan elkaar uitgewerkt. Het projectteam heeft ervaringsdeskundigen
in haar netwerk geïnterviewd en ook ervaringen in het buitenland, met name Frankrijk,
meegenomen in haar analyses.

2.1 Activiteiten
Interviews
In totaal zijn 28 interviews uitgevoerd. Het werkveld waarin de geïnterviewden werkzaam zijn
is weergegeven in figuur 2.
Figuur 2
Achtergrond van de
geïnterviewden
partijen

Hiervan is:
-

36 procent werkzaam als financier /investeerder (de provinciale fondsen zijn
hier ook onder gerekend);
21 procent werkzaam als operator (ervaring met name in glastuinbouwsector);
36 procent werkzaam als afnemer (met hierin onderscheid 11% glastuinbouw,
11% industrie en 14% werkzaam in de gebouwde omgeving);

66122/SB/20160530 definitief

32

30 mei 2016

-

7 procent betrokken vanuit een algemene functie zoals rijksoverheid,
gemeente of algemeen platform
De verslagen van de interviews zijn inhoudelijk verwerkt door het onderzoeksteam in de
hoofdstukken 3 tot en met 7.

Buitenland
Naast de beschikbare kennis in Nederland is ook naar de ervaring met het Franse systeem
gekeken. Hiervoor heeft onze Franse partner een notitie geschreven. Deze (Engelstalige)
notitie is toegevoegd in bijlage 1. In hoofdstuk 4 en 5 is een samenvatting gegeven.

Werksessie
Door de resultaten van de inventarisatie te delen met de marktpartijen, platforms en
specialisten is de geïnventariseerde kennis gedeeld en aangevuld. Waarna met de
betrokken deelnemers is nagedacht over de verschillende oplossingsrichtingen.

2.2 Beschrijving relevant speelveld
Rondom een geothermieproject is een complex speelveld van partijen aanwezig. Voor het
begrijpen van de onderzoeksresultaten is het van belang om al deze partijen inzichtelijk te
hebben.

2.2.1 Projectfases
Projectontwikkeling: in deze fase worden de vergunningen en subsidies aangevraagd, het
systeem op hoofdlijnen ontworpen en vaak al intentieovereenkomsten afgesloten voor de
warmteafname. Op dit moment zitten projecten in de woningbouw en industrie veelal in deze
fase.
Contracten afsluiten, financiering regelen: de juridische structuur wordt bepaald, de
rollen, verantwoordelijkheden en risico’s worden belegd, de prijzen worden bepaald, en de
geldstromen worden vastgelegd. Op dit moment stagneren een aantal geothermieprojecten
in de glastuinbouw in deze fase.
Realisatie: Het systeem wordt gerealiseerd: de bronnen worden geboord en ontwikkeld.
Wanneer de bronnen zijn goedgekeurd en in productie worden gesteld, worden de bronnen
aan het bovengronds systeem gekoppeld. Met name in deze fase kunnen onverwachte
problemen optreden die geologisch of technisch van aard zijn: denk aan aanpassingen in
bronontwerp of boortechniek omdat de bodemopbouw ter plaatse anders is dan ingeschat.
Exploitatie: Wanneer een geothermiebron in bedrijf is gesteld kan warmte geleverd worden
aan een afnemer. Tijdens de exploitatie worden de putten (zowel productie als infiltratie)
nauwlettend in de gaten gehouden om bijvoorbeeld verstoppingsproblemen vroegtijdig te

66122/SB/20160530 definitief

33

30 mei 2016

signaleren en aan te pakken. In de praktijk zijn veel projecten geconfronteerd met technische
problemen tijdens de exploitatiefase.

2.2.2 Marktsegmenten
Glastuinbouw: Bijna alle projecten die zich op dit moment in de exploitatiefase bevinden
zijn in de glastuinbouw gerealiseerd. De groei van het aantal nieuwe projecten lijkt echter te
stagneren.
Gebouwde omgeving: Er zijn drie projecten met geothermie in de gebouwde omgeving
gerealiseerd; het Mijnwater project in Heerlen, het project in Pijnacker (met warmte die van
een geothermieproject van een tuinder komt) en het Aardwarmte Den Haag project. Dat
laatste project is in realisatiefase gestruikeld over een achterblijvende warmtevraag door de
crisis in de bouw, ondanks afspraken tussen partijen over het aantal aan te sluiten
huishoudens. Op dit moment worden in de stad Groningen de mogelijkheden verkend voor
een project ten behoeve van de gebouwde omgeving en ook in andere steden zoals
Leeuwarden, Tilburg, Helmond, Haarlem en Zwolle wordt onderzoek gedaan naar
aardwarmte voor verduurzaming van de warmtevraag.
Industrie: de grootste warmtevraag in Nederland bevindt zich in de industrie. Een belangrijk
kenmerk van deze warmtevraag is dat deze veelal wordt geleverd in de vorm van stoom, op
een temperatuurniveau van 130 à 200°C (en meer). Hiervoor voldoet “conventionele”
geothermie op dieptes tot ca 3,5 km slechts in beperkte mate, vandaar dat nu voor deze
projecten gekeken wordt naar “ultra diepe” geothermie.

2.2.3 Marktpartijen
Rondom een project zijn diverse partijen betrokken, hieronder worden ze toegelicht. In de
figuren 3 en 4 zijn de marktpartijen rondom een (glastuinbouw)project inzichtelijk gemaakt.
Projectontwikkelaars: Alle projecten die tot nu toe zijn gerealiseerd zijn ontwikkeld door de
bedrijven in de glastuinbouw ten behoeve van hun eigen warmtevraag, alleen of in een
cluster.
Warmtevragers: er zijn verschillende soorten (potentiële) afnemers van geothermische
warmte. Ze zijn sectorgewijs beschreven in de vorige paragraaf.
Boorbedrijf/aannemers: er zijn op dit moment geen Nederlandse boorfirma’s actief op de
geothermiemarkt. Tot op heden zijn vooral Duitse boorfirma’s ingeschakeld: Daldrup, Drilltec
en KCA Deutag (NDDC, die Den Haag geboord heeft, bestaat niet meer). Boringen worden
meestal uitgevoerd op basis van een inspanningsverplichting (day rate contract). Ondanks
goede ervaringen met day rate boren is het risicoprofiel van deze wijze van contracteren

66122/SB/20160530 definitief

34

30 mei 2016

voor veel opdrachtgevers en financiers te groot. Er worden daarom nu andere concepten
ontwikkeld waarbij een doublet turn-key wordt opgeleverd (is resultaatsverplichting).
Geothermie operator: de partij die de exploitatie verzorgt en dus ook verantwoordelijk voor
het beheer en onderhoud. Dat kan dezelfde partij zijn als de ontwikkelaar, hetgeen tot nu toe
meestal het geval is maar dat is niet noodzakelijk. Het kan ook worden uitbesteed. Hydreco
profileert zich bijvoorbeeld als een externe operator maar meer partijen in de Nederlandse
markt zouden in staat geacht moeten worden.
Financiers: De Rabobank is tot nu toe de enige bank in Nederland met concrete ervaring
met geothermie, voornamelijk als gevolg van haar sterke aanwezigheid in de glastuinbouw.
Netwerkbedrijven: Tot op heden zijn netwerkbedrijven nog niet actief op de
geothermiemarkt. We zien echter een rol voor netwerkbedrijven weggelegd als geothermie
beschouwd wordt als nutsvoorziening. Deze bedrijven kunnen een belangrijke rol vervullen
daar waar meerdere warmtevragers aangesloten moeten worden en kunnen mogelijk de
financieringslast van dit deel van het project wegnemen.
Energiehandel bedrijf: Tot op heden zijn nog geen energiehandelsbedrijven actief rondom
geothermieporojecten. In de toekomst zien we ook voor deze bedrijven een belangrijke rol
weggelegd. Op een open warmtenet zou een warmtehandelsbedrijf actief kunnen zijn: die
koopt warmte in van producenten en verkoopt dit aan afnemers. Agroenergy (dochter van
Eneco) is een handelsbedrijf dat dat al doet. Een financieel sterke partij als Agroenergy kan
het afnamerisico voor de financiers (deels) wegnemen.
Verzekeraar: Voor het project wordt in de regel een Construction All Risk- (CAR)
verzekering afgesloten, en ook een aantal boorrisico’s kan verzekerd worden. Voor de
exploitatie kan in commerciële zin gedacht worden aan een ‘machinebreuk verzekering’,
maar deze dekt de meeste risico’s in de ondergrond niet. Op dit moment lijken er geen
commerciële verzekeringen beschikbaar te zijn voor het geologisch risico. Munich Re, die dit
in het verleden wel deed, doet dit niet meer voor projecten van het type dat in Nederland
wordt gemaakt (alleen nog voor projecten in stoomvelden).

66122/SB/20160530 definitief

35

30 mei 2016

Figuur 3
Overzicht van
marktpartijen rondom
een (glastuinbouw)
project,
georganiseerd in een
SPV

Figuur 4
Overzicht van
marktpartijen rondom
bij 1 afnemer

66122/SB/20160530 definitief

36

30 mei 2016

3
Algemeen instrumentarium geothermie
3.1 Opbouw instrumentarium
Zoals toegelicht in paragraaf 1.1 zijn er van overheidswege twee regelingen beschikbaar
voor de ontwikkeling van geothermie: de SDE+ en de RNES (garantiefonds). Daarnaast is er
nog een aantal andere landelijke regelingen waarvan initiatiefnemers mogelijk gebruik
kunnen maken, met name de DEI (Demonstratie Energie Innovatie) en de HE
(Hernieuwbare Energie) regeling. Tevens biedt een aantal provincies nog aparte regelingen.
Deze rol van de provinciale instrumenten komt terug in paragraaf 3.3.2

3.1.1 SDE+
De SDE+ regeling staat sinds 2012 open voor het winnen van geothermische warmte vanaf
een diepte van 500 meter. Het doel van de SDE+ subsidie is het financieren van de
onrendabele top van hernieuwbare energieopwekking, om op deze wijze zoveel mogelijk
MW warmte en elektriciteit te genereren tegen maatschappelijk verantwoorde kosten. De
regeling wordt ook wel een ‘uitrol’ instrument genoemd en is geen innovatieregeling. De
subsidie is een exploitatiesubsidie en wordt gedurende 15 jaar uitgekeerd over de
daadwerkelijk geproduceerde warmte. De hoogte van de subsidie hangt af van het
basisbedrag dat vooraf voor de hele periode van 15 jaar wordt vastgesteld en van het
jaarlijks variabele correctiebedrag. De SDE+ regeling maakt onderscheid tussen aardwarmte
tot een diepte van 3.500 meter en ultradiepe geothermieprojecten. Meer over ultradiepe
geothermie is te lezen in hoofdstuk 7. Eerst staan wij stil bij de ervaringen met de SDE+ in
relatie tot de financiering van projecten.

3.1.2 RNES
De “Regeling Nationale EZ Subsidies - Risico's dekken voor aardwarmte” ofwel RNES
Aardwarmte heeft als doel het gebruik van aardwarmte als duurzame energiebron te
stimuleren. De regeling ondervangt (een deel) van het financiële risico bij een boring die
minder oplevert dan verwacht. De regeling werkt als een verzekering: wanneer de boring
minder oplevert dan verwacht, dan garandeert de regeling een financieel vangnet.
De RNES is in een aparte studie geëvalueerd [7] en wij gaan daarom in het kader van deze
rapportage niet nader in op de ervaringen.

3.1.3 Demonstratie energie innovatie (DEI)
In specifieke gevallen kan gebruik worden gemaakt van de regeling ‘Demonstratie energie
innovatie’. Met deze regeling wil men zogezegd “een 'etalage’ van energie-innovaties
creëren waardoor Nederlandse bedrijven gemakkelijker de sprong naar internationaal
succes kunnen maken met producten, processen of diensten die zij ontwikkeld hebben”.

66122/SB/20160530 definitief

37

30 mei 2016

De demonstratieprojecten moeten technologieën bevatten die potentie hebben voor
versterking van de Nederlandse economie, wat betreft omzet, werkgelegenheid en export
door Nederlandse fabrikanten, technische dienstverleners of leveranciers. Op deze wijze
kunnen de projecten mogelijk bijdragen aan de economische (groene) groei in Nederland.
Deze subsidie kan gecombineerd worden met de SDE+, voor zover passend binnen het
MSK (milieu steunkader). Als teveel subsidie zou worden verleend volgens het MSK, dan
wordt deze ingehouden op de laatste jaren van de te verlenen SDE+.

3.1.4 Hernieuwbare Energie (HE)
Deze regeling beoogt om de duurzame energiedoelstelling van 16% in 2023
kostenefficiënter te bereiken. Dit moet op termijn leiden tot een besparing op de uitgaven
onder de SDE+. Concreet betekent het nu uitgaven doen, waardoor de uiteindelijke SDE+
exploitatiesubsidie per project omlaag gaat en de energiebesparing omhoog.
De HE en SDE-regeling zijn aan elkaar gekoppeld. Concreet voor de ontwikkeling van
geothermie betekent het dat geothermieprojecten met een innovatieve component onder de
HE subsidie kunnen vallen. Deze subsidie kan gecombineerd worden met de SDE+, voor
zover passend binnen het MSK (milieu steunkader).

3.1.5 Kennis en innovatie – ervaring met Kennisagenda Aardwarmte Nederland, de
DEI en de HE
Kennisagenda Aardwarmte Nederland
In het versnellingsplan Aardwarmte [4] is geconstateerd dat de budgetten beperkt en
aansturing van onderzoek versnipperd zijn, terwijl kennisontwikkeling één van de
topprioriteiten voor de versnelling van aardwarmtetoepassing in Nederland is.
Vanaf 2014 is daarom vanuit het programma Kas als Energiebron extra budget voor
aardwarmte onderzoek beschikbaar gesteld (jaarlijks € 0,5 mln.). Kas als Energiebron is het
innovatieprogramma dat energiebesparing en het gebruik van duurzame energie in de
glastuinbouw stimuleert. LTO Glaskracht Nederland en het ministerie van Economische
Zaken trekken hierin samen op. Zij stellen de doelen en ambities vast en maken afspraken
over de financiële inzet van partijen. Het programma ontwikkelt kennis en (teelt)technieken
om in kassen energie te besparen en om meer duurzame energie zoals bio-energie, zonlicht
en geothermie te gebruiken.

66122/SB/20160530 definitief

38

30 mei 2016

Het ministerie van Economische Zaken en LTO Glaskracht Nederland hebben een
gezamenlijke kennisagenda aardwarmte Nederland opgezet. Hiervoor zijn de budgetten
vanuit Economische Zaken voor het meerjarenprogramma van TNO en het extra budget
vanuit Kas als Energiebron gebundeld (samen € 0,9 mln /jaar) én is de aansturing van
onderzoek gebundeld. Vanuit de kennisagenda worden onderzoeken geïnitieerd en
uitgevoerd gericht op het terugdringen van onzekerheden en risico’s, het verbeteren van de
operationele en energetische efficiency, het optimaliseren van de kosten, het vergroten van
het toepassingsgebied en het verlengen van de gebruiksduur. De kennisagenda heeft een
vraag gestuurd karakter. De kennis coördinatiegroep bestaande uit bedrijfsleven, de
financiers en onafhankelijke deskundigen bepalen de onderzoeksvragen en de selectie van
de onderzoeksvoorstellen. Er is ook aandacht voor kennisverspreiding. De “Kennisagenda”
is vanaf 2015 operationeel. Per jaar worden twee onderzoekscalls uitgezet. De
kennisagenda heeft zich tot nu toe vooral gericht op het verbeteren van de kwaliteit van
aardwarmteprojecten. De komende jaren zal het aandeel van de onderzoeken gericht op
innovatie toenemen. Meer informatie over de kennisagenda is te lezen in hoofdstuk 4 en op
de website www.kasalsenergiebron.nl.
DEI en HE
Er is reeds een aantal geothermieprojecten gehonoreerd binnen de DEI en een project
binnen de HE regeling, hetgeen aangeeft dat de markt de regelingen weet te vinden. Uit
interviews is ook gebleken dat de DEI en HE door de markt gewaardeerd worden. Het is
voor de ontwikkeling van geothermie in Nederland van groot belang dat deze
innovatieregelingen ook in de toekomst beschikbaar blijven.
DEI en HE stimuleren innovatie vanaf een moment dat een technologie al demonstreerbaar
is. Er is op dit moment in het Nederlands instrumentarium vanuit Kennisagenda Aardwarmte
Nederland beperkt ruimtevoor onderzoek op het gebied van geothermie in vroegere fases
van de technologische ontwikkeling en innovatieve aspecten. Duidelijk is dat er op
innovatiegebied nog veel te winnen is. Er zijn tal van veelbelovende ontwikkelingen gaande
op het gebied van geothermie, waarbij met nieuwe technologie warmte wordt gewonnen uit
de aarde. Voorbeelden zijn o.a. innovatieve boortechnieken, materialen, EGS (Enhanced
Geothermal Systems), maar ook hybride concepten incl. warmteopslag en koeling. Daarmee
kan enerzijds het technisch winbare potentieel en anderzijds het toepassingsgebied qua
marktpotentieel sterk toenemen. Ook kunnen de kosten per geleverde kWh als gevolg van
innovatie nog sterk gereduceerd worden. Het verdient daarom aanbeveling onderzoek en
ontwikkeling op het gebied van geothermie gericht op innovatie een plek te geven in het
innovatie instrumentarium en/of in de Kennisagenda Aardwarmte Nederland.

66122/SB/20160530 definitief

39

30 mei 2016

3.2 Ervaringen met de SDE+ in de glastuinbouw
Ervaring met geothermie in Nederland is tot nu toe vooral opgedaan in de glastuinbouw. Van
de twaalf projecten die nu warmte produceren zijn er elf in deze sector gerealiseerd. In deze
paragraaf plaatsen we de ervaringen met de SDE+ in het licht van de financierbaarheid en
financiering van projecten.
De glastuinbouw als sector hecht een groot belang aan geothermie. Enerzijds vanwege de
kostprijs van de eindproducten waarin energie een belangrijke factor is en anderzijds
vanwege de toenemende behoefte om te verduurzamen, waartoe ook het programma ‘Kas
als energiebron’ is opgericht. De praktijk laat zien dat tuinbouwbedrijven zich op de volgende
twee manieren organiseren:
a) als individueel bedrijf (in de praktijk de financieel daadkrachtige ondernemingen)
die zelf de warmteopbrengst kan benutten (zie figuur 4);
b) als een cluster van samenwerkende bedrijven die gezamenlijk de warmteopbrengst
benutten en die samen de ontwikkelingskosten en investeringslasten voor hun
rekening nemen (zie figuur 3).
Dit heeft geleid tot twee financieringsvarianten voor geothermieprojecten binnen de sector.
Individueel ontwikkelende bedrijven (a) worden gefinancierd binnen de kaders van de
bestaande bedrijfsvoering en -financiering. Het rendement van de te ontwikkelen
geothermiebron wordt door de bank in mindere mate in de financieringsoverwegingen
meegenomen omdat eventuele tegenvallers bij de ontwikkeling en/of exploitatie van het
doublet door het bedrijf vanuit de bestaande bedrijfsvoering moeten worden opgevangen.
Voor clusters (b) gelden andere financieringsvoorwaarden. Omdat het geothermieproject niet
op de balans van een bestaand bedrijf wordt geactiveerd maar in een joint venture (een
special purpose vehicle (SPV)) wordt ondergebracht, is projectfinanciering beter toepasbaar.
Voor de financiering wordt daarbij niet primair gekeken naar de bestaande bedrijfsvoering
van de participerende bedrijven. In plaats daarvan wordt het project stand alone beoordeeld
op haar toekomstig cash flow genererend vermogen als basis voor de rente- en
aflossingsverplichtingen.
De SDE+ systematiek sluit goed aan bij dit streven naar stabiele en voorspelbare cash flows
over een lange periode en vormt dus een solide basis voor een projectfinanciering. Dit wordt
breed onderkend in de sector.

66122/SB/20160530 definitief

40

30 mei 2016

Het feit dat de bestaande bedrijfsvoering van de participerende bedrijven niet de primaire
basis is voor een financieringsbeoordeling bij een projectfinanciering wil niet zeggen dat de
bestaande bedrijfsvoering wordt genegeerd. Om drie redenen is die wel degelijk relevant: (A)
voor de inbreng van eigen vermogen in de SPV, (B) voor de continuïteit van de afname van
de warmte over een lange periode en (C) voor het probleemoplossend vermogen in geval
van technische storingen tijdens de exploitatie van de bron. In dit verband wordt wel
gesproken van de credit base van een geothermieproject. Hieronder een toelichting.
Ad (A) De eigen inbreng
Omdat de toepassing van geothermie in Nederland relatief nieuw en onbekend is vragen
banken van de aandeelhouders van een SPV een relatief hoge eigen inbreng: 35 – 40% van
de totale investeringen is geen uitzondering. Ter vergelijking, bij windenergie op land ligt dat
rond de 20%. Er zijn maar weinig bedrijven in de glastuinbouw die het daarvoor benodigde
bedrag beschikbaar hebben; velen moeten een financiering aanvragen bij hun bank. Als de
bedrijfsvoering het toelaat en de vooruitzichten positief zijn, kan er vaak binnen een
bestaand financieringsarrangement ruimte gevonden worden voor de financiering van de
eigen inbreng. Echter, de financiële positie van een aantal bedrijven in de glastuinbouw laat
dat niet toe. In paragraaf 3.3.1 staan wij uitgebreider stil bij de eisen van banken ten aanzien
van de eigen inbreng en hoe dat probleem wordt verergerd door een falen van de
verzekeringsmarkt.
Teneinde de druk op het benodigde eigen vermogen te verminderen, zouden tuinders op
zoek kunnen gaan naar financial investors, partijen die tegen een zeker rendement bereid
zijn om te investeren in het geothermieproject. Dit gaat echter voorbij aan één van de
motieven voor tuinders om in geothermie te investeren, namelijk het verlagen van de
kostprijs. Vanuit dat perspectief is het niet aantrekkelijk om een financial investor aan boord
te halen en een bepaald rendement te gunnen, immers elke euro die naar een investeerder
gaat, kan niet worden gebruikt om de kostprijs te verlagen. Dat wil niet zeggen dat het nooit
gebeurt maar het is een veelgehoord argument waarom tuinders vasthouden aan
ontwikkeling in eigen beheer, zonder de inmenging van externe investeerders.
Ad (B) Langjarig commitment
De in het cluster participerende bedrijven zijn niet alleen de initiatiefnemers/ontwikkelaars
van een geothermieproject, zij zijn ook degene die de warmte gebruiken. Via warmteafnamecontracten zijn zij daarom, in een juridisch andere hoedanigheid (afnemer in plaats
van aandeelhouder) de belangrijkste contractpartij van de SPV. Banken zien graag dat de
warmte-afnamecontracten voor een lange periode worden aangegaan, idealiter gelijk aan de

66122/SB/20160530 definitief

41

30 mei 2016

SDE-periode, en daarvoor is een inschatting nodig ten aanzien van de huidige en
toekomstige financiële soliditeit van de bedrijven. Het aangaan van een langjarig warmte
afnamecontract met een bedrijf dat er financieel niet goed voor staat biedt weinig houvast
voor de lange termijn. Dit is met name relevant in gebieden waar weinig tot geen alternatieve
afzetkanalen beschikbaar zijn. Men zou zich kunnen voorstellen dat de consequenties van
het wegvallen van een afnemer in een gebied met veel bedrijven zoals het Westland, relatief
beperkt zijn. Daarentegen kunnen de gevolgen voor een geothermieproject in een dun
bebouwd gebied veel verstrekkender zijn omdat de mogelijkheden tot alternatieve
aanwendbaarheid van de warmte beperkter is. Kortom, financiële toekomstbestendigheid in
combinatie met alternatieve aanwendbaarheid is een factor om rekening mee te houden.
Ad (C) Probleemoplossend vermogen
Projectfinancieringen worden doorgaans op een non- of limited recoursebasis verstrekt. Dat
wil zeggen dat de financierende bank geen of slechts tot op zekere hoogte verhaalsrecht
heeft op de aandeelhouders van de SPV als deze niet meer aan zijn rente- en
aflossingsverplichtingen kan voldoen. Desondanks geeft de bank de voorkeur aan financieel
solide aandeelhouders die in voorkomende gevallen in staat zijn om problemen op te lossen
of daar in ieder geval financieel aan bij te dragen. Het is voor een bank niet te accepteren
dat een aandeelhouder zijn project zou laten klappen omdat hij eventuele problemen niet
kan helpen oplossen door geldgebrek.
Alles overziend kan derhalve worden gesteld dat banken een geothermieproject in een SPV
voor de financiering weliswaar primair beoordelen op het cash flow genererend vermogen
van het project zelf. Echter de bestaande bedrijfsvoering van de participerende bedrijven kan
de realisatie van het project toch blokkeren. Wij hebben geen exacte getallen van het aantal
glastuinbouwbedrijven van wie de financiële positie moeilijk is maar het is een publiek
geheim dat een substantieel percentage van de bedrijven bij ‘bijzonder beheer’ van de
banken zit. Dat maakt de kans op een positief financieringsbesluit in een als risicovol
beschouwd project als geothermie er niet groter op. Soms is de enige manier voor een
cluster om tot realisatie over te kunnen gaan dat ze afscheid nemen van ‘een zwakke
broeder’, maar de onderlinge loyaliteit is dermate groot dat daar niet makkelijk toe wordt
besloten. Ook niet als dat de realisatie van een geothermieproject in de weg staat.
Basisbedrag
Het basisbedrag in de SDE+ (voor alle categorieën) is opgebouwd uit verschillende
elementen waaronder een redelijke winstmarge. Die redelijke winstmarge wordt vertaald in

66122/SB/20160530 definitief

42

30 mei 2016

8

een (veronderstelde) rendementseis op het eigen vermogen, de return on equity . Binnen de
context van de SDE+ wordt onderscheid gemaakt tussen categorieën met een hoog
risicoprofiel en categorieën met een laag risicoprofiel met een return on equity van
respectievelijk 15% en 12%. Mogelijk doet deze beperkte differentiatie geen recht aan het
risicoprofiel van geothermie. Want weliswaar worden de drie geïdentificeerde
geothermiecategorieën een hoog risicoprofiel toegedicht maar daarmee gelijk gesteld aan
andere categorieën met een “hoog” risico profiel zoals wind op land. Financiers zullen wind
op land echter als minder riskant beleven dan geothermie. Het negatieve effect wordt
versterkt doordat het eigen vermogen, als percentage van de totale investeringen, voor
geothermie te laag wordt geschat in de SDE+ berekening. Uitgangspunt voor de SDE+ is
30% eigen vermogen maar uit de praktijk weten we dat dat slechts de onderkant van door
banken bepaalde bandbreedte is. Ter vergelijking: voor wind op land is 20% eigen vermogen
doorgaans voldoende voor de banken. Gesteld kan daarom worden dat de aan geothermie
toegedichte redelijke winstmarge, als element in het basisbedrag, te laag is.
Correctiebedrag
Minstens zoveel belang wordt er gehecht aan de toepassing van het correctiebedrag. Uit de
interviews met tuinders en uit de bijeenkomst met stakeholders is gebleken dat het
correctiebedrag dat gehanteerd wordt niet wordt herkend als zijnde een reëel tarief voor de
commerciële waarde van aardwarmte. Dat komt met name door drie factoren:
(1) Aardwarmte levert, in tegenstelling tot aardgas, geen CO2 die nodig is voor bemesting
van de gewassen. CO2 moet derhalve separaat ingekocht worden hetgeen extra kosten met
zich mee brengt. (2) De distributiekosten van warmte van de put naar de kassen is hoger
dan bij distributie van gas omdat voor warmte grotere en dus duurdere leidingen moeten
worden aangelegd voor het transport van een bepaald vermogen en (3) aardwarmte wordt
ingezet voor de basislast maar ten behoeve van de piekvraag, en omdat de levering van
aardwarmte niet 100% zeker is, staat er altijd een (aardgas) ketel standby. Het lijkt daarom
goed om de hoogte van het correctiebedrag aan een onderzoek te onderwerpen, en
eventueel bij te stellen tot een reële marktwaarde van geothermische warmte.
Banking
De SDE+ kent twee mogelijkheden tot banking, forward banking en backward banking.
Forward banking is de mogelijkheid om niet benutte subsidiabele productie in volgende jaren
in te halen. Backward banking is de mogelijkheid om de productie die in een bepaald jaar de

8

Bron: Berekening basisbedragen SDE+ 2016 door ECN, 5 november 2015

66122/SB/20160530 definitief

43

30 mei 2016

subsidiabele jaarproductie overstijgt mee te nemen naar de volgende jaren, met een
maximum van 25% van de subsidiabele jaarproductie per jaar.
Het valt te overwegen om de uitloopperiode van de SDE+ te verlengen als er zich technische
problemen voordoen. De uitloopperiode is nu bepaald op een jaar maar mogelijk is dat te
kort om de forward banking-optie volledig te benutten, zeker als er zich technische
problemen voordoen tijdens de exploitatie waardoor een geothermiebron langere tijd niet
produceert. Naarmate een technisch probleem zich in later voordoet (dichter bij de
einddatum van de SDE+ subsidie), wordt dat probleem groter.
Ook de maximering in de backward banking-optie tot 25% van de subsidiabele jaarproductie
zou voor geothermie moeten worden heroverwogen. Als een geothermiebron door een
technisch probleem is geveld, is de kans groot dat het langer duurt dan 3 maanden (25%
van een jaar), zeker als rekening wordt gehouden met een lange opstartperiode alvorens de
bron weer op volledige capaciteit produceert. Het zal dan moeilijk, zo niet onmogelijk zijn om
het aldus opgelopen exploitatietekort in enig jaar weer goed te maken.
Bij windenergie kan er sprake zijn van generiek goede of slechte windjaren die de productie
(van diverse windparken) beïnvloeden. Bij geothermie zijn het echter altijd projectspecifieke
factoren en geen generieke omstandigheden. Op het gebied van banking valt het dus te
overwegen om naar de specifieke omstandigheden, zoals technische storingen en de tijd die
het heeft gekost om die te verhelpen, van een bepaald project te kijken.

3.3 Investeringsbereidheid ten gevolge van het huidige
instrumentarium
3.3.1 Financieringsbeleid Banken
Het aantal banken dat bereid is de financiering van geothermie te overwegen, blijft
vooralsnog beperkt tot Rabobank en ING Bank. Voor veel banken is de technologie als
zodanig nog te nieuw en zijn de risico’s te onbekend. Daarnaast draagt de weinig
rooskleurige financiële positie van een aantal ondernemingen in de glastuinbouw bij aan de
terughoudendheid van banken. Wel zijn er “nieuwe” banken die bij de meer “ervaren”
banken hebben aangegeven een eerste keer mee te willen lopen om de materie te leren
kennen. Een gemiddeld geothermieproject in de glastuinbouw leent zich echter niet voor
financiering door twee of meer banken omdat de bedragen daarvoor te klein zijn. Van echte
marktwerking onder banken is derhalve geen sprake.

66122/SB/20160530 definitief

44

30 mei 2016

Een steeds terugkerend thema bij banken is het gegeven dat boormaatschappijen op day
rate-basis boren. Dit betekent dat vooraf niet duidelijk is hoe hoog de investeringen
uiteindelijk zullen uitvallen. Dit hoeft geen probleem te zijn voor geothermieprojecten die op
de balans van een individueel bedrijf worden ontwikkeld en gefinancierd. De bank kan
immers altijd terugvallen op dat bedrijf. Voor clusters van samenwerkende bedrijven is het
echter wel problematisch. Zoals er vooraf duidelijkheid moet zijn ten aanzien van het cash
flow genererend vermogen van het project, zo moet er ook duidelijkheid zijn ten aanzien van
de investeringen: zijn de toekomstige cash flows voldoende gegeven een zeker
investeringsniveau? In veel sectoren (waaronder ook windenergie en infrastructurele
projecten) worden werken aangenomen op turn key basis door een EPC Contractor
(Engineering, Procurement and Construction) maar dat principe blijkt vooralsnog moeilijk
toepasbaar voor geothermie. Boormaatschappijen boren op basis van een boorprogramma
dat door een andere partij wordt aangeleverd en accepteren derhalve geen
aansprakelijkheid voor hetgeen men in de ondergrond aantreft. Turn key oplevering is dan
uitgesloten.
Een Nederlandse bank heeft met een Duitse boormaatschappij een EPC-concept uitgewerkt
waarmee een doorbraak op dit punt zou kunnen worden bewerkstelligd en
geothermieprojecten turn key kunnen worden opgeleverd. Als deze aanpak een succes
wordt, zou het mooi zijn als ook andere partijen een dergelijke constructie kunnen
aanbieden. Zodat initiatiefnemers keuze hebben door wie ze hun project laten bouwen.
De boorrisico’s die bij de opdrachtgever liggen kunnen ook deels verzekerd worden op de
commerciële markt, zie ook hoofdstuk 5. Maar dat geldt lang niet voor alle boorrisico’s.
Vanwege de genoemde risicoperceptie stellen banken een relatief hoog eigen vermogen als
voorwaarde voor financiering. Een percentage tussen 35-40% is geen uitzondering,
vergeleken met zo’n 20% voor bijvoorbeeld windenergie (op land). Niet alleen het eigen
vermogen als percentage van de totale investeringen is hoog, ook in absolute zin gaat het
om een hoog bedrag. Dat wil zeggen hoger dan aangenomen mag worden als
verzekeringen ruimer beschikbaar zouden zijn voor alle aan geothermie gerelateerde risico’s
dan dat nu het geval is. Het gemis aan goede verzekeringen werkt op twee manieren door:
(i) er moet een grote buffer worden aangehouden voor onvoorziene omstandigheden tijdens
het boren van het doublet (tot wel 20% van de boorkosten) en (ii) er moeten forse
liquiditeitsbuffers worden aangehouden tijdens de exploitatie van een doublet om (a)
technische storingen te kunnen laten verhelpen en (b) in die periode toch aan rente- en

66122/SB/20160530 definitief

45

30 mei 2016

aflossingsverplichtingen te kunnen voldoen. Dergelijke buffers verhogen de totale
investeringen en daarmee ook het bedrag dat als eigen vermogen moet worden ingebracht.
De vereiste buffers zijn er mede debet aan dat het gemiddelde (op voorhand begrootte)
investeringsbedrag voor de realisatie van een geothermiebron de laatste jaren flink is
gestegen. Van circa. 12 miljoen euro in 2012 naar circa 20 miljoen euro vandaag de dag.
Als deze risico’s ondergebracht kunnen worden in het RNES garantiefonds, zou dat kunnen
helpen de financiering van geothermieprojecten te vergemakkelijken.

3.3.2 Financieringsbeleid bij provinciale fondsen
Enkele provincies in Nederland hebben eigen fondsen opgericht ter stimulering van
duurzame energie. Hoewel al deze fondsen gemeenschappelijke kenmerken bezitten,
werken ze volgens hun eigen principes, voorwaarden en condities en (een aantal) alleen
binnen de eigen provinciegrenzen. Zodoende zijn sommige fondsen nog niet met geothermie
in aanraking geweest. Dat neemt niet weg dat de bereidheid er wel is.

3.3.3 Investeringen door een overheidsbedrijf
Er zijn diverse overheidsbedrijven zoals EBN die wellicht in aanmerking zouden kunnen
komen om mee te investeren in geothermieprojecten. Ook sommige regionale
9
ontwikkelmaatschappijen (zoals de BOM ) worden gevraagd mee te doen in de financiering
van geothermieprojecten. Het voordeel van een dergelijke deelname is dat de
financieringslast bij de andere investeerders navenant daalt. Daarmee zouden de huidige
knelpunten qua financiering deels weg genomen kunnen worden.
Door diverse partijen is gesuggereerd om EBN in de gelegenheid te stellen deel te nemen in
geothermieprojecten. Tot op heden laat de regelgeving het echter niet toe dat EBN
investeert in geothermie. Stel dat dit wel mogelijk is, dan heeft de bijdrage van EBN het
voordeel dat zij haar kennis en ervaring uit de olie- en gaswereld kan inbrengen in de
geothermie-wereld.
Een alternatief is dat er een apart bedrijf voor wordt opgericht. met de zelfde rol zoals EBN
die heeft voor olie en gas: deelnemen in geothermieprojecten. Het is dan wel raadzaam dat
dat bedrijf toegang heeft tot de kennis en ervaring bij EBN.

9

BOM = Brabantse Ontwikkelings Maatschappij = regionale ontwikkelingsmaatschappij

66122/SB/20160530 definitief

46

30 mei 2016

Op grond van bovenstaande bevelen we aan nader onderzoek te doen naar de voor- en
nadelen van het laten deelnemen van EBN en/of de oprichting van een nationaal
geothermie-deelname bedrijf (conform EBN voor olie- en gas), waarbij wel gebruik gemaakt
kan worden van de kennis en ervaring van EBN.

3.3.4 Investeringen door derden
Derden kunnen mogelijk een ontbrekend deel van het eigen vermogen inbrengen. Bij een
aantal projecten is dat ook gebeurd. Eventueel kan dat met behulp van een achtergestelde
lening. Achtergestelde leningen kunnen voor max. 50% van de lening een overheidgarantie
krijgen via de groeifaciliteit. Een overheidgarantie op een lening wordt ook door het National
Renewable Energy Laboratory (NREL) (Verenigde Staten) rapport over deze materie als
oplossing gepresenteerd, zie bijlage 2. (http://www.nrel.gov/docs/fy14osti/61477.pdf). Het
lijkt daarom wenselijk deze optie verder te onderzoeken.

3.3.5 Overige financieringsvormen
Uit de interviews en uit eigen ervaring is ook gebleken dat veel projecten vertragen of
stagneren omdat de kosten die voorafgaan aan de feitelijke beslissing het project te maken
(Financial close) hoog kunnen oplopen, terwijl de zekerheid dat het project er komt nog
steeds laag is. Ook na Financial close is er nog steeds een kans dat het project faalt als het
vermogen onverhoopt onder de p90 uitkomt. Hierbij speelt ook onbekendheid een rol. Het
aantal projecten dat gerealiseerd is, is nog niet groot, en veel partijen menen dat de risico’s
groot zijn. Er is voor niet-technische nieuwkomers op de markt weinig informatie beschikbaar
die helder aangeeft wat de stand van zaken is, welke informatie er is, welke stappen gezet
kunnen worden, wat de risico’s zijn, etc. Daarom stellen we twee maatregen voor ter
overweging:
Zorg in samenwerking tussen betrokken overheden en markt dat er een goede
informatie is voor niet-technisch geschoolde mensen die moeten beslissen om te
investeren in het opstarten van een geothermieproject (investeerders, gemeenteen provincieambtenaren, bedrijven met een warmtevraag, woningbouwcorporaties,
etc.) Misschien kan het Nationaal Expertise Centrum Warmte hier iets in
betekenen, samen met het Platform Geothermie.
Creëer een instrument om de kosten die gemoeid zijn met de fases voorafgaand
aan een definitieve investeringsbeslissing voor de initiatiefnemer te verlagen. Dit
kan bijvoorbeeld door haalbaarheidsstudies en studies nodig voor het aanvragen
van een SDE+ en/of RNES te subsidiëren.

66122/SB/20160530 definitief

47

30 mei 2016

3.4 Samenvatting gebruik instrumentarium
Er wordt in het land nagedacht over de systematiek van de SDE+ en over de vraag of (een
deel van) die SDE+ niet zou moeten worden omgezet in een upfront investeringssubsidie.
De huidige systematiek van de SDE+ biedt echter geen mogelijkheden voor een dergelijke
upfront investeringssubsidie. Wanneer de vraag voorligt of er dan maar een nieuw
instrumentarium moet worden opgesteld om deze upfront subsidie mogelijk te maken, blijkt
dat de gebruikers hier niet voor open staan. De SDE+-systematiek wordt breed onderkend
en gewaardeerd door de markt, en als een verzoek tot aanpassing van de SDE+ zou leiden
tot volledige afschaffing ervan, zou niemand zo’n verzoek ondersteunen.
Zoals eerder opgemerkt, worden geothermieprojecten in de glastuinbouw op twee manieren
gefinancierd: (i) op de balans van een individueel bedrijf dat voor eigen gebruik een doublet
ontwikkelt of (ii) in een special purpose vehicle via een projectfinanciering. Financieringen
van de eerste categorie vinden zonder uitzondering plaats bij financieel gezonde bedrijven
met een sterke balans. Alleen daar waar tuinders in een cluster samenwerken, is er sprake
van een projectfinanciering. En zoals eveneens als eerder opgemerkt worden
projectfinancieringen gestructureerd op basis van het cash flow genererend vermogen van
een doublet. Dat is uitgerekend het sterke punt van de SDE+: zolang een doublet goed
draait, genereert het met name dankzij de SDE+, jarenlang stabiele cash flows. Maar juist
deze groep bedrijven (die in de clusters) heeft nog al eens moeite met het bijeen krijgen van
voldoende eigen vermogen. Een investeringssubsidie zou zeer welkom zijn maar niet als dat
ten koste zou gaan van de SDE+ en dus van het cash flow genererend vermogen.
Andere instrumenten komen dan eerder in beeld, zoals deels al boven genoemd:
Een exploitatiegarantievoorziening of waarborgfonds om risico’s te verlagen en
daarmee de eis ten aanzien van omvang eigen vermogen te verlagen (zie
hoofdstuk 4).
Opnemen van boorrisico’s in het RNES garantiefonds (zie hoofdstuk 5) zodat het
risico budget naar beneden kan worden bijgesteld.
Een risicodragende participatie van een overheidsbedrijf (zoals EBN of regionale
ontwikkelingsmaatschappij) in het project.

66122/SB/20160530 definitief

48

30 mei 2016

4
Exploitatierisico’s verlagen

4.1 Wat zijn de exploitatierisico’s?
4.1.1 Exploitatierisico’s Nederland
Sinds 2006 wordt er actief aardwarmte gewonnen in Nederland. Het eerste operationele
systeem werd geboord in Heerlen. Hier werden oude, onder gelopen mijngangen
aangeboord op ca 800 m diepte waaruit warm water wordt gewonnen. Dit project is nu
omgezet naar een warmte-opslag project met een laag temperatuur hybride warmtenet (zie
www.mijnwater.com). Het eerste diepere systeem in een zandsteen reservoir werd geboord
in 2007 in Bleiswijk. Deze systemen werden ontworpen als diepe waterwinputten waarin
geen olie of gas voor zou komen. Gedurende de warmteproductie van deze putten bleek
echter dat er uit deze putten wel, heel beperkt, gas mee werd geproduceerd dat op diepte zit
opgelost in het water. Bij sommige andere putten werden later ook sporen olie mee
geproduceerd.
Naar aanleiding van deze eerste ervaringen met warmtelevering en bijbehorende
waarnemingen zijn de ontwerpeisen van de putten en oppervlakte systemen in de loop van
de jaren verzwaard. De bestaande systemen werden aangepast en o.a.
gasscheidingsinstallaties werden bij de geothermieprojecten gezet om te voorkomen dat het
gas problemen gaf bij de productie van warmte.
Naast de bijvangst van het gas (koolwaterstoffen) bleken tijdens de warmtelevering,
afhankelijk van de plek en diepte waarvan gewonnen wordt, ook andere problemen voor te
komen. De meest voorkomende problemen zijn:
neerslag van vaste delen (Scaling)
o kalk
o neerslag natuurlijke radioactieve stoffen (LSA materialen)
corrosie (roest vorming)
erosie (uitslijten)
verstopping
Voor het merendeel van de gerapporteerde problemen is inmiddels een technische
oplossing gevonden. In andere gevallen wordt nu naar oplossingen gezocht via de
kennisagenda (zie volgende paragraaf). Er zijn voor een aantal veelvoorkomende problemen
zelfs al mitigerende maatregelen bekend.

66122/SB/20160530 definitief

49

30 mei 2016

Wat wel van belang is om te realiseren dat het ontwerpen, realiseren en beheren van een
productieput de afgelopen jaren door verschillende partijen is gedaan. En dat hiermee de
leercurve soms een aantal keer is doorlopen. Onder andere door het faciliteren van
programma’s zoals ‘Kas al Energiebron’ speelt de overheid in op het aspect kennis delen en
het verkorten van de leercurve voor de toekomstige geothermieprojecten.

Kennisagenda
Naar aanleiding van deze risico’s zijn er verschillende onderzoeken uitgevoerd. In 2015 is de
Kennisagenda Aardwarmte opgestart. In de Kennisagenda Aardwarmte wordt onderzoek
naar de ontwikkeling van aardwarmte gefinancierd. Daarnaast heeft de kennisagenda ook
als doel om het potentieel van geothermieprojecten te vergroten en innovatie van de
techniek verder vorm te geven.
De Kennisagenda heeft, net zoals het programma Kas als Energiebron, een vraaggestuurd
karakter. Dit houdt in dat voor de invulling en aansturing van de Kennisagenda de
Kenniscoördinatiegroep vanuit bedrijfsleven en overheid is ingesteld, bestaande uit: Platform
Geothermie, DAGO, LTO Glaskracht Nederland, ministerie van Economische Zaken DG
ETM en DG AGRO, TNO Age, SodM en RVO.
Deze partijen stellen gezamenlijk de onderwerpen op en geven advies over de ingediende
onderzoeksvoorstellen aan de Stuurgroep. De Stuurgroep, bestaande uit LTO Glaskracht
Nederland en het ministerie van Economische Zaken DG ETM en DG AGRO, beslist
uiteindelijk welke onderzoeksvoorstellen via de Kennisagenda gefinancierd worden.
Op de website van Kas als Energiebron (www.kasalsenergiebron.nl) is een actueel overzicht
te vinden van de gedane en lopende onderzoeken.

4.1.2 Exploitatierisico’s buiten Nederland
Ook buiten Nederland wordt actief aardwarmte gewonnen, de systemen variëren qua
omvang en diepte. In de meeste buurlanden zijn verschillende geothermieprojecten
operationeel. Binnen het netwerk “Geothermal ERA-net” waarin RVO partner is, worden
onder andere de Europese ervaringen met realisatie en productie van geothermieprojecten
gedeeld. Op basis van de resultaten van de werkgroep “OpERA” (Operational Issues of
Geothermal Installations in Europe; www.geothermaleranet.is/news-and-events/nr/56 ) dat
binnenkort gepubliceerd wordt, is het overzicht in figuur 5 gemaakt. De bijbehorende
publicatie is nog niet afgerond.

66122/SB/20160530 definitief

50

30 mei 2016

Figuur 5
Overzicht
gerapporteerde
problemen in Europa
(bron:
http://www.geotherm
aleranet.is/jointactivities/operationalissues/)

Uit het overzicht blijkt dat veel van de bekende operationele risico in Nederland, ook op
Europees niveau bekend zijn. Ondanks de vaak verschillende geologische afzettingen zal
uitwisseling van kennis en kunde dus kunnen bijdragen aan een versnelling in de
ontwikkeling van de geothermie. In de praktijk vindt kennisuitwisseling op overheidsniveau
plaats. Op het niveau van de operators kan deze uitwisseling nog meer plaatsvinden.

4.2 Relatie tussen exploitatieproblemen en CAPEX
De huidige in ontwikkeling zijnde projecten kunnen via de Kennisagenda Aardwarmte en
DAGO informatie inwinnen over de productierisico’s en welke mitigerende maatregelen zij in
het ontwerp moeten meenemen om problemen in de toekomst te voorkomen. De exacte
uitvoering van de maatregelen zijn afhankelijk van de locatie waar het geothermieproject
zich bevindt en vraagt om een gedetailleerd ontwerp.
Het opnemen van deze noodzakelijke maatregelen bij de exploitatie van een
geothermieproject maakt dat de investeringskosten van een geothermieproject omhoog

66122/SB/20160530 definitief

51

30 mei 2016

gaan. Deze zogenoemde Capital Expentures (CAPEX) – kosten voor niet verbruikbare
onderdelen – zijn toegenomen sinds de start van het winnen van aardwarmte in Nederland.
Dit heeft geresulteerd dat de gemiddelde CAPEX per geothermieproject is toegenomen.
De verhoging van de investeringskosten, in combinatie met de eisen aan het eigen
vermogen van de initiatiefnemers vanuit de financiers (zie paragraaf 3.2) maakt de start van
een geothermieproject minder haalbaar voor de warmtevragers en/of initiatiefnemers met
relatief weinig eigen vermogen. De verwachte vermindering van de operationele risico’s,
door alle mitigerende maatregelen die nu gehanteerd worden, heeft nog geen effect op het
verkleinen van de eis ten aanzien van de financiële reserves in de opstartfase van een
project.
De operationele problemen bij de bestaande geothermieprojecten die nu warmte leveren
hebben ook daar geleid tot verhoging van hun investering. De aanloopproblemen leidde tot
aanpassingen en uitbreidingen van hun installaties met bijbehorende kosten.
Ter illustratie een indicatie van de prijzen voor de gemaakte aanpassingen:
Het vervangen van een productiebuis boven de pomp kost rond de 75.000,- euro;
Het verhelpen van een verstopping kan oplopen tot meer dan 1 miljoen euro.
Deze kosten moeten additioneel door de lopende projecten gedragen worden. De
investeringen die gedaan moeten worden in projecten om dergelijke problemen tijdens
exploitatie te reduceren bestaan onder andere uit:
selectie van materialen die beter tegen corrosie bestand zijn;
betere filtratie om verstopping te voorkomen;
grotere diameters om erosie te voorkomen;
minder ontgassen om scaling te verminderen;
dosering van een inhibitor opnemen in het ontwerp, in plaats van achteraf
invoegen.
De extra investering in het voorkomen van genoemde problemen weegt op tegen de kosten
die hiermee vermeden worden.

66122/SB/20160530 definitief

52

30 mei 2016

4.3 Initiatieven markt
4.3.1 Commerciële verzekering
De operationele risico’s kunnen deels commercieel worden verzekerd onder een
zogenaamde technische verzekering.
De technische verzekering zal in beginsel dekking bieden voor alle bovengrondse (eventueel
inclusief horizontale ondergrondse leidingen) bij het project behorende objecten zoals de
pompinstallatie, het pompgebouw, de leidingen etc. De verzekeringsdekking bestaat uit
schade aan de verzekerde installatie door een van buitenkomend onheil (bijvoorbeeld storm)
of ten gevolge van een eigen gebrek (bijvoorbeeld breuk van een aandrijfas in de pomp).
Ook de gevolgschade van de beschadigde installatie (bedrijfsschade van verzekerde zelf
en/of bij de afnemers) kan een onderdeel van de dekking vormen.
Onder andere corrosie, neerslag (scaling) en verstoppingen zijn risico’s die de continuïteit
van het doublet in gevaar kunnen brengen. Verzekeringstechnisch vormen deze risico’s
geen gedekte gevaren tenzij deze zorgen voor een materiële beschadiging van de
verzekerde objecten.
Ook schade aan de casing, de ESP (Electrical Submursible Pump) en in beginsel alles wat
zich ‘subsurface’ bevindt, is van de dekking uitgesloten. Wel zijn er (beperkte) mogelijkheden
om schade aan de ESP te verzekeren wanneer de ESP voor onderhoud ‘naar boven’ (en
retour) moet worden gehaald.
De belangrijkste conclusie is dat slechts een beperkt deel van de exploitatierisico’s
commercieel te verzekeren is.

4.3.2 Initiatief Platform Geothermie
Het platform geothermie (SPG: Stichting Platform Geothermie) heeft samen met
marktpartijen eveneens geconstateerd dat de exploitatieproblemen de financierbaarheid van
geothermieprojecten verslechteren. SPG heeft op basis van die constatering een werkgroep
gevormd om te onderzoeken of, en zo ja hoe, dit knelpunt opgelost zou kunnen worden. De
werkgroep heeft twee varianten van een exploitatievoorziening onderzocht:
een waarborgfonds, dat leningen uitgeeft, en
een garantiefonds dat uitkeringen doet. Een exploitatiegarantiefonds zou analoog
aan het bestaande garantiefonds voor het geologisch risico (RNES aardwarmte)
kunnen worden opgezet.

66122/SB/20160530 definitief

53

30 mei 2016

De grondgedachte onder een garantieregeling en/of waarborgfonds is dat door een vorm
van spreiding van risico c.q. verevening of ‘pooling’ van de herstelkosten ingeval een bron
tijdelijk stil komt te liggen, deze kosten voor een individueel operator beter beheersbaar zijn.
Beoogde effecten zijn dat enerzijds geen verhoogd eigen vermogen hoeft te worden
aangehouden en de financiering voor nieuwe projecten niet wordt belemmerd. Anderzijds
geldt dat optredende mankementen en verstoringen in bestaande projecten door snelle en
adequate beschikbaarheid van financiering aan te pakken zijn.

Draagvlak
Uit het onderzoek dat de SPG-werkgroep heeft uitgevoerd blijkt dat onder huidige en
aanstaande operators overwegend draagvlak is voor een exploitatievoorziening, deels op
grond van de eigen situatie, deels op grond van de te verwachten positieve effecten voor de
sector als geheel. De steun voor een faciliteit is desondanks niet unaniem en het is dus niet
zeker dat, afhankelijk van de specifieke eigen situatie, iedereen instapt. Het draagvlak is
bovendien geclausuleerd met een aantal randvoorwaarden. Zonder bijdrage van de overheid
in het startkapitaal en/of de operationele kosten van het systeem lijkt het niet haalbaar.

4.4 Voorbeeld: uitwerking Franse regeling
Er zijn reeds diverse overzichten gemaakt van de geothermie stimuleringsmaatregelen en
risicomitigatie maatregelen die in Europa worden gehanteerd, zoals binnen GeoDH
(http://geodh.eu/wp-content/uploads/2014/11/4-1-Report-on-support-schemes-forGeoDH.pdf ) en binnen GeoElec (http://www.geoelec.eu/wp-content/uploads/2011/09/D-3.2GEOELEC-report-on-risk-insurance.pdf). Nederland heeft al een goed werkende voorziening
voor de dekking van geologische risico’s binnen de RNES, en deze is recent al geëvalueerd
[7]. De vraag is nu vooral in hoeverre er buitenlandse ervaringen zijn met een
exploitatiegarantievoorziening. Voor zover bekend heeft alleen het Franse fonds ook een
onderdeel voor exploitatierisico’s.

Franse exploitatie garantievoorziening
Door onze Franse partner is een rapportage geschreven over de werking van het Franse
systeem voor exploitatiegarantie. De volledige rapportage is opgenomen in bijlage 1.
e

De exploitatievoorziening in Frankrijk is vormgegeven als een 2 trap na de verzekering van
het geologisch risico. Deelname is alleen mogelijk als ook een geologisch risicoverzekering
is afgesloten. Er dienen veel (inhoudelijke) documenten aangeleverd te worden, en alleen
risico’s die niet voorzien hadden kunnen worden, worden gedekt. In het Parijse bekken is
bijvoorbeeld een dosering van anti-corrosie stof verplicht, omdat bekend is dat in die regio

66122/SB/20160530 definitief

54

30 mei 2016

corrosie door H2S regelmatig optreedt. Ook worden bijvoorbeeld slecht gecementeerde
putdelen uitgesloten van de verzekering. De bijdrage aan het fonds wordt geleverd door het
betalen van een premie van 15.000 euro per jaar per doublet (ongeacht locatie en omvang).
De kosten worden ten dele en tot een max. van 1,4 miljoen euro per geval gedekt. Ook
stilstand als gevolg van de schade wordt gecompenseerd volgens een zekere formule (zie
Bijlage 1).
Een eerdere versie van het Franse fonds heeft gelopen van 1980 tot 2004. De totale kosten
voor het exploitatiedeel bedroegen 24 miljoen euro, evenals de opbrengsten. Van de
inkomsten was 8 miljoen afkomstig van premies, 8 miljoen van een inleg bij de start door de
rijksoverheid, en 8 miljoen uit rente. De premie-inleg heeft de schade dus niet gedekt, en er
was na afloop van 24 jaar geen reserve meer in de pot. De premie werd destijds anders
berekend maar kwam op een soortgelijk bedrag uit als voor deelname in het huidige fonds
(dus ca 15.000 euro/jaar per project). Uit deze berekening blijkt dat in het Franse
exploitatiefonds slechts een derde van de kosten werden gedragen door directe premie
inkomsten. Van het huidige fonds zijn helaas geen data ter beschikking gesteld, maar het is
gemodelleerd naar de vorige versie.

4.5 Vormgeving exploitatievoorziening
Uit de voorgaande hoofdstukken is duidelijk dat een exploitatievoorziening, ondersteund
door de overheid, wenselijk is. De belangrijkste reden hiervoor zijn:
De financiële risico’s zijn per project groot, zolang eigenaren steeds maar één
project in eigendom hebben. Als er meerdere projecten in bezit zijn worden de
risico’s al gespreid binnen die ene eigenaar, maar veel projecten worden door een
lokale belanghebbende partij (warmtevrager, gemeente) ontwikkeld.
Er zijn zeer beperkt commerciële verzekeringen beschikbaar; de belangrijkste
exploitatierisico’s zijn niet commercieel verzekerbaar, er is hier dus sprake van
marktfalen.
De financieringslast die hier uit volgt (het gevraagde eigen vermogen dat
aantoonbaar aanwezig moet zijn om incidenten te kunnen opvangen) vertraagt de
ontwikkeling van geothermie.

4.5.1 Kwantitatieve verkenning
Er zijn geen goede data beschikbaar over de te verwachten kosten die worden betaald uit
een exploitatievoorziening, en dus ook niet over de te verwachten hoogte van de
noodzakelijke premie (als wordt uitgegaan van een kostenneutrale regeling).

66122/SB/20160530 definitief

55

30 mei 2016

Wel kan een inschatting gemaakt worden op basis van een scenario dat door de werkgroep
van het platform geothermie is opgesteld op basis van gesprekken met projecteigenaren.
Daarbij wordt uitgegaan van een storingsfrequentie per operator van eenmaal per 10 jaar,
ter grootte van twee miljoen euro (Door operators worden de kosten ingeschat tussen 0,5
en 2,5 mln euro per gebeurtenis). De jaarlijkse kosten per operator bedragen bij deze
aannames gemiddeld 200.000 euro/jaar per project. Dit bedrag is aanzienlijk hoger dan de
premie die voor het Franse fonds wordt berekend. Zelfs als niet een derde van de kosten,
maar de volledige kosten door premies zouden zijn gedekt, dan zou de premie ca 45.000
euro/jaar/project zijn geweest. De oorzaak van het verschil is niet bekend, maar we kunnen
niet uitsluiten dat dit een gevolg is van het feit dat er in Frankrijk al een strenge selectie is op
de kwaliteit van de projecten en installatiedelen die deel mogen nemen. En dat de
geothermie wereld in Frankrijk inmiddels (ook door schade en schande) geleerd heeft
installaties zodanig te maken dat schades minder vaak optreden..

4.5.2 Nadere uitwerking
Twee hoofdvarianten zijn globaal verkend: een waarborgfonds, dat leningen uitgeeft, en een
garantiefonds dat uitkeringen doet.
Gezien het feit dat bovengrondse risico’s commercieel verzekerbaar zijn (zie H 4.3.1), maar
scaling en corrosie ook in bovengrondse installaties niet verzekerd kunnen worden, wordt
voorgesteld de exploitatievoorziening zich uit te laten strekken tot het deel van het totale
systeem dat in aanraking komt met het geothermische water.
Het belangrijkste argument voor het opzetten van een waarborgfonds is de factor tijd. Bij de
uitkering door een waarborgfonds kan er sneller over een lening besloten worden dan bij een
garantiefonds. Met name dit aspect vermindert de (bijkomende) kosten van de storing en
weegt zwaar. Als de voorwaarden minder gunstig zijn dan andere kredieten, dan is
afbetaling van de lening goed denkbaar. 'Afroming' door de bank moet dan uitgesloten zijn.
Het is echter niet denkbeeldig, dat de door de lening toegenomen rentelasten (te) zwaar
drukken op de ontvanger van de lening en het ultieme risico is, dat de ontvangende
vennootschap failliet gaat. De financier zal bovendien vooraf eisen dat de lening (inclusief de
betaling van rente en aflossing) achtergesteld is bij de bankfinanciering, dus een
risicodragend karakter heeft en alleen rente en aflossingen kan doen bij positieve cash flow
van het project. Dat betekent dat de financiering minder gefaciliteerd wordt dan bij een
verzekering. Als het perspectief op terugbetaling tóch beoordeeld moet worden dán kost dat
tijd en vermindert dit het voordeel van deze oplossing.

66122/SB/20160530 definitief

56

30 mei 2016

Pro garantieregeling pleit dat de business case van de ontvanger veel minder geraakt wordt
omdat de ontvanger geen lening krijgt maar een uitkering, en daardoor de kans op
continuïteitsproblemen geringer is. Dit is voor huidige en toekomstige financiers prettiger
(minder riskant). De economische gevolgen van de verstoringen worden versleuteld over het
collectief. Dit is als een voordeel, maar ook als een nadeel te zien, afhankelijk van de
mogelijkheden van de individuele operator om tegenvallers op te vangen. Nadeel is, dat de
faciliteit financieel groter moet zijn. Beoordeling van claims vergt technische kennis (en
onafhankelijkheid). Dit duurt langer, dan een beoordeling van een lening. Deze kosten
kunnen hoog oplopen, denk aan 20% extra. Dit blijkt onder andere uit de gegevens over het
Franse fonds waar 4 miljoen euro aan beheer kosten waren gemaakt op een totaal bedrag
van uitgaven van af 24 miljoen euro.
Bovenstaande voor- en nadelen afwegend komen we tot het volgende advies:
Het is wenselijk dat er een exploitatievoorziening komt die enerzijds snel kan
uitkeren als dat nodig mocht zijn, en anderzijds niet een te zwaar beroep doet op de
financiële middelen van het betreffende project.
Daarom bevelen we aan om het Franse model als uitgangspunt te nemen, en dat te
modelleren naar de Nederlandse omstandigheden.
Daarbij aanvullend een optie in te bouwen om grote inkomstenderving als gevolg
van langdurige stilstand te helpen verkleinen door:
o Cf het Franse model stilstand te compenseren middels een zekere
vergoeding per maand en/of
o De projecteigenaar de optie te geven geld te lenen (uit het garantiefonds)
om zelf het probleem te verhelpen voordat tot uitkering vanuit het
garantiefonds wordt overgegaan; alleen het deel dat niet onder de garantie
valt hoeft dan te worden terug betaald (inclusief een relatief hoge rente
voor de lening). Reden hiervoor is de tijdswinst die cruciaal is om de
kosten binnen de perken te houden.

4.5.3 Structuur en voorwaarden
De voorwaarden en vormgeving van het Franse fonds staan beschreven in bijlage 1. Het
betreft de volgende voorwaarden:
Er moet voldoende deelname zijn, anders vervallen de voordelen van een fonds.
Er zal een strenge toelating zijn: voor bestaande en nieuw te bouwen installaties zal
een keuring plaats moeten vinden op basis van gedetailleerde informatie;
Onderdelen die afgekeurd worden vallen buiten de garantie;
Problemen die te verwachten zijn worden niet vergoed;

66122/SB/20160530 definitief

57

30 mei 2016

-

Normale exploitatiekosten worden niet vergoed (zoals bijvoorbeeld een pomp
vervangen);
Er zal een maximum vergoeding zijn per geval;
Er zal een percentage zijn dat vergoed/geleend kan worden; een deel van de
kosten zullen bij de operator blijven.
Er zal dus ook een structuur opgezet moeten worden met onafhankelijk toezicht dat
deskundig is. Zodra bepaalde problemen eenmaal onderkend zijn, dienen ze in het ontwerp
van nieuwe installaties meegenomen te worden. Dit kan eventueel worden verwerkt in het
Handboek Geothermie en de industriestandaarden of recommended practices.
Voordeel van deze werkgang is dat er een versnelde uitwisseling van kennis plaats vindt, en
dat er druk ontstaat om aan bepaalde kwaliteitsstandaarden te voldoen. Hiermee wordt de
leercurve bij de ontwikkeling van nieuwe geothermiesystemen versneld.

66122/SB/20160530 definitief

58

30 mei 2016

5
Boorrisico’s verlagen

Uit de interviews en uit de werksessie met betrokken marktpartijen is gebleken dat de
realisatie risico’s verbonden aan het boren aanzienlijk kunnen zijn, en dat deze veelal niet
gedekt worden door de verzekeraar en/of de boorfirma. De boorrisico’s kunnen aanleiding
geven tot aanzienlijke onverwachte kosten. De financiers van het vreemd vermogen eisen
daarom dat er voldoende eigen vermogen aanwezig is om deze kosten te kunnen dragen.
De bedragen waar het hier om gaat (2 á 3 miljoen per project), liggen in de zelfde orde van
grootte als de exploitatie risico’s. Om de vraag te beantwoorden welke technische
problemen in de praktijk zijn voorgevallen en hoe hierop geanticipeerd kan worden middels
voorzieningen, is onderzoek gedaan in beschikbare openbare informatie over Nederlandse
boringen.

5.1 Bekende boorrisico’s
In Nederland zijn 12 geothermische installaties actief. De gegevens over deze boringen
worden centraal opgeslagen in de database van TNO. De database van TNO (www.nlog.nl)
bevat inmiddels informatie over 46 gaten welke geboord zijn met als doel het opsporen en
ontwikkelen van geothermie. 40 daarvan zijn geboord vanaf 2006. Als kanttekening moet
hier wel bij vermeld worden dat het boren van een side track gezien wordt als nieuw boorgat.
Opvallend is dat alle boringen van na 2006 hebben geleid tot een succesvolle productie
testen van de geothermie putten. Geen van de projecten hebben geleid tot zwaar
tegenvallende productie. Hieruit kan geconcludeerd worden dat de mate van voorbereiding
met betrekking tot reservoir en reservoirproductie goed is.
Naast de naam, plaats, doel en eigenaar staat in de database ook vermeld wat de huidige
technische status is van de putten. Uit analyse van deze gegevens blijkt dat van de 40
boorgaten er 11 technisch mislukt zijn. Na het mislukken van het boorgat is er vervolgens, al
dan niet succesvol een side track geboord vanuit het bestaande boorgat. Van deze side
tracks zijn er 3 technisch mislukt en is er een tweede side track geboord. Deze groep zit in
het totaal van 11 technisch mislukte boringen. Uiteindelijk hebben alle boringen wel geleid
tot producerende systemen.
Uit het voorgaande volgt dat bij 26% van de boorgaten die geboord werden voor geothermie
een side track nodig is om tot het gewenste eindresultaat te komen. Ter vergelijking, in de
zelfde periode (2006-2016) zijn er in Nederland op het land in totaal 359 putten geboord
(olie, gas, zout), waarvan 12% technisch mislukt zijn. Hieruit moet geconcludeerd worden
dat er relatief veel side tracks nodig zijn geweest bij geothermische projecten in Nederland
om te komen tot succesvolle putten.

66122/SB/20160530 definitief

59

30 mei 2016

Bij bovenstaande getallen moet wel gemeld worden dat er een significante verbetering
waarneembaar is in de tijd. Sinds het begin van 2014 zijn er geen geothermieboringen (8
stuks) uitgevoerd die technisch mislukt zijn. Dit duidt o p een verbeterde controle binnen de
projecten over de boringen. De duidelijke wens om kennisuitwisseling plaats te laten vinden
(zoals ook gesteld in het programma “Kas als Energiebron”) lijkt te werken.
Naar aanleiding van voorgaande constateringen is er in meer detail gekeken naar de
problemen welke gerapporteerd zijn. Hierbij wordt opgemerkt dat deze rapportages pas na 5
jaar publiek worden. De rapportages zijn niet volledig en geven dus enkel inzage in de
ontwikkelingen van vóór 2011. De laatste 5 jaar zijn nog niet meegenomen. In figuur 7 is de
samenvatting te zien van de gerapporteerde problemen (in bijlage 3 is hij in het groot
weergegeven).
Ondanks het feit dat de rapportage niet volledig is voor de 40 bekeken boringen, zijn er wel
een aantal problemen waar te nemen. De beschreven boorproblemen verschillen per
formatie en regio in Nederland.
Figuur 6
Gerapporteerde
problemen bij
realisatie
(informatie afkomstig
van NLOG, bewerkt)

Boorgatcode
1 ARC-GT-01
2 AST-GT-02
3 AST-GT-02-S1
4 OPL-GT-59
5 SNM-GT-01
6 HLH-GT-01
7 HLH-GT-02
8 VDB-GT-01
9 VDB-GT-01-S1
10 VDB-GT-02
11 VDB-GT-02-S1
12 VDB-GT-03
13 VDB-GT-04

Startdatum
01-03-1987
24-11-1986
09-04-1988
16-04-1986
01-03-1994
02-03-2006
18-03-2006
17-10-2006
21-03-2007
04-05-2007
13-06-2007
06-03-2009
06-02-2009

Einddatum
22-04-1987
22-02-1987
17-05-1988
30-04-1986
20-07-1994
31-05-2006
02-06-2006
21-03-2007
16-04-2007
13-06-2007
16-07-2007
20-06-2009
07-08-2009

Boorgatdiepte
Boorgatdiepte
AH Omschrijving
TVD
887,58
887,58
1673
1673
1530
1530
550
550
759
759
692,2
691,94 geen probelemen gerapoorteerd
695,5
695,38 geen probelemen gerapoorteerd
2200 1547,42 Onbekend
2457 1697,41 Onbekend
1625 1233,45 mud losses packing off BHA, hole cleaning, bit balling
2330 1621,31
2140 1890,65 geen probelemen gerapoorteerd
2006 1829,98 geen probelemen gerapoorteerd

14 PNA-GT-01
15 PNA-GT-02
16 PNA-GT-03
17 HAG-GT-01

09-03-2010
26-05-2010
28-08-2010
10-03-2010

14-05-2010
09-07-2010
21-09-2010
25-09-2010

2869
2860
879
2702

18 PNA-GT-03-S1
19 HAG-GT-02
20 PNA-GT-03-S2
21 PNA-GT-04
22 KKP-GT-01
23 KKP-GT-02
24 HON-GT-01

21-09-2010
01-03-2010
29-09-2010
20-11-2010
28-05-2011
27-07-2011
23-12-2011

29-09-2010
06-11-2010
13-11-2010
22-01-2011
20-07-2011
10-09-2011
22-02-2012

901
2405
3005
2957

2238,01 Meerdere boorkoppen versleten per sectie. Check trip en scrapper runs intermediat sectie
2290,64 geen probelemen gerapoorteerd
861,47 mud losses , stuck pipe
2306,46 Cement losses. Bit baling. Lage ROP, meerdere boorkoppen per sectie
Door grote porositeit en verlies van boorvloeistof op circa 900 meter is de putwand tijdens
het boren ingestort en moest vanaf circa 450 meter een side track (nieuw boorgat) gemaakt
875,56 worden.
1942,4 Reamen boorgat kost veel tijd. Technisch falen liner hanger.
2395,07 mud losses , stuck pipe
2343,01 Mud losses, toren onderhoud

Na een zeer voorspoedige verloop van de eerste boring is in februari vertraging opgelopen
bij het plaatsen van de screens als gevolg van een te vroeg vastzittende swell packer.
Gekozen is voor een side track.

De twee voornaamste oorzaken van de gerapporteerde problemen zijn:
Boorgatproblemen door:

66122/SB/20160530 definitief

60

30 mei 2016

o

-

Versmeren van boorkop en overige gereedschap met klei, waardoor het
snijvlak niet meer zijn werk kan doen (vertraging à 90.000 euro)
o Schoonhouden van het boorgat (vertraging à 60.000 euro)
o Side-track (nieuw boorgat à 300.000 euro)
Technische problemen door:
o Snelle slijtage van de boorkoppen (vertraging à 45.000 euro)
o Het plaatsen en afhangen van bebuizing in de putten (het zetten van de
liner hanger, vertraging à 180.000 euro)

De bedragen achter de gerapporteerde probleem geven een zeer grove indicatie van de
additionele kosten. Dit geeft aan dat de kosten van een tegenslag bij een boring snel
oplopen. Dit komt met name doordat de gemiddelde kosten van een boring op het land in
Nederland gemiddeld tussen de 45.000,- en 60.000,- euro per dag kost. Dus als de
installatie een halve dag stilgezet moet worden om een technisch probleem te ondervangen
stijgen de kosten al aanzienlijk.

5.2 Omgang boorrisico’s in de praktijk
Zoals gemeld zijn sinds 2014 beduidend minder storingen opgetreden tijdens het boren van
een geothermiebron. Door kennisontwikkeling en kennisdeling lijkt het dat de twee
belangrijkste oorzaken nu voor minder storingen zorgen.
Bij aanvang van de ontwikkeling van een geothermisch project in Nederland wordt over het
algemeen rekening gehouden met een percentage van 20% tot 25% risico en/of post
onvoorzien op de boorkosten. Gemiddeld genomen is dit tussen de 2 en 3 miljoen euro per
project. De hoogte van dit percentage is onder andere afhankelijk van de locatie in
Nederland en het ontworpen boortraject. De resultaten van aanvullend geologisch
onderzoek voorafgaand aan de boring en een detailontwerp van de putten kan deze post
doen verkleinen doordat op voorhand de risico’s beter bekend zijn en dus mitigerende
maatregelen genomen kunnen worden.
Het voorstellen van generieke mitigerende maatregelen ter voorkoming van
boorgatproblemen op voorhand is niet mogelijk. Boorgatproblemen ontstaan door een
combinatie van geologische en technische factoren. Met name de geologische problemen
die genoemd zijn variëren per gebied. Opmerkelijk is het, dat de bij geothermie genoemde
problemen in bepaalde regio´s, eerder al wel benoemd zijn bij olie en gas putten in dezelfde
regio. Of deze niet opgemerkt zijn tijdens het ontwerp of dat de maatregelen bewust niet zijn
toegepast is niet te achterhalen. Het bewust niet toepassen kan een keuze zijn. Een aantal

66122/SB/20160530 definitief

61

30 mei 2016

van de gekozen mitigerende maatregelen binnen de olie en gas industrie zijn namelijk zeer
kostbaar. Daardoor lopen de kosten van realisatie sterk op, met als gevolg dat een
potentieel geothermieproject niet meer (financieel) haalbaar is.
Het is als operator mogelijk een aantal van de boorrisico’s te verleggen naar verzekeringen
en/of opdrachtnemers door de keuze van het boorcontract. Echter, net zoals we bij het
verzekeren van het exploitatierisico hebben gezien, zijn de verzekeringen rondom realisatie
van een systeem ook niet sluitend. Meer hierover in de volgende paragrafen.

5.2.1 Verzekeringen
Het verzekeren van een geothermieproject is maatwerk. Een geothermische installatie kan
verzekerd worden voor de volledige levensduur, dus vanaf start bouw tot aan einde
operationele levensduur. Hiervoor bestaat een zogenaamde ‘Build & Operate’ dekking welke
is toegespitst op de specifieke projectsituatie. Een alternatief is de operationele periode los
te koppelen van de realisatieperiode en vervolgens de operationele periode bij meerdere
verzekeraars aan te bieden om zo gebruik te maken van marktwerking.
Wat kan wel verzekerd worden?
De volgende dekkingen zijn in het verleden mogelijk geweest, waarbij opgemerkt dient te
worden dat de verschillende polissen veel maatwerk bevatten. Gezien de specifieke wensen
van de opdrachtgever om zowel de boorfase als de operationele fase op te nemen in de
polis ging het om:
Schades bij de bouw, zoals schade als gevolg van foutief ontwerp, gebrekkig
materiaal of fouten in de bouw.
Schades aan de casings, liners en leidingen als gevolg van obstakels tijdens het
boren, warmlopers, etc.
Schades als gevolg van eigen gebrek en van buiten komende oorzaken in de
operationele fase en de eventuele bedrijfsschade door stilstand.
Wat kan niet verzekerd worden?
Alhoewel geothermieverzekeringen een all-risk karakter hebben, zijn er enkele zaken niet
verzekerd, waaronder:
Schades vallende onder de garantieverplichtingen, echter de daarop volgende bedrijfsschade is wel gedekt.
Geleidelijke achteruitgang als gevolg van normaal gebruik zoals corrosie en
slijtage, echter de gevolgen ervan zijn wel gedekt.
Catastroferisico’s zoals natuurrampen en atoomkernreacties.
De boorinstallatie zelf.

66122/SB/20160530 definitief

62

30 mei 2016

-

Het boorgat en de ondergrondse leidingen binnen de operationele fase. De
verzekering dekt schades tot maximaal vijf meter onder het maaiveld.

Vergelijking met olie- en gas
De hiervoor beschreven risico’s ten aanzien van de realisatie van een puttenpaar, zoals
hiervoor omschreven, zijn normaal in de olie- en gas sector. Daar zijn de risico’s zelfs hoger,
omdat er geen RNES garantiefonds is dat de geologische risico’s afdekt. De geothermie
markt is echter wezenlijk anders dan de olie- en gas markt:
De waarde van warm water is (ondanks SDE+ subsidie) veel lager dan de waarde
van olie en gas, dus de baten van een zekere productiesnelheid (de
kostenbepalende factor in het ontwerp van een put) wegen minder snel op tegen de
risico’s
Olie- en gas zijn eenvoudiger transporteerbaar (vanwege de energiedichtheid) dan
warm water. Er is een wereldmarkt voor olie en gas. Warm water kan alleen lokaal
afgezet worden.
De kosten voor exploratie door middel van geofysische surveys en exploratie putten kunnen
als gevolg van bovenstaande bij olie-/gas winning in de regel terug worden verdiend, en bij
geothermie niet of nauwelijks. De interesse bij olie- en gas operators om actief te worden in
de geothermie markt blijkt vooralsnog beperkt. Ondanks dat de technologie van olie-en
gaswinning dicht bij die van geothermie ligt.

5.2.2 Boorcontract
In de markt zijn er drie type boorcontracten af te sluiten met boorbedrijven:
Day rate,
Lumpsum en
Turn key contracten.
Een day rate contract houdt in dat de boorinstallatie gehuurd wordt en deze per uur wordt
afgerekend. Alle boorrisico’s, op grove nalatigheid na, liggen bij de opdrachtgever. Daarbij
moet de opdrachtgever ook zelf met alle overige subcontractor(s) een contract aangaan. Dit
vraagt meer tijd in de voorbereidingsfase. Daar staat tegenover dat er meer controle is over
de selectie en kwaliteit van de afgenomen diensten en materialen. Als de boring goed
verloopt is dit over het algemeen de goedkoopste oplossing.
Een lumpsum contract houdt in dat er met een boorondernemer wordt afgesproken dat deze
de ontworpen put voor een vast bedrag oplevert. Ondanks het feit dat er hier maar 1 contract
partij is vraagt het opstellen van deze contracten veel tijd. De praktijk leert dat de

66122/SB/20160530 definitief

63

30 mei 2016

boorondernemer nooit alle risico’s op zich neemt. Hierbij moet met name gedacht worden
aan specifieke geologische risico’s. De contracten gaan uit van de geldende geologische
interpretatie. Mocht tijdens het boren deze niet juist zijn dan zal de boorondernemer de daar
uit voortkomende meerkosten in rekening brengen. Dit type contracten worden op dit
moment weinig afgesloten.
Op het ogenblik is er in Nederland een partij die ook een turn-key contract aanbied. Hierbij
levert de opdrachtnemer naast de putten een volledig geteste en werkende installatie op. In
de praktijk is met dit type contract nog geen ervaring. Op het ogenblik wordt er een project
conform deze constructie uitgevoerd.

5.2.3 Samenvatting boorrisico
Een geothermisch project moet in aanloop rekening houden met 20% tot 25% risico en/of
post onvoorzien. Dit is ongeveer per project een post van 2 tot 3 miljoen euro.
De boorrisico’s kunnen door gedegen voorbereiding gereduceerd worden. Hierbij kan
gekeken worden naar de ervaring met het boren van olie- en gasputten in dezelfde regio.
Door deze ervaring mee te nemen en een afgewogen besluit te maken over eventuele
mitigerende maatregelen kan de post ‘onvoorzien’ wellicht omlaag. Hoeveel kosten hiermee
gereduceerd kunnen worden is nu niet te zeggen. De huidige marktomstandigheden biedt de
mogelijkheid de boorrisico’s gedeeltelijk te verleggen. Dit kan in de vorm van verzekeringen
en keuze van het boorcontract.
Per project zal dit specifiek afgewogen moeten worden, het is maatwerk waar welk risico
wordt neergelegd. Het heeft ook te maken met het profiel van de opdrachtgever: bij welke
risico’s voelt hij zich thuis? Volledig risicoloos boren is niet mogelijk: de onbekendheid van
de ondergrond en de financiële (on)mogelijkheden van de opdrachtgever spelen hierbij een
rol. Deze bepalen tenslotte hoeveel hij ‘over’ heeft voor het verzekeren van bepaalde
risico’s.

5.3 Initiatieven in de markt
Aanpassen verzekering
Boringen voor geothermie worden tegenwoordig vrijwel altijd uitgevoerd op basis van dayrate (huurprijs van de boortoren plus services). De boortijd kan afhangen van veel factoren
die niet in detail van tevoren zijn voorzien. Dit maakt dat de risico’s voor de opdrachtgever
hoog zijn. Gedegen voorbereiding waarbij gebruik gemaakt wordt van de beschikbare
rapportages uit de olie- en gasindustrie, in combinatie met risicomanagement zal het
risicoprofiel verkleinen.

66122/SB/20160530 definitief

64

30 mei 2016

Een deel van de boorrisico’s, voor zover er sprake is van schade door een onvoorziene
gebeurtenis, zou in principe verzekerbaar kunnen zijn via een CAR-verzekering
(Construction All Risk-verzekering). Op dit moment is Delta Lloyd de enige partij in
Nederland die bereid is boorrisico’s op te nemen in een CAR-verzekering.
Op de verzekeringsmarkt zijn delen van het boorrisico te verzekeren. Door de CAR
verzekering kunnen de volgende risico’s gedekt worden:
Blow-out;
Instorten boorgat;
Schade aan casing, liners en leidingen;
Vastlopen van het boorgereedschap als gevolg van breuk van het
boorgereedschap.
Hierbij vallen de volgende zaken niet onder de dekking:
Het verlies van de boorvloeistof;
Schade aan het boorgereedschap;
Vastlopen in overige situaties.
Bij het vastlopen wordt vaak gebruik gemaakt van een sidetrack om langs de probleemzone
te komen. De verzekering dekt de kosten van de uitgevoerde werkzaamheden met als
maximum de gemaakte kosten van de boring tot aan het moment dat de gebeurtenis zich
heeft voorgedaan. In de praktijk treden de meeste boorproblemen op grotere diepte op. Dit
houdt in dat in de meeste gevallen de kosten van de sidetrack worden vergoed.
De kosten van een desbetreffende CAR verzekering bedragen (indicatief) 7% van de totale
realisatiekosten van de beide boringen.
Uitgaande van de bovenstaande beschrijving moet elk project zich afvragen of dit type CAR
verzekering de boorrisico’s voldoende af kan dekken. Er zijn veel voorbeelden te geven
(zoals hierboven reeds enkele genoemd) van boorrisico’s welke regelmatig optreden welke
niet of slechts gedeeltelijk gedekt zijn in de bovengenoemde dekking van een CAR
verzekering boring.
Als voorbeeld hiervan: een boorgat stort meestal in tijdens het boren. Hierdoor loopt het
boorgereedschap vast. Het instorten van het boorgat is dan wel gedekt echter het verlies
van het boorgereedschap niet. Indien het boorgereedschap niet terug gewonnen kan worden
is dit een additionele kosten post van mogelijk 750.000 euro of meer. Dit betreft het verlies

66122/SB/20160530 definitief

65

30 mei 2016

van het boorgereedschap en de tijd welke besteed is aan pogingen tot het terugwinnen van
het boorgereedschap. In dit voorbeeld krijgt de opdrachtgever wel gecompenseerd voor het
maken van een sidetrack echter de additionele kosten van 750.000 euro zijn niet afgedekt.
Het is aan te bevelen om nader onderzoek te doen naar ervaring uit de praktijk. Dit
onderzoek moet inzicht geven in welke incidenten hebben zich voor gedaan en tot wat voor
een uitkering dit heeft geleid.
Organisatie boorbedrijven
Uit de interviews en de bijeenkomst met deskundigen uit de sector is gebleken dat er bij veel
gerealiseerde geothermie boringen schades en onvoorziene omstandigheden zijn geweest
die niet door de boorfirma en niet door de verzekering gedekt werden, maar voor rekening
van de opdrachtgever kwamen. Dit heeft in veel gevallen geleid tot aanzienlijk hogere kosten
dan vooraf begroot was.
Een mogelijke route om deze risico’s weg te nemen is dat een commerciële geothermie
operator alle risico’s neemt, en alle kosten en risico’s verrekend in een warmteprijs met een
afnemer. Op dit moment is er een partij in Nederland actief met deze wijze van organiseren
van het aanbod aan de klant. Er zijn berichten dat ook andere partijen zich oriënteren op een
dergelijke propositie. Een willekeurige warmtevrager die graag geothermische warmte zou
willen inkopen kan zich nu echter (nog) niet richten tot partijen die dat op commerciële wijze
aanbieden.
Dit betekent dat de boorrisico’s voor een groot deel bij de opdrachtgever blijven liggen. Uit
onze interviews blijkt dat de meeste warmtevragers niet makkelijk bereid zijn deze risico’s te
nemen. Een aantal glastuinbouwbedrijven vormt op dit moment een uitzondering. Als een
opdrachtgever bereid is deze risico’s te nemen, betekent dat qua financiering dat een bank
zal eisen dat er een aanzienlijk budget aan eigen vermogen aanwezig is voor onvoorziene
omstandigheden tijdens het boren. Zoals eerder opgemerkt maakt dit de financiering
lastiger.

5.4 Vormgeving boorrisico voorziening
In Frankrijk is er een garantiefonds aanwezig voor geothermie, enigszins conform het
voorstel voor het nederlandse garantiefonds van het platform geothermie. Op hoofdlijnen zijn
er twee verschillen te zien tussen het Franse en het Nederlandse fonds:
(1) het Franse fonds dekt ook boorrisico’s die een geologische oorsprong hebben en
het Nederlandse fonds niet, en

66122/SB/20160530 definitief

66

30 mei 2016

(2) het Franse fonds kent ook een exploitatievoorzienig (zie H 4).
In deze studie is geen onderzoek gedaan naar de details van de wijze waarop geologische
boorrisico’s meeverzekerd zijn in het Franse fonds, maar gezien bovenstaande situatie
bevelen we aan daar in een vervolg verder onderzoek naar te doen. Onder geologische
risico’s kunnen verstaan worden de meerkosten die het gevolg zijn van onverwachte
geologische omstandigheden zoals bijvoorbeeld een onverwachte holte in een kalksteen die
leidt tot spoelingverlies en het instorten van het boorgat.

66122/SB/20160530 definitief

67

30 mei 2016

6
Markt en Areaal verbreden

De huidige ervaring van het algemeen instrumentarium is voornamelijk gebaseerd op de
ervaring in de glastuinbouw. Deze ervaringen zijn verwerkt in de evaluatie. Gezien de
omvang van de warmtevraag in andere segmenten is het noodzakelijk om ook te kijken naar
de doelgroepen die nu (nog) weinig gebruik hebben gemaakt van het huidige
instrumentarium. Welke knelpunten zien wij op termijn, en hoe kan nu op deze knelpunten
geanticipeerd worden?

6.1 Afnemers gebouwde omgeving
Typering afnemers gebouwde omgeving
Er zijn drie projecten gerealiseerd met geothermie in de gebouwde omgeving: het
Mijnwaterproject in Heerlen (www.mijnwater.com), het project met levering van aardwarmte
vanuit een tuinder aan woningen in Pijnacker, en het Aardwarmte Den Haag project. Dat
laatste project is eerder gestrand in de realisatiefase maar is recentelijk doorgestart. Ook in
Groningen is een project in voorbereiding (Warmtestad Groningen), en ook andere steden
zijn op dit moment actief met het voorbereiden van geothermieprojecten (Leeuwarden,
Helmond, Tilburg, etc.). De ontwikkeling van het potentieel in de gebouwde omgeving kan
medebepalend zijn voor de ontwikkeling van geothermie in het algemeen. Hieronder
benoemen wij mogelijke aandachtpunten waarbij wij ons realiseren dat niet alle knelpunten
opgelost kunnen worden binnen de bestaande regelingen.
In de gebouwde omgeving kan onderscheid gemaakt worden tussen:
a) bestaande bouw zonder warmtenet;
b) grote warmtenetten op restwarmte van afvalverbranding en/of kolencentrales, en
c) kleinere warmtenetten op gasgestookte warmte kracht centrales (WKC’s).
a) Bestaande bouw zonder warmtenet Uit onderzoek van CE Delft blijkt dat de aanleg van
een warmtenet voor een groot deel van de gebouwde omgeving het meest interessante
alternatief is voor het gasnet in de toekomst [8]. Het verzamelen van de warmtevraag en het
laten aanleggen van een warmtenet waaraan geothermie geleverd zou kunnen worden is
organisatorisch echter complex en tijdrovend. Het is duidelijk dat de business case voor het
aanleggen van nieuwe warmtenetten in de bestaande bouw bij de huidige gasprijzen in
combinatie met het niet-meer-dan-anders (NMDA) principe in veel gevallen niet goed
genoeg is. Dit wordt ook aangegeven in de evaluatie van de Warmtewet [9].
b) De grote warmtenetten in Nederland (Amsterdam, Rotterdam, Tilburg/Breda,
Arnhem/Nijmegen, Alkmaar, Dordrecht) worden veelal gevoed met restwarmte vanuit
afvalverbranding en/of kolencentrales. De prijs van de warmte op deze netten is lager dan

66122/SB/20160530 definitief

68

30 mei 2016

het correctiebedrag dat in de SDE+ gehanteerd wordt voor geothermie als gevolg waarvan
de business case voor de inpassing van geothermie in deze netten niet rendabel is.
Bovendien zijn voor deze netten de warmteleveringscontracten met leveranciers van warmte
voor lange termijn vastgelegd en lijkt er mede daardoor op dit moment weinig ruimte voor
aanvullende geothermie warmte. Vanuit het zoeken naar een duurzame bron wordt wel met
interesse naar geothermie gekeken om in de toekomst de huidige bronnen te vervangen.
c) Er zijn in Nederland veel kleine warmtenetten op basis van een gasgestookte WKC.
Deze WKC’s draaiden de afgelopen tijd niet rendabel door een relatief hoge gasprijs in
verhouding tot de elektriciteit prijs (een lage spark spread). Vervanging van deze WKC’s
door een geothermie systeem lijkt een kans voor een snelle stap richting geothermische
warmtelevering aan de gebouwde omgeving.
Een knelpunt voor vrijwel alle bestaande netten is de hoge nettemperatuur waarop deze
warmtenetten nu uitgelegd zijn. Deze temperaturen zijn veelal een stuk hoger (> 90 ⁰C) dan
uit een geothermisch doublet onttrokken wordt. De huidige SDE+ voldoet mede daardoor
niet voor een omzetting van de WKC’s naar geothermie, mede omdat de retourtemperatuur
van de bestaande netten hoger is (50 à 60 ⁰C) dan nu wordt aangehouden in de
referentiesituatie in de SDE+ voor geothermie (35 ⁰C). Om dit probleem op te lossen zullen
vaak warmtepompen nodig zijn. Het verlagen van de nettemperatuur is voor de toekomst
een betere (duurzamer) optie, maar dit vergt vaak meer tijd.
Lagetemperatuurnetten vs hogetemperatuurnetten
Het Mijnwater project in Heerlen, dat ooit is gerealiseerd als het eerste geothermieproject in
Nederland, is nu vooral een warmteopslag project, en biedt een zeer interessante casus
voor het gebruik van lagetemperatuurwarmtenetten. In studies die recent gedaan zijn ten
aanzien van verduurzaming van de warmtevoorziening [8] wordt onderscheid gemaakt
tussen twee type netten: hogetemperatuurnetten (>70 ⁰C) in de gebouwde omgeving die
vooral directe warmte leveren aan warmtevragers (met name woningen), en netten voor
gebouwde omgeving in combinatie met warmtepompen waar ook koudevraag is
(combinaties van U-bouw en woningen). Deze laatste netten zijn bijna altijd gebaseerd op
WKO, zie bijvoorbeeld https://www.tue.nl/universiteit/over-deuniversiteit/duurzaamheid/campus-en-bedrijfsvoering/energie/warmte-koude-opslag/. Er zijn
in Nederland al veel van dit soort netten gemaakt. Het Mijnwater project vertoont gelijkenis
met de genoemde WKO-netten. Deze netten bieden veel kansen voor verduurzaming van de
warmte- (en koude-) vraag, maar vallen buiten het perspectief van de huidige studie. De
SDE+ voor geothermie wordt alleen verleend voor projecten dieper dan 500 m. WKO zit

66122/SB/20160530 definitief

69

30 mei 2016

altijd ondieper dan dat. De stimulatie van WKO is er wel degelijk, maar komt vooral uit de
10
regelgeving in de bouw (EPN ) voort, en is dus vooral gericht op nieuwbouw. WKO blijkt
vaak een van de goedkoopste opties om aan de energieprestatie-eisen te voldoen. Voor
bestaande bouw is een dergelijke stimulans nauwelijks aanwezig. Hier wordt ook in de
recente evaluatie van de Warmtewet op gewezen [9].
De grootste uitdaging qua warmtetransitie bevindt zich op dit moment juist in de bestaande
bouw. Het is interessant om te constateren dat het Mijnwater project zich ook richt op het
aansluiten van bestaande woningen met warmtepompen op een lagetemperatuurwarmtenet.
Dat lijkt een redelijk nieuwe ontwikkeling die veel perspectief kan bieden, en wellicht naast
geothermie (>500 m diepte) en andere duurzame warmtebronnen een deel van de
warmtetransitie kan invullen. Het lijkt goed om de diverse opties ten aanzien van
bodemenergie, geothermie, warmtepompen naast elkaar te zetten, en de totale
maatschappelijke kosten en baten van de diverse opties voor verschillende situaties met
elkaar te vergelijken. Op basis daarvan zou een afgewogen beleid gevoerd kunnen worden
zodat alle verschillende opties met optimale instrumenten worden gestimuleerd. Daarbij kan
ook overwogen worden de 500 m grens te laten vervallen. Overigens zijn ook hybride
concepten van geothermie met opslag op grotere diepte (> 500m), zoals bij het
Mijnwaterproject, voorstelbaar en perspectiefrijk.

6.2 Gebruikerservaring SDE+ in de gebouwde omgeving
Het Aardwarmte Den Haag project is zoals eerder gemeld gestrand in de realisatiefase door
achterblijven van de warmtevraag, en geeft dus wel informatie over de ontwikkel- en
realisatiefase, maar niet over de fases daarna, en derhalve ook niet over de werking van de
SDE+. In verschillende businesscases is wel inzicht verkregen in de werking van de
subsidieregeling. Uit de interviews met potentiële afnemers in de gebouwde omgeving is
gebleken dat de SDE+ regeling niet goed past, en dat zit met name in de volgende
aspecten:
Doorlooptijd - Wanneer de geothermiebron gekoppeld wordt aan een
warmtenetwerk, speelt de volloop van het warmtenet een belangrijke rol. Bij nieuwe
warmtenetprojecten duurt het een tijd voordat de geothermiebron volledig kan
worden ingezet. Tijdens deze aanloopperiode wordt de SDE+ regeling onvoldoende
benut. Het is het overwegen waard om de uitloopperiode van de SDE+ langer te
maken dan de huidige 1 jaar. Overigens wordt dit ook in de glastuinbouw als
knelpunt ervaren, zie ook hoofdstuk 3.2

10

Energie Prestatie Norm

66122/SB/20160530 definitief

70

30 mei 2016

-

-

-

-

-

Retourtemperatuur - Voor het berekenen van de SDE+ subsidie wordt uitgegaan
van een vaste retourtemperatuur in de geothermiebron. De retourtemperatuur van
een systeem in de gebouwde omgeving of industrie heeft een hogere
retourtemperatuur dan een project in de glastuinbouw. De warmte van een systeem
in de glastuinbouw wordt vaak uitgekoeld tot circa 35 ⁰C. In de gebouwde omgeving
is dit eerder 50 à 60 ⁰C. Dit heeft consequenties voor de kostprijs van de warmte
per GJ, en dus voor het basisbedrag in de SDE+.
Aanvoer- en afgiftetemperatuur - Een knelpunt voor vrijwel alle bestaande bouw
is de hoge temperatuur waarop de huidige installaties nu uitgelegd zijn. Deze
temperaturen (circa 90 ⁰C) zijn veelal een stuk hoger dan uit een geothermisch
doublet onttrokken wordt (60 à 80 ⁰C). In sommige gevallen zullen hoge
temperatuur warmtepompen nodig zijn. Een duurzamer alternatief is om het
afgiftesysteem in de woning aan te passen, maar dat vraagt ook investeringen en
een ingreep in de woning zelf.
Vollasturen – Het zomerdal qua warmtevraag is in de gebouwde omgeving vaak
groter en dieper dan in de glastuinbouw. Bovendien is het in de gebouwde
omgeving lastiger om genoeg aangesloten warmtevragers bij elkaar te krijgen in
vergelijking met bijvoorbeeld een glastuinbouwgebied. Daarom is het wenselijk om
voor de gebouwde omgeving de onrendabele top over minder uren te spreiden, en
daarmee het basisbedrag te verhogen. Bovendien wordt de onrendabele top groter
als het aantal productie-uren per jaar lager wordt. Een methode die als oplossing
kan dienen is de geothermie WKK categorie in de SDE+ waarbij in de zomer via
een ORC-apparaat (Organic Rankine Cycle) elektriciteit geproduceerd kan worden
met de geothermische warmte. Daarmee wordt de daling in de warmtevraag in de
zomer vanuit de gebouwde omgeving gecompenseerd. Het lijkt daarom raadzaam
deze optie binnen de SDE+ in stand te houden. De geothermische WKK optie lijkt
op dit moment echter alleen werkbaar bij productietemperaturen hoger dan circa
75 ⁰C terwijl er juist veel geothermiepotentie aanwezig is bij lagere temperaturen.
Aanleg warmtenet – De aanleg van een nieuw warmtenet blijkt vaak onrendabel.
Uitzonderingen zijn die gevallen waar grote warmtevragers kunnen worden
aangesloten (zoals flats met collectieve voorzieningen, scholen, ziekenhuizen,
zwembaden, etc.) . De ontwikkeling van geothermie in de gebouwde omgeving is in
die zin afhankelijk van de ontwikkeling van warmtenetten.
Tijdsplanning: de verschillende stappen die gezet moeten worden:
opsporingsvergunning, RNES en SDE+ aanvraag en verlening vragen veel tijd. Het
is wenselijk dat een en ander sneller doorlopen kan worden.

66122/SB/20160530 definitief

71

30 mei 2016

6.3 Afnemers Industrie
In december 2014 heeft IF Technology het rapport aan RVO opgeleverd getiteld “Kansen
van diepe geothermie voor industriële processen” [10]. De conclusies in dit rapport zijn:
Een aanzienlijk deel van de warmtevraag in de industrie in Nederland kan gedekt
worden met ultradiepe geothermie; deze route is van groot belang voor
verduurzaming van de energievoorziening van de industrie;
De risico’s van ultradiepe geothermie zijn op dit moment (2014) echter veelal
dusdanig groot dat aanvullende ondersteuning vanuit de overheid nodig is; het
huidige garantiefonds en SDE+ voldoen niet om het risico voldoende te reduceren
en marktpartijen lijken op dit moment niet in staat om deze risico’s te nemen; als
gevolg daarvan is nog geen enkel project gerealiseerd;
Een eerste pilot/demo project in Nederland is nodig om de technologie te
demonstreren;
Marktpartijen zijn van mening dat gezamenlijk opereren en risico’s delen kan
helpen om een eerste project van de grond te krijgen, maar
Het blijkt niet eenvoudig om de spelers op deze markt ook daadwerkelijk samen te
brengen omdat alle locaties anders zijn, en gegevens van het ene project niet direct
vertaald kunnen worden naar het andere project.
Uit de interviews die in het kader van de onderhavige studie zijn gehouden met industriële
warmteafnemers, blijkt dat de situatie uit 2014 nog altijd niet wezenlijk veranderd is. Er is
sindsdien nog wel een aantal haalbaarheidsstudies gedaan, en een aantal industriële
ondernemingen heeft nog eens nadrukkelijk aangegeven geïnteresseerd te zijn in
geothermische warmte maar de knelpunten zijn niet weggenomen. Daar komt bij dat deze
ondernemingen het doorgaans niet als hun core business zien om een geothermieproject te
ontwikkelen. Ze zouden de ontwikkeling, realisatie en exploitatie graag uitbesteden aan
gespecialiseerde aanbieders waarmee ze vervolgens een langjarig afnamecontract
aangaan. We hebben geconstateerd dat er een voorkeur is voor geothermie boven
biomassa, omdat de feedstock voor grootschalige biomassa geïmporteerd moet worden. De
duurzaamheid en prijsstabiliteit hiervan worden door de energie- en
duurzaamheidcoördinatoren bij de diverse industrieën betwijfeld.
In het huidige instrumentarium zijn de volgende knelpunten waarneembaar:
Er kan voor ultradiepe geothermie veelal geen goede p50 berekend worden
voorafgaand aan de boring omdat op grote diepte (>3.500 meter) de data
ontbreken om een kwantitatieve uitspraak te kunnen doen. De vraag is hoe hier
mee omgegaan kan worden.

66122/SB/20160530 definitief

72

30 mei 2016

-

-

In het energieconcept voor stoomlevering aan de industrie moet gebruik gemaakt
worden van stoomcompressoren en/of warmtepompen. De noodzakelijke extra
investeringen en het hogere elektriciteitsverbruik verslechteren de business case.
De SDE+ gaat uit van rechtstreekse levering van warmte, zonder warmtepomp.
De retourtemperatuur is veelal hoger dan in de SDE+ als uitgangspunt wordt
aangenomen. Hierdoor wordt de onrendabele top niet volledig gedekt.

6.4 Rol ultradiepe geothermie
De huidige geothermieprojecten in Nederland maken vooral gebruik van watervoerende
lagen die bekend zijn vanuit de olie- en gaswinning in Nederland. De eigenschappen van die
11
lagen zijn in beeld gebracht via geofysische metingen (met name seismiek ) en boringen.
De hoeveelheid en nauwkeurigheid van deze data neemt toe naarmate er meer olie of gas
aanwezig is (of was). De meeste olie en gas bevindt zich op dieptes tussen de 2.000 en
3.000 m, met uitzonderingen tot 1.000 en tot 4.000 m. De meeste data hebben dan ook
betrekking op die dieptes in olie- en gasrijke gebieden in Nederland.
De industriële warmtevraag richt zich vooral op het invullen van de behoefte aan stoom. Het
relatief hoge temperatuurniveau van deze vraag (120 tot 200 ⁰C) veroorzaakt een zoektocht
naar geothermische warmtebronnen op grote diepte (> 3,5 km diep; ultra diepe geothermie).
Van deze diepten zijn weinig data beschikbaar en de geologische geschiktheid van de
ondergrond voor geothermie neemt bovendien af met de diepte. De natuurlijke
doorlatendheid van zandstenen op deze diepte is vaak onvoldoende voor een commercieel
interessant winbaar thermisch vermogen.
Het belang van ultradiepe geothermie is echter groot: Voor industriële stoomvoorziening zijn
er weinig duurzame alternatieven [10]. De Nederlandse economie is in relatief grote mate
afhankelijk van industrie die veel warmte vraagt. Ultra diepe geothermie kan daarom een
nuttige bijdrage leveren aan de toekomstige verduurzaming van de energievoorziening (zie
ook [11])
Er zijn twee uitersten denkbaar qua concept voor ultra diepe geothermie:
(1) Maak gebruik van natuurlijke doorlatendheid in breukzones en oplosholtes in
kalksteen. In Venlo, en recentelijk in Mol (België), is aangetoond dat de
zogenaamde Kolenkalk groep lokaal een hoge natuurlijke doorlatendheid kan
bezitten, ook op dieptes van circa 3,5 km. Hiermee is dit een interessante target
voor ultra diepe geothermie geworden, omdat de Kolenkalk in Nederland vaak op
11

Seismiek= geofysische metingen om de aanwezigheid van geschikte aardlagen in kaart te brengen.

66122/SB/20160530 definitief

73

30 mei 2016

dieptes voorkomt tussen de 4 en 7 km. Het ligt voor de hand te onderzoeken
onder welke condities deze doorlatendheid voorkomt, en op grond daarvan te
extrapoleren waar deze doorlatendheid in de Nederlandse ondergrond te
verwachten is. Op basis daarvan zou een exploratieplan gemaakt kunnen
worden waarbij stappen gezet worden met het laagste risico tegen de hoogste
baten. De geothermieprojecten rondom München zijn ook allemaal gemaakt in
breukzones/oplosholtes in kalksteen, soms tot op dieptes van circa 5 km.
(2) Als er geen of weinig doorlatendheid is: maak dan een Hot Dry Rock of EGS
(Enhanced Geothermal System) project. Hierbij wordt een ondergrondse
doorlatendheid gemaakt waarmee de warmte uit het gesteente wordt gehaald.
Het eerste concept kan in principe als ‘bewezen technologie’ worden beschouwd, het is
elders in de wereld al eens gedaan. Maar de techniek heeft in Nederland nog wel een hoog
risicoprofiel en is hier nog niet op grote dieptes toegepast. Het verdient daarom zeker
ondersteuning vanuit innovatiegelden. Bovendien is nu nog onduidelijk hoeveel potentieel er
in Nederland is volgens dit concept.
e

Het 2 concept (EGS) is zeer innovatief, en er wordt op diverse plaatsen in de wereld aan
gewerkt, maar er zijn nog maar weinig projecten mee gemaakt Als deze technologie werkt is
het potentieel zeer groot [11].
We bevelen aan om een plan te maken voor de ontwikkeling van het ultra diepe potentieel in
Nederland. De markt komt zelf (nog) niet tot projecten, en zal zelf in ieder geval geen
structurele aanpak op zich nemen. Het is duidelijk dat de eerste projecten met ultradiepe
geothermie zwaar zullen leunen op overheidsfinanciering. Derhalve is het gerechtvaardigd
dat de overheid zelf bepaalt hoe een en ander vorm wordt gegeven waarbij wij adviseren om
daarvoor wel in dialoog te gaan met de markt, zowel met de vraagzijde als de aanbodzijde.
Naast het eerdergenoemde exploitatiefonds is in Frankrijk een apart fonds opgericht voor de
exploratie van ultradiepe geothermie (www.Geodeep.fr). Hierin participeren overheid en
bedrijfsleven tezamen. Het lijkt aan te bevelen om te onderzoeken hoe dit Franse concept
werkt, en of in Nederland een dergelijk initiatief ook van de grond zou kunnen komen. In
bijlage 1 is het Geodeep initiatief globaal omschreven door CFG.
Ook Zwitserland heeft inmiddels een garantiefonds geïnstalleerd dat ook EGS en Ultra diepe
projecten opneemt, zie
https://pangea.stanford.edu/ERE/db/WGC/papers/WGC/2015/07002.pdf, zij het tot op heden

66122/SB/20160530 definitief

74

30 mei 2016

alleen voor elektriciteit. Interessant aan dit fonds is dat het ook exploratiekosten zoals
seismisch onderzoek voorafgaand aan het boren meeneemt in de te verzekeren kosten.

6.5 Areaal verbreden
Een aspect dat nog niet aan de orde is gekomen, maar dat wel van belang is, is dat er een
significant aantal potentiële geothermieprojecten is dat nu niet tot stand komt omdat er
onvoldoende data zijn. In Nederland zijn vooral veel data aanwezig in die gebieden waar ook
veel gas zit (of olie). Er zijn echter gebieden waar wel veel warmtevraag is, en waar
misschien ook geschikte geothermie reservoirs zitten, maar waar de data ontbreken om dat
ook aan te kunnen tonen. Hierbij gaat het dan vooral om het ontbreken van seismische data
en/of putgegevens. Deze data moeten dan voorafgaand aan een eventuele garantiefonds
aanvraag verzameld worden specifiek voor dat project. Er is op een locatie een seismische
survey uitgevoerd voor een geothermieproject (Venlo), maar op andere locaties lijken
investeerders niet bereid om dit risico te nemen. We bevelen daarom aan om te
onderzoeken of een geothermie exploratie-instrument gecreëerd zou kunnen worden. Hierbij
kunnen initiatiefnemers een beroep doen op dat fonds.
In de internationale literatuur over financiering van geothermie wordt vaak aangegeven dat
exploratie het best vanuit de overheid gefinancierd kan worden. Een recent document
hierover is van de hand van het Climate Policy Initiative (CPI) die in het kader van het
Globale Geothermal Development Plan een analyse hebben gemaakt van de rol van de
overheid in de financiering van geothermieprojecten. Zie
http://climatepolicyinitiative.org/publication/lessons-role-public-finance-deploying-geothermalenergy-developing-countries/.
In bijlage 2 is een deel van de samenvatting van het rapport opgenomen van het National
Renewable Energy Laboratory (NREL) in de VS: Geothermal Exploration Policy
Mechanisms: Lessons for the United States from International Applications. In dat rapport
wordt ook aangegeven dat geothermie een andere vorm van support nodig heeft dan de
meeste vormen van duurzame energie. Geothermie heeft vooral behoefte aan support in de
vroege fasen, en met name bij exploratie.
In Bijlage 2 is een deel van de samenvatting weergegeven van een recent verschenen
studie van de Wereldbank: “Comparative Analysis of Approaches to Geothermal Resource
Risk Mitigation”. De belangrijkste conclusie is: “While there are many reasons, in various
countries, for the slow pace of geothermal development, one widely recognized and unique
obstacle that is globally applicable is the high resource risk during the early stages of the

66122/SB/20160530 definitief

75

30 mei 2016

multi-stage geothermal development process. The real or perceived uncertainty regarding
the steam resource capacity during the early stages of geothermal field development makes
it very difficult to mobilize the required risk capital, especially through the private sector, for
the exploration drilling required to confirm the size, temperature, pressure, chemistry, and
potential production rate of the resource”.
Conclusie: de overheid en de private sector dienen gezamenlijk op te trekken en hebben
ieder hun eigen rol te spelen in de ontwikkeling van geothermie. Het helpen wegnemen van
grote risico’s zoals exploratie ligt daarbij mede op het terrein van de overheid en dit zal de
totale kosten voor energie uit geothermie verlagen. Daarnaast kan de vergelijking gemaakt
worden met Wind op Zee. Ook daar neemt de overheid een grotere rol in het voortraject
door metingen te verrichten en deze ter beschikking te stellen aan de markt.
Een optie die verdere uitwerking verdiend is dat in het kader van het genoemde exploratie
instrument de eerste boring voor een project uitgevoerd kan worden (dus bijvoorbeeld
middels een achtergestelde lening). Het grote voordeel is dat daarmee de risico’s voor het
betreffende project zeer sterk gedaald zijn. Het nadeel is dat de financieringslast voor het
betreffende instrument flink toe kan nemen. Daar staat tegenover dat het beslag op de
RNES in gelijke mate daalt.
In samenhang hiermee is het ook van belang dat het geothermisch potentieel niet overal in
Nederland even goed is. Toch is de SDE+ subsidie nu overal het zelfde. Ook voor wind is de
SDE+ aangepast naar de te verwachten windsnelheden en -uren. De mate van geschiktheid
van de ondergrond varieert voor geothermie nog veel meer dan voor wind. Het ligt dus voor
de hand dat de SDE+ gedifferentieerd wordt naar ondergrondse geschiktheid. Dat kan
bijvoorbeeld gebeuren aan de hand van informatie uit thermogis. Nadeel is dat er lang niet
overal voldoende informatie is om een goede inschatting te maken van de mate van
geschiktheid.
Bij de aanbevelingen in Hoofdstuk 7 zijn drie opties genoemd voor methoden waarmee
exploratie in Nederland ondersteund zou kunnen worden.

66122/SB/20160530 definitief

76

30 mei 2016

7
Aanbevelingen

In dit hoofdstuk worden de denksporen beschreven waarlangs de markt geholpen kan
worden om meer duurzame energie uit geothermie te produceren. Per regeling wordt
aangegeven welke aanpassingen wenselijk zijn en wat de voor en nadelen van de
toepassing zijn.
In basis is ons advies: handhaaf het huidige instrumentarium, want het werkt!
Breng wel aanpassingen aan en vul aan met een aantal specifieke regelingen om de
tegemoet te komen aan de benoemde knelpunten. Uit de inventarisatie blijkt tenslotte dat elk
toepassingsgebied (glastuinbouw, industrie, gebouwde omgeving) zijn eigen knelpunten
heeft.
In de volgende paragraven staan de voorgestelde aanpassingen en aanvullingen
systematisch weergegeven.

7.1 Aanpassingen SDE+
Tabel 2
gewenste
aanpassingen SDE+

In Tabel 2 zijn aanpassingen aan de SDE+ subsidie benoemd die wenselijk zijn.
Type aanpassing
Voordelen
Nadelen
SDE+ categorieën maken (basis
en/of correctie) voor diverse
situaties qua afname:
retourtemperaturen en vraagprofiel

SDE+ categorieën maken voor
diverse ondergrondse capaciteit;
maak een kaart met geschiktheid cf
wind
Pas de correctie bedragen aan naar
de werkelijke marktwaarde van de
warmte in diverse marktsegmenten

Aanpassen winstmarge in
berekening basisbedrag

66122/SB/20160530 definitief

Gebouwde omgeving,
warmtenetten en industrie
worden beter bediend; voor
relevante categorieën
kunnen de
correctiebedragen worden
bijgesteld
Meer ondergronds potentieel
financieel gezien geschikt

Business case sluit meer
aan op realiteit; ook
bestaande projecten die nu
financieel slecht draaien
profiteren hier van
Geothermie krijgt
gelijkwaardige kansen met
andere duurzame technieken

77

Afnameprofiel kan in de tijd
veranderen terwijl de
SDE+ gelijk blijft over 15
jaar
.

Geschiktheid van de
ondergrond voorafgaand
aan realisatie niet overal
voldoende bekend

30 mei 2016

Type aanpassing

Voordelen

SDE+ banking mogelijkheden
vergroten tot 100% van de
jaarbeschikking en uitloop verlengen
tot 5 jaar

Exploitatierisico wordt
kleiner; tijdelijke stilstand kan
financieel overbrugd worden;
volloop scenario kan worden
ondervangen
Groter ondergronds
potentieel. Lagere
investeringen en kleinere
risico’s. Flexibeler en ook
geschikt voor kleinere
schaal; past bij maatwerk
SDE+

Loslaten 500 m diepte grens in
SDE+ geothermie evalueren

7.2

Nadelen

Andere wet- en
regelgeving (Waterwet ipv
Mijnbouwwet).

Aanpassingen RNES

Voor de gewenste aanpassingen aan de RNES wordt verwezen naar het rapport betreffende
de RNES [6].
De belangrijkste gewenste aanpassingen zijn:
De maximale subsidiebedragen die nu gelden per project (7,225 miljoen. euro voor een
regulier project) zijn laag in verhouding tot de werkelijke putkosten: het is wenselijk dat
deze verhoogd worden.
Voor investeerders is het wenselijk dat er meer duidelijkheid is over openstelling van de
garantieregeling in de toekomst: stel het fonds continue open.
De termijn tussen toekenning en start realisatie is in de praktijk te kort: verleng deze
periode.
Er zijn een aantal risico’s die nu niet gedekt worden, maar wel tot een productierisico
leiden (niet zijnde een exploitatierisico), hierbij gaat het met name om een drukdepletie
risico en het risico van een onwerkbare chemische samenstelling (verzadigd zout
bijvoorbeeld): neem deze ook op in het garantiefonds.
Uit het huidige onderzoek blijkt daarnaast het volgende. Er zijn boorrisico’s die niet gedekt
worden door een commerciële verzekering. Hierbij gaat het bijvoorbeeld om problemen en
vertragingen als gevolg van onverwachte geologische omstandigheden. Het is wenselijk dat
deze ook onder de RNES vallen. Wij adviseren daarom een kwantitatieve analyse te maken
van de omvang van deze risico’s en de gevolgen van opname daarvan in de RNES.

66122/SB/20160530 definitief

78

30 mei 2016

7.3
-

-

-

Kennis en Innovatie
De bestaande innovatieregelingen binnen de Topsector Energie (DEI en HE) zijn van
groot belang voor de verdere ontwikkeling van geothermie in Nederland. Deze
innovatiestimulering is cruciaal om geothermie goedkoper te maken en breder uitgerold
te krijgen. Het is dan ook belangrijk dat deze innovatieregelingen blijven bestaan.
De DEI en HE regeling richten zich vooral op demonstratieprojecten. Voor eerdere fases
van technologie ontwikkeling ontbreekt echter een ondersteuningsmogelijkheid. Het zou
wenselijk zijn te onderzoeken of het huidige instrumentarium kan worden uitgebreid om
ook deze innovatiefases te dekken.
Europese en internationale samenwerking, zoals bijvoorbeeld in het Geothermal EraNet
blijft belangrijk aangezien het Nederland toegang geeft tot kennis uit het buitenland, en
het mogelijk maakt rechtstreeks ervaringen te delen.

7.4 Aanvullend instrumentarium
In aanvulling op het reeds bestaande instrumentarium komt uit onderhavig onderzoek naar
voren dat het wenselijk is meer instrumenten te bieden ten aanzien van exploratie,
exploitatie en geothermische projectontwikkeling. Deze zijn hieronder beschreven.

7.4.1 Exploratie instrument
Het is gewenst dat er een apart/aanvullend instrument komt dat assisteert bij de financiering
12
van dataverzameling (seismisch onderzoek en exploratieput boren) die soms aanvullend
nodig zijn voorafgaand aan een RNES aanvraag (zie tabel 3). Dit instrument kan op
verschillende manieren uitgewerkt worden. De voor de hand liggende opties zijn:
Breidt het bestaande RNES garantiefonds aardwarmte uit met de mogelijkheid om
exploratie data te verzamelen. Dit conform het Zwitserse model (zie paragraaf 6.4).
De aanvraag en de uitkomsten van de exploratie kunnen dan door TNO gekeurd
worden. Vooraf worden grenswaardes vastgesteld wanneer wel en wanneer niet
doorgegaan wordt met een boring. Nadeel van deze vorm is dat de kosten voor
exploratie hoog kunnen zijn, met een relatief hoge faalkans in sommige gevallen.
Dat kan betekenen dat de premie van het fonds misschien significant omhoog zou
moeten (ter beoordeling later bij een kwantitatieve uitwerking). Dit lijkt niet
wenselijk. Daarom wordt voorgesteld (ook) een subsidievorm uit te werken.
Een optie zou kunnen zijn gebruik te maken van een subsidieregeling die de SDE+
gelden inzet conform de HE regeling voor een exploratieregeling. De HE regeling
biedt ruimte om nu investering te doen die de totale uitkering van de SDE+
subsidies in de toekomst verlagen (zie paragraaf 3.1.4) .Voor locaties waar
12

Seismiek schieten = methode om de geologie in kaart te brengen.

66122/SB/20160530 definitief

79

30 mei 2016

-

-

Tabel 3
gewenste extra
instrument

geothermie wel kansrijk is qua vraag en geologie, en waar de data ontbreken voor
een garantiefonds aanvraag, is het mogelijk dat geothermie de goedkoopste optie
is voor verduurzaming. In die zin kan een subsidie op exploratie uiteindelijk geld
uitsparen omdat anders andere (duurdere) methoden nodig zouden zijn. Jaarlijks
zou een budget voor exploratie vastgesteld kunnen worden, en een tender
uitgeschreven kunnen worden. De toewijzing zou dan plaats kunnen vinden op
basis van de kans op succes, de kosteneffectiviteit (GJ duurzame energie per euro
subsidie), en op basis van herhaalbaarheid op overige locaties en daarmee het
nieuwe geothermie potentieel dat aangetoond zou kunnen worden.
Nog een andere methode zou kunnen zijn het verstrekken van een achtergestelde
lening, of een borgstelling voor een lening, aan de ontwikkelaar van het
geothermieproject. Voordeel daarvan is dat de verstrekte gelden automatisch mee
gaan in het project als de exploratie slaagt.
De diverse instrumenten zijn recent ook door NREL en Wereldbank op de rij gezet,
zie bijlage 2.

Instrument

Voordelen

Nadelen

Exploratie-instrument om data
te verzamelen voorafgaand
aan RNES/SDE+ aanvraag;
werk opties uit: garantie,
subsidie of lening

Gebieden die nu onbenut
blijven vanwege gebrek aan
data komen wel in
aanmerking;
Risico dataverzameling in de
regel te hoog voor
investeerders;
Markt blijft wel aan zet

Uitkomst kan ook negatief
zijn: ongeschikte (minder
geschikte) ondergrond;
Risico is voor het “instrument”

Boring eerste put in een
onbekend gebied van doublet
onder exploratievoorziening
laten vallen indien aanvrager
dat wil

Risico voor investeerder zeer
laag geworden

Omvang van totaal van
financiële middelen gemoeid
met dit instrument kan
aanzienlijk worden,
afhankelijk van wijze van
toetsing en toelating

66122/SB/20160530 definitief

80

30 mei 2016

7.4.2 Instrument om exploitatierisico’s te verlagen
Uit de interviews en de werksessie is gebleken dat het gewenst is om de financieringslast
voor investeerders te beperken. Voor veel vormen van duurzame energie zoals wind en zon
is een eigen vermogen inbreng van ca 20% normaal, voor geothermie ligt dat rond de 40%.
Het is voor een versnelling van de groei belangrijk dat het percentage voor geothermie
omlaag gaat naar circa 20%. Een onderdeel van het verlagen van de financieringslast is het
verlagen van de exploitatierisico’s bij operators. Zoals aangegeven in Hoofdstuk 4 bevelen
we aan om een exploitatie garantievoorziening uit te werken als aanvulling op het bestaande
garantiefonds dat de geologische risico’s dekt (zie tabel 4). We stellen voor dat dit
exploitatiefonds wordt gemodelleerd naar het Franse fonds zoals weergegeven in Bijlage 1.
Belangrijke aanpassing zou kunnen zijn dat er voor geothermie-eigenaren ook een optie
komt om geld te lenen van het fonds om snel problemen op te kunnen lossen. Het deel dat
vergoed wordt door het garantiefonds kan dan later worden gebruikt om de lening (deels) af
te lossen.
Tabel 4
exploitatie risico’s
dekken

Instrument

Voordelen

Nadelen

Exploitatiegarantie cf Franse
methode, alleen voor niet
commercieel verzekerbare
onderdelen en voor niet
voorzienbare zaken.

Voor iedereen toegankelijk die
een RNES garantie verleend
krijgt (aparte eenmalige
regeling maken voor
bestaande projecten);
Versnelde kennisuitwisseling
komt tot stand

Uitgebreide audit voor
toelating en voor uitkering

7.4.3 Overige instrumenten om financieringslast te verlagen
Op basis van het onderhavige onderzoek zijn nog enkele uitdagingen ten aanzien van de
financieringslast benoemd waarvoor aanvullend instrumentarium geschikt kan zijn. In tabel 5
zijn twee ideeën beschreven.
Tabel 5
Overige methoden
om de
financieringslast bij
investeerders te
beperken

Instrument

Voordelen

Nadelen

Deelname van een nationaal
geothermie bedrijf (dat kan
EBN zijn of een organisatie
daaraan verbonden of een
andere organisatie) als
investeerder in het project

Financieringslast operator
daalt; kennisoverdracht
tussen operators beter
geborgd

Bedrijf zal een marktconform
rendement vragen waardoor
eisen aan de business case
mogelijk zwaarder worden

66122/SB/20160530 definitief

81

30 mei 2016

Gebruik de groeifaciliteit om
garantie te geven op
achtergestelde lening in
geothermieprojecten

Financiering van projecten
wordt eenvoudiger; relatief
eenvoudige en goedkope
methode om financiering te
versoepelen

Reduceer kosten
ontwikkelfase; creëer
subsidieregeling voor studies
die nodig zijn voorafgaand
aan financial close

Er zullen meer projecten
ontwikkeld worden, en
projecten zullen sneller
ontwikkeld worden; kwaliteit
voorafgaand aan Financial
close zal minder sterk onder
druk komen

7.5

Misschien vallen er meer
projecten af na indiening
SDE+

Andere aspecten

Uit de interviews en onze ervaringen blijken er nog een aantal andere knelpunten aanwezig
te zijn, die buiten het bereik van het huidige EZ instrumentarium liggen. We willen ze niet
onbenoemd laten.
Doorlopen procedures Een aantal commerciële operators geeft aan dat het
gewenst is dat de procedures vanuit vergunningverleners soepeler en sneller
doorlopen kunnen worden. Het mag streng, als het maar helder en snel is.
Rol Overheid We hebben van veel kanten gehoord dat “de overheid aan zet is”.
Diverse keren is gesuggereerd dat er een Nationaal Aardwarmte Bedrijf (NAB) zou
moeten komen dat de projecten ontwikkelt, realiseert en beheert. We zijn het er
mee eens dat dat een aantrekkelijke route kan lijken. Toch hebben we dat niet als
advies opgenomen, omdat we niet kunnen wijzen op een marktfalen op dat gebied.
Er zijn bedrijven die zich actief inzetten om dat te doen wat een NAB zou gaan
doen. Dan is er volgens ons geen zelfstandige rol voor een overheidsbedrijf. Wel
kan zij ondersteunen als zoals beschreven in voorgaande paragraaf.
Informatievoorziening. Voor veel belanghebbenden en stakeholders die
betrokken zijn bij een beslissing om een geothermieproject op te starten is er
sprake van onbekendheid met de geothermie-materie. De informatie die er is, is
vooral gericht op technisch inhoudelijk betrokkenen (www.nlog.nl bijvoorbeeld). Er
is behoefte aan goed toegankelijke informatie over geothermie die met name
geschikt is voor mensen met een financiële en/of duurzame energie achtergrond,
voor betrokken ambtenaren bij gemeenten en provincies, bij warmtevragers, etc.
Misschien kan het Nationaal Expertise Centrum Warmte hier iets in betekenen,
samen met het platform geothermie.

66122/SB/20160530 definitief

82

30 mei 2016

-

-

-

Ultradiepe geothermie Er wordt veel nagedacht over ultra diepe projecten voor de
industrie. We signaleren ook dat er een alternatieve route is voor verduurzaming
van de warmtevoorziening van de industrie die nu weinig in beeld is: gebruik
“conventionele” geothermie met warmtepompen in combinatie met optimalisatie van
de warmtehuishouding in het proces; de business case daarvan is weliswaar
minder goed dan die van ultra diepe geothermie, maar de risico’s zijn ook lager.
Momenteel wordt hier binnen het STEPS project aan gewerkt
(http://steps.ecn.nl/).Ontwikkeling Warmtenetten Voor de ontwikkeling van
geothermie in de gebouwde omgeving is het tot stand komen van warmtenetten
cruciaal. We verwijzen daarvoor naar de recente evaluatie van de Warmtewet.
Nederland op de kaart Nederland heeft een goed geothermisch potentieel, een
uitstekend instrumentarium om geothermie te stimuleren en er is een grote vraag
naar geothermische warmte. De geothermie markt is internationaal. De
boorbedrijven die in Nederland actief zijn komen uit het buitenland, en er zijn nu
ook een aantal geothermie operators actief waarvan de moedermaatschappij
buitenlands is. Het is aan te bevelen dat Nederland actiever wordt met het
informeren van de internationale markt (via congressen bijvoorbeeld, of
persberichten) om meer buitenlandse investeerders aan te trekken.
Concessie model. Bij wijze van een gedachte-experiment, want buiten de kaders
van de huidige benadering van geothermieprojecten, is het wellicht interessant om
te kijken naar de rijkscoördinatieregeling voor wind op land. Iets soortgelijks zou
voor geothermie overwogen kunnen worden. In dat model zou de rijksoverheid,
mede op basis van geologisch onderzoek en ruimtelijke ordening, gebieden in
Nederland kunnen aanwijzen waar geothermie kan worden ingezet. Vervolgens zijn
er verschillende richtingen denkbaar:
o Marktpartijen kunnen inschrijven op een openbare aanbesteding op basis
van een bestek (inclusief de uitkomsten van het geologisch onderzoek)
o Er vind geen openbare aanbesteding plaats maar marktpartijen nemen
zelf het initiatief om een project te ontwikkelen binnen een door de
overheid aangewezen gebied.
o Voor beide varianten geldt dat verder nagedacht moet worden over het
warmtenet. Vraag is of dat onderdeel zou moeten uitmaken van het
geothermieproject of dat het daarvan zou moeten worden uitgezonderd.
Dit zou ook per gebied kunnen verschillen. Het is niet onlogisch om te
denken dat het warmtenet zou moeten worden aangelegd door een
onafhankelijk nutsbedrijf maar dat hangt af van de omgevingsfactoren.

66122/SB/20160530 definitief

83

30 mei 2016

Leeslijst

[1] Kamp, H.G.J.- Brief Warmtevisie - DGETM-ED / 15042827 – 2 april 2015
[2] Dijksma, A.M. – Beleidsbrief Tuinbouw – 13171121 – 21 oktober 2013
[3] Meerjarenafspraak Energietransitie Glastuinbouw 2014-2020 – getekend door LTO
Nederland, LTO-Noord/Glaskracht en staatssecretaris Dijksma (EZ) – 3 juli 2014
[4] Versnellingsplan Aardwarmte https://www.kasalsenergiebron.nl/over-ons/kas-alsenergiebron/#meerjarenafspraak – mei 2014
[5] Kamp, H.G.J. - Brief Financieringsproblematiek Geothermieprojecten - DGETM-E2020 /
15172157 – 27 januari 2016
[6] Nationaal Expertisecentrum Warmte (AgentschapNL), Warmte en Koude in Nederland,
Publicatie-nr: 2NECW1202 (januari 2013).
http://www.rvo.nl/sites/default/files/Warmte%20en%20Koude%20NL%202NECW1202%20ja
n13.pdf
[7] Evaluatie garantie aardwarmte, Eindrapport, 24 maart 2016, Carnigie Consult
[8] CE Delft, Op weg naar een klimaatneutrale gebouwde omgeving 2050 - 5.3A31.36 – mei
2015.
[9] Ecorys - Evaluatie Warmtewet en toekomstig marktontwerp warmte - NL2020-30726 - 9
februari 2016
[10] IF Technology – Kansen voor Ultra diepe geothermie bij industriële processen - 14
december 2014
[11] Diepe geothermie 2050 Een visie voor 20% duurzame energie voor Nederland;

66122/SB/20160530 definitief

84

30 mei 2016

Bijlage 1
Beschrijving Frans Model

Bijlage behorend bij 66122/SB/20160530 definitief

IF Technology
Velpergweg 37
PO BOX 605
6800 AP ARNHEIM
The Netherlands

Presentation of the geothermal exploitation risk
insurance scheme in France: “SAF Environnement
Long Terme”

Preliminary Report

Contract No. DTUC 16011
Report No. 16CFG22

March 07, 2015

QUALITY ASSURANCE

Contract No. DTUC 16011

Report N°: 16CFG22

Written by

Checked by

Approved by

M.-H. BEDDELEM
E. BOURDON

E. BOURDON

E. LASNE

VERSIONS
Revision

Date

Chapter

Edits

1

07/03/2016

-

Preliminary report

2

17/03/2016

-

Revised preliminary report

Release

IF Technology: Guus Willemsen, Sanne de Boer

Avenue Claude Guillemin – B.P. 46429, 45064 ORLEANS CEDEX 2, France
Tel: + 33 (0)2 38 64 31 22 – Fax: + 33 (0)2 38 64 32

CONTENT
1.

PURPOSE AND SCOPE OF THE STUDY

4

2. GENERAL PRESENTATION OF THE FRENCH GEOLOGICAL RISK
MITIGATION FUND.

4

2.1 A BRIEF HISTORY
MITIGATION FUND

4

OF

THE

FRENCH

GEOLOGICAL

RISK

2.2 ADMINISTRATION, MANAGEMENT AND OPERATION OF THE
“FONDS GÉOTHERMIE”.

5

3. THE LONG TERM, OR EXPLOITATION INSURANCE OF THE “FONDS
GÉOTHERMIE”

7

3.1 THE PROCESS IN ORDER TO APPLY TO THE LONG TERM
INSURANCE.

8

3.2 THE AMOUNT AND PAYMENT OF COMPENSATION WITH THE
LONG TERM INSURANCE

10

4 GENERAL PRESENTATION OF THE FRENCH CLUSTER FOR DEEP
GEOTHEMAL ENERGY: GEODEEP

13

Avenue Claude Guillemin – B.P. 46429, 45064 ORLEANS CEDEX 2, France
Tel: + 33 (0)2 38 64 31 22 – Fax: + 33 (0)2 38 64 32

1. PURPOSE AND SCOPE OF THE STUDY
In the Netherlands, a short term geological mitigation fund is already in place to cover the risk
associated to the exploration phase for new deep geothermal projects. The Dutch government
is currently exploring the possibility to implement a long term insurance scheme in order to
cover exploitation risks associated to geothermal activities. In this context, IF Technology of
the Netherlands, on behalf of the Dutch government, has asked CFG Services to provide a
feedback of the french experience in this area and, in particular, to describe the following
points:
-The methods that are applied in the french exploitation risk mitigation fund;
-The extent of its success and the balance between incomes and expenses;
-How the french fund is dealing with the possibility that a lower quality realisation
(low CAPEX) could results in higher exploitation costs and a greater risk to trigger the
exploitation risk insurance scheme.
A short presentation of the French Cluster for deep geothermal energy, GEODEEP, is
also included.

2. GENERAL PRESENTATION OF THE FRENCH GEOLOGICAL RISK
MITIGATION FUND: “FONDS GEOTHERMIE”
2.1

A brief history of the French Geological Risk Mitigation
Fund

Back in 1980, the French Government considered that the creation of a geological risk
mitigation fund was being critical for the development of geothermal operations on deep
aquifers in France. It was created in 1980 under the name “Fonds Géothermie”. Since 1980,
the different legislations drafted for the development of renewable energies in France have
constantly considered the existence of this fund as critical for the development and perenity of
deep geothermal energy in France and it is commonly regarded by the different stakeholders
as one of the main reason for the successful development of geothermal energy on the french
territory. Public subsidies granted to most of the new renewable energy projects for heat
production, through the “Fonds Chaleur” or “Heat Fund”have also been a main driver for the
french geothermal reboot since 2007. For example, each new geothermal operation which also
includes an extension of an existing district heating network (DHN) will receive a public
subsidy equivalent to 30% of the total cost of the project. In addition, since 2012, for each
DHN supplied in heat with a portion of renewable energies greater than 50%, the VAT
applied to the final customer utility bill is reduced from 20% (normal rate) to 5,5% (reduced
rate)
The “Fonds Géothermie” is a national scheme covering the entire french territory.
It encompasses two complementary mechanisms: one covering the “short term geological
risk”, related to exploration, and the other one covering the “long term geological risk” related
Avenue Claude Guillemin – B.P. 46429, 45064 ORLEANS CEDEX 2, France
Tel: + 33 (0)2 38 64 31 22 – Fax: + 33 (0)2 38 64 32

to the exploitation of the resource. However, both mecanisms are closely related, as it will be
mentionned below. The short term geological risk insurance (called “Court terme”) covers the
risk associated to geological difficulties that could be encountered during drilling, but also the
risk associated to the failure of discovering the proper expected geothermal ressource when
the drilling is completed (as compared with the hypothesis issued from the prefeasibility
study). When the drilling is successful and the expected geothermal ressource has been
encountered, the long term exploitation insurance (called “Long terme”) covers the risk
inherent to a deteriotation of the geothermal loop for a geological reason and the modification
of the geothermal ressource itself during a 20-year period.
From the very start, the “Fonds Géothermie” was designed to have a 25-year period of
existence. A first “Fonds Géothermie” was then set up between 1980 and 2004. It is worthy to
note that in 2004, there were no geothermal facility benefiting from the Long term mitigation
fund (most of then had been constructed in the 1980’s at the time when the insurance covered
a 15-year period). This first “Fonds Géothermie” was administrating the short term and long
term insurances separately and the balance sheet for the latter will indicate below (Paragraph
3.3). In 2007, a new “Fonds Géothermie” was created (still with an intended 25 years period
of existence). The main difference here is that the 2 insurances are closely administrated, and
despite our request to the President of SAF-ENVIRONNEMENT, it will not be possible to
present the balance sheet of the current “Fonds Géothermie”.

2.2

Administration, management and operation of the “Fonds
Géothermie”

The “Fonds Géothermie” is an equalisation fund for geological risks between all owners
and/or developers of new deep geothermal projects (private or public) in France.
The “Fonds Géothermie” is funded with:
-the residual sum present in the fund when a new insurance is issued;
-the dotations from public entities;
-the premium paid by geothermal project owners willing to benefit from the risk
management fund (either for the short term or the long term insurance).
Depending on the level of activity of the “Fonds Géothermie”, the later can be funded at
anytime by various public entities like ADEME (the French Environment and Energy
Management Agency) or Regional governments (“Conseil Régionaux”) for the projects which
are directly concerning their territory. For example, the Regional Government of Ile-deFrance (corresponding to the Paris basin where most of the geothermal projects have been
developped in recent years), or the Regional Government of Alsace (Rhine Graben) provide
subsidies to the “Fonds Géothermie” each time a new project is developped on their territory.
However these subsidies from public entities are related only to the “short term insurance”.
A public company was created ex-nihilo to host and administrate the “Fonds Géothermie”,
and is called “Société Auxiliaire de Financement de l’Energie et de l’Environnement”, in
short: “SAF-Environnement”. It is a 100% subsidiary of the “Caisse des Dépôts et
Consignations” (CDC) which is a state-owned bank.

Avenue Claude Guillemin – B.P. 46429, 45064 ORLEANS CEDEX 2, France
Tel: + 33 (0)2 38 64 31 22 – Fax: + 33 (0)2 38 64 32

Inside SAF-Environnement, the “Fonds Géothermie” itself is administrated by a Technical
Committee which is composed by:
-representatives of ADEME;
-representatives of Regional Governments concerned by the geothermal projects;
-representatives of public geothermal projects developpers or owners (regrouped in an
association called “Association des Maîtres d’Ouvrages Publics en Géothermie” – AGEMO)
-representatives of private geothermal project developpers or owners (regrouped in an
association called “Association Française des Professionnels de la Géothermie” – AFPG)
-qualified people summoned by the public representatives and geothermal experts
summoned by the Committee. At the moment, the Committee includes representatives from
exploitation companies (which have only a lease for the geothermal plant they operate),
representatives from BRGM (the French geological Survey) and representatives from the
French Governement in the regions concerned by geothermal projects.
ADEME is the president of the Technical Committee.
The main roles of the Technical Committee are:
- To evaluate, from a technical point of view, in which conditions the insurance
(“Short Term” or “Long Term”) could be applied to a given project, taking into
considerations the quality of the informations provided by the geothermal project
owner/developper. These conditions (general and/or specific) will be included in
an insurance convention.
-

To deliberate on the applications for accessing both the short term and long term
insurance through the drafting of an ad hoc convention.

-

To conduct investigations on claims related to geological/geothermal incidents for
the short term and long term insurance, to decide if such claims will give right to
compensation and assess the amount of compensation that may be affected to
them.

Decisions from the Technical Committee are taken at the majority of its members. However,
the President of the Technical Committee has a veto power.
As mentionned above, the “Fonds Géothermie” covers two different risks:
-The risk associated directly to the quality of the expected ressource during
exploration (flow, temperature in relation with a given pumping power) and the potential
incidents during drilling in direct relation with the geology (The short-term insurance).
-The risk associated with a potential evolution of the geothermal ressource during a 20
years period, that could also affect the integrity of the geothermal loop (The long-term, or
exploitation insurance).
In the following section, we will focus on the long term, or exploitation, insurance.

Avenue Claude Guillemin – B.P. 46429, 45064 ORLEANS CEDEX 2, France
Tel: + 33 (0)2 38 64 31 22 – Fax: + 33 (0)2 38 64 32

3.

THE LONG-TERM, OR EXPLORATION INSURANCE, OF THE
“FONDS GEOTHERMIE”

The long term geological risk mitigation fund is generally offered to geothermal plant
exploitation companies for a period of 20 years. It covers both the geothermal loop integrity
but also the nominal heat power extracted from the geothermal resource. The latter is
indicated in the mining exploitation license (PEX, see below) and has been defined following
the production well testing.
The geothermal loop consists of the equipped drilling itself (casing and cimenting,
either being a doublet or a triplet), of the materials and equipments specific to the geothermal
exploitation and which are directly in contact of the geothermal fluid (including pumps, antiscaling and anti-corrosion devices, heat exchangers, etc.). There are no standardized
specifications per se. The project must follow “good practices” generally admitted by the
French geothermal community (and described in detail in the DOTEX document which is
mandatory under the French mining code, see below).
The heat power is directly related to the flow rate and temperature from the extracted
geothermal fluid (in relation with a given pumping power). This component of the “Long
term” exploitation insurance covers the risk of alteration of the geothermal ressource
characterisitics, being just a drop in the heat power or even a complete disappearance. It is
called the “Guaranteed Heat Power”.
Therefore, the insurance will cover the two following components:
-repairable incidents on equipments;
-Guaranteed Heat Power loss, which can be partial or total (partial loss or total loss).
The Long term risk mitigation fund only covers the geothermal exploitant for the
direct financial consequences associated with a geological or geothermal incident. The
amount of compensation depends on the consequences of the incident and the remediation
measures taken to address them. The remediation measures must be determined and validated
by the Technical Committee of the Fonds Géothermie.
In 2015, the annual premium, or amount of the contribution to be paid annually by the
geothermal plant owner to the long term risk mitigation Fund, is 15 k€ for each geothermal
operations. That premium is revised annually following the TP 04 index. The TP 04 index is
an index of production price inflation for geothechnical civil engineering works in France.
In the Paris basin, a geothermal doublet development has an overall cost of 9 to 11 M€
(for the underground work only). The total cost of development (CAPEX), including civil
works, piping, geothermal plant construction (but excluding the district heating network) can
amount to13 to 15 M€.
To benefit from the long terme insurance during the 20 years period, the geothermal
plant owner has two main obligations towards the Fonds Géothermie:
-Send an annual operating report of his geothermal plant to SAF Environnement;

Avenue Claude Guillemin – B.P. 46429, 45064 ORLEANS CEDEX 2, France
Tel: + 33 (0)2 38 64 31 22 – Fax: + 33 (0)2 38 64 32

-Install an approved device for the preventive treatment of the geothermal fluid
(against corrosion, scaling and bacterial development) when the characteritics of the latter are
particularly demanding. As an example, it’s mandatory that all Dogger geothermal power
plants in the Paris basin are fitted with an anti-corrosion and anti-scaling downhole treatment
equipment.
3.1

The process in order to apply to the long term insurance

As mentionned above, the current “Fonds Géothermie” is closely administrating
together the short term and long term insurances.
An important prerequesite to qualify for the long-term insurance is to have been
previously qualified for the short term insurance.
This is the main tool for the “Fonds Géothermie” to overcome the problems of low
CAPEX and poor drilling completions during exploration, that could cause an abnormal
triggering of the long-term insurance during the 20 years exploitation.
Indeed, to qualify for the short term insurance, the geothermal developper must show
that its project development will follow state-of-the-art procedures in geothermal exploration.
These procedures must have been carefully and extensively described in two administrative
documents which are mandatory under the French Mining Code, called PER and DOTEX
(“Permis Exclusif de Recherche” and “Demande d’Ouverture des Travaux d’EXploration).
The first is the “Exclusive Exploration Licence” and the second “Request to Start Exploration
Works”. The PER is granted by the Central French Government. The DOTEX documents is
necessary to obtain an authorization do start exploration results. This authorization is called
“Arrêté Préfectoral” and is issued by the representative of the French Governement in the
region where the geothermal project is developped. A DOTEX document is drafted for each
new step of development of a geothermal field (but each DOTEX document can concern the
drilling of 1 or several geothermal wells).
The DOTEX, in particular, is a detailed description of all the steps necessary to fully
develop a geothermal project. It includes:
- the location of the project;
- any permitting necessary to develop the project;
- an environmental impact assessment;
- the well design: intended dip (in case of directional drilling), impact points at the
reservoir level, detailed casing design, detailed cimentation program, detailed drilling mud
program;
- the production test program;
- the intended diagraphy program when the wells are completed;
- the expected temperature, flow and geochemical composition of the geothermal
fluid;
- a modelization of the impact of geothermal exploitation on the geothermal aquifer
and on the nearby pre-existing geothermal projects (if existing);

Avenue Claude Guillemin – B.P. 46429, 45064 ORLEANS CEDEX 2, France
Tel: + 33 (0)2 38 64 31 22 – Fax: + 33 (0)2 38 64 32

- a preliminary technic-economic assessment displaying the material that will be used
from the geothermal loop (surface pipes, heat exchangers, pumps, etc…);
- the overall budget assigned to exploration;
- Etc…
On the basis of these documents, the Technical Committee assesses the full
geothermal project development and deliberates on the demand to access the Short term
insurance for a given project. If the access is granted, an ad hoc insurance convention is then
drafted between the geothermal project developper and SAF-Environnement.
When the drilling operations are completed and proved successful, and when the
geothermal project developper wants to pursue the project to complete the geothermal plant, a
demand to access the long-term, or exploitation risk mitigation fund is adressed to SAFEnvironnement. To qualify to the long-term insurance, the project developper must send
several documents to the Technical Committee of SAF-Environnement, some of them being
administrative documents which are mandatory under the French Mining Code. These
documents are:
-The PEX (“Permis d’Exploitation”). This is the Mining Exploitation Licence granted
by the central french governement.
-The DOE (“Dossier des Ouvrages Exécutés”). This the « Final Implementation File”,
a detailed description of all underground civil engineering and construction works completed
for the implementation of the geothermal project (see below)
-The DGD (“Décompte Général et Définitif”). This is the « Final General
Breakdown », a detailed presentation of the costs of implementation of the geothermal
project.
The DOE, in particular, is a detailed description of all the steps necessary to fully
develop a geothermal project. This is the reference document for the Technical Committee to
ensure that the geothermal project has been effectively performed following sate-of-the-art
procedures. It includes:
-A well completion report displaying the exact location of the well head, the exact
location of the impact points in the reservoir, a day-to-day report of drilling activities, the
timetable of drilling activities, the well conditions at the end of the drilling work, the exact tilt
and orientation of the well, a recap of qualities and quantities of mud used for drilling, a
detailed report on the casing used and the cimentation performed and finally the results of
cementation control (diagraphy);
-A geological report displaying a lithostratigraphic description and the exact
geological cross-section;
-A hydrogeological report displaying the description of the geothermal reservoir
(productive levels, temperature), the results of the production tests and the interpretation of
the hydrodynamic tests performed (reservoir model, transmissivity, permeability, Skin factor,
etc…);
-A hydro-geochemistry report displaying the in-situ measurements done on the
geothermal fluid and the results of geochimical analyses performed at the laboratory.
-Etc…

Avenue Claude Guillemin – B.P. 46429, 45064 ORLEANS CEDEX 2, France
Tel: + 33 (0)2 38 64 31 22 – Fax: + 33 (0)2 38 64 32

On the basis of these documents, the Technical Committee assesses the full
geothermal project implementation and deliberates on the demand to access the long-term
insurance for a given project. Since that technical assessment is made on the DOE and PEX
documents (which are mandatory under the French Mining Code) and since these documents
are drafted after the well completions, there is little room for recommendation from the
Technical Committee. These documents are passed on technical experts (generally from the
French Geological Survey, BRGM) who assess the quality of the geothermal project
completion. In particular, if the data included in the DOE suggest that a part of the drilling
was not done following state-of-the-art procedures, the Technical Committee can exclude
some equipment from the long-term insurance. Typically, if the cementation control shows
that a section of the well is not correctly cemented, the Technical Committee can exclude that
particular well section from the insurance. If the access to the long-term insurance is granted,
an ad hoc insurance convention is then drafted between the geothermal project developper
and SAF-Environnement. That convention will indicate in details the list, characteristics and
costs of equipments and materials covered by the long-term insurance. To our knowledge,
since 2007, no project has been refused for the long term insurance, but partial exclusions
have been formulated such as the one described above (poor cemention of a well section).
It is important to note that if the long-term insurance covers the geothermal ressource
for a 20 years period, the equipments and material are generally insured only for their “normal
life expectancy” such as 15 years for the well heads, 4 years for the production pump, 10
years for the heat exchangers, etc…

3.2

The amount and payment of compensation with the Long Term insurance

As mentionned before, the long-term geological risk management fund covers the two
following components:
-repairable incidents on equipments;
-Guaranteed Heat Power loss, which can be partial or total (partial loss or total loss)
For each claim, the long-term insurance of the “Fonds Géotermie” has a compensation
ceiling cap of 1 400 k€ (less a deductible, or franchise, of 130 k€). These 2015 figures are
revised annually according to the index TP 04. Any compensation paid shall not exceed the
original costs (net of taxes) of the guaranteed facilities, equipment and materials. However,
there is no limited number of claims per geothermal facility, each claim being capped at 1 400
k€.

3.2.1 Repairable incident
This is an incident that can be remedied by repair, including the drilling of a new well.
This incident must have a direct relation with natural phenomena (of geothermal or
geological origin) such as deposits in pipes (either in the naked hole, the casing or surface
pipes) that could cause fouling, scaling, clogging and pressure losses; piping or casing
breakthroughs due to abnormal internal or external corrosion (despite the installation of a
Avenue Claude Guillemin – B.P. 46429, 45064 ORLEANS CEDEX 2, France
Tel: + 33 (0)2 38 64 31 22 – Fax: + 33 (0)2 38 64 32

device for the preventive treatment of the geothermal fluid); crashes and/or leaks in casing,
landslides, washouts, craters formation and eruptions.
A depreciation coefficient is applied when calculating the amount of compensation for
each guaranteed facility, equipment and materials, taking into account a straight-line
depreciation method over the 20 years period of insurance (the material is valued at 100% of
its initial cost in year 1, and 0% in year 20).
Compensation is then composed of two parts:
1) The cost of repairs agreed by the Technical Committee, less a deductible of about 130
k€ (revised annually according to the index TP 04).
When the drilling of new well is considered, compensation will also be capped at 1
400 k € (an amount revised annually according to the index TP 04). This measure will
be implemented only after the delivery of a feasibility study, done at the initiative of
the client. The feasibility study should demonstrate the technical and economic
relevance of such a solution, and the results will be subject to the prior opinion of the
Technical Committee.
The payment of compensation will be subject to the continued operation of the
geothermal plant until the expiry of the insurance period of 20 years.
2) A capital allowance calculated according to the complete immobilization time of the
geothermal plant, between the date of receipt of the declaration of the incident by the
SAF-Environnement and the restart of the geothermal operation after repair. That
capital allowance is calculated as follow:
-Less than 2 weeks of immobilization: I=0
-Between 2 and 26 weeks of immobilization: I = Im x (N-2)/24
-More than 26 weeks of immobilization: I=Im
I = the capital allowance in case of repairable incident. N =
the time of immobilization of the geothermal facility in weeks.
Im = 130 k€ (value in 2015, revised annually according to
the index TP 04)

The amount of the capital allowance is doubled during the heating season time (between
October 15th and April 15th).

3.2.2 Partial loss and total loss
This concept relates exclusively to the loss of geothermal plant efficiency due to the
alteration of the geothermal ressource and the “Garanteed Heat Power” (which is the nominal
or reference heat power defined at the onset of the geothermal exploitation).

Avenue Claude Guillemin – B.P. 46429, 45064 ORLEANS CEDEX 2, France
Tel: + 33 (0)2 38 64 31 22 – Fax: + 33 (0)2 38 64 32

1) The installation is declared in partial loss if there is an irreversible change in
geothermal fluid flow characteristics and/or in geothermal fluid temperature causing a
non-recoverable decrease in the thermal power of the plant, and when this thermal
power ranges between 75% and 50 % of the “Guaranteed heat power”.
The compensation is equal to a percentage of the “Fonds Géothermie” ceiling cap
(1400 k€). This percentage ranges between 50% (when thermal power is 75% of the
“Guaranteed Heat Power”) and 75% (when the thermal power is 50% of the
“Guaranteed Heat Power”).
Compensation is paid by annual tranches. A deductible (franchise) of 130 k€ will be
deducted from the last annual repayment of compensation.
2) The installation is declared in total loss if there is an irreversible change in
geothermal fluid flow characteristics and/or in geothermal fluid temperature causing a
non-recoverable decrease in the thermal power of the plant, and when this thermal
power is less than 50 % of the “Guaranteed heat power”.
The compensation is global and equal to a percentage of the “Fonds Géothermie”
ceiling cap (1400 k€) which depends on the number of years of the geothermal
operation. This percentage ranges between 100% on the first year of the geothermal
plant operation and 0% after 20 years of operation. The calculated compensation is
reduced by the amount of a deductible of 130 k €.
If the drilling of a new well is necesarry to address the total loss, and if the insured
entity (geothermal plant owner) is commited to continue the exploitation of the
geothermal energy until the end of the 20 years insurance period, compensation will be
capped at 1 400 k€. This measure will be implemented only after the Technical
Committee as agreed on the results of a detailed feasibility study demonstrating the
technical and economic relevance of such a solution.

3.3

The balance sheet of the 1st exploitation risk mitigation fund (19802004).

As mentionned above, despite our request to the President of the SAF-Environnement,
we could not obtain the balance sheet of the current “Fonds Géothermie”. However, we were
given the balance sheet of the first version of the Exploitation risk mitigation fund that runned
between 1980 and 2004. Note that overall operation of the first long-term risk management
fund was very similar to the current one (including the condition of access, premium paids
and conditions and amounts of repayments, which have followed the TP 04 index evolution).
At the end of 2004, the long-term geological risk management fund was perfectly
balanced as followed:
Income:
-8 M€ of annual premium paid by the geothermal project owners;

Avenue Claude Guillemin – B.P. 46429, 45064 ORLEANS CEDEX 2, France
Tel: + 33 (0)2 38 64 31 22 – Fax: + 33 (0)2 38 64 32

-8 M€ of capitalization by FME at the start and during the 25 years period (FME, or
Fonds de Maîtrise de l’Energie was later merged with ADEME);
-8 M€ of financial products (mainly, income from financial investments made with the
premium and capitalization).
Expenses:
-20 M€ for claims by geothermal facility owners;
-4 M€ for operational costs of the Fund. This figure includes the day to day cost of
running the Fonds Géothermie (including the salaries) but also the costs of expertise and due
diligences for the external experts which are members of the Technical Committee.
In the course of the first version of the « Fonds Géothermie », claims concerning the
long-term eploitation mitigation fund where moslty related to corrosion problems due to the
high corrosivity of the geothermal fluid in the Dogger Aquifer. Indeed, in the early 80’s, most
geothermal facilities where plagued by corrosion issues until it became mandatory to install
an anti-corrosion and anti-scaling downhole treatment in each production well. In the current
“Fonds Géothermie”, claims related to this issue are much fewer.
4 GENERAL PRESENTATION OF THE FRENCH CLUSTER FOR DEEP

GEOTHEMAL ENERGY: GEODEEP
GEODEEP is the cluster of french companies involved in deep geothermal energy on the
french market and abroad, both for heat and power production. It includes geothermal project
developpers, engineering companies, EPC companies, drilling companies, professional
associations, public entities, ORC manufacturers, etc…
GEODEEP is currently hosted by the french professional association, AFPG (Association
Française des Professionnels de la Géothermie which brings together professionals in very
low to high enthalpy geothermal energy). GEODEEP currently regroups ca. 20, mostly small
and intermediate, companies.
The rationale behind the creation of GEODEEP was twofold:
-Bring together french companies active in geothermal energy and willing to export
their expertise on the international market by proposing integrated solutions, from geological
studies to power plant construction and operation;
-Create a 100 M€ short-term geological risk management fund for EGS (Enhanced
Geothermal Systems) projects on the metropolitan French territory, and “classical”
geothermal projects in French overseas territories and foreign countries. This Fund will be run
independently from the “Fonds Géothermie” which focuses on deep aquifers exploration and
exploitation.
At the moment, the name GEODEEP represents both the French cluster for deep geothermal
energy and the short-term geological risk management fund.

Avenue Claude Guillemin – B.P. 46429, 45064 ORLEANS CEDEX 2, France
Tel: + 33 (0)2 38 64 31 22 – Fax: + 33 (0)2 38 64 32

In March 30th, 2015, the French Ministry for Ecology announced a 50 millions euros grant for
the creation of the geological risk management fund which needs to be backed by 50 M€ in
private equity.
For legal and financial reasons, it was decided to create first the geological risk management
fund for EGS projects on the French metropolitan territory. An adhoc private company has
been created (GEODEEP SAS) owned by French private geothermal developpers (which are
also members of the GEODEEP cluster). GEODEEP SAS will manage a 50 M€ short-term
geological risk management fund composed by a 25 M€ grant from the French government
and 25 M€ in private equity (including 10 M€ from the CDC bank). GEODEEP SAS is
expected to start its operation in the second part of 2016. The originality aspect of the Fund
will be that developers willing to access the short-term geological risk management fund will
have to pay a moderate premium and and pay back royalties on the power produced (heat or
electricity) during the lifetime of the geothermal facility. The fund will be managed by a
Technical Committee, composed by the owners of the GEODEEP SAS and external
geothermal experts. The Technical Committee will assess the full geothermal project
implementation and deliberate on the demand to access the short term geological risk
management fund for a given project. It is expected that, following the operation principle of
the “Fonds Géothermie”, the Technical Committee will base its decisions on the data included
in the PER and the DOTEX documents (see above).
The first insured geothermal project (for power and heat production) will be likely situated
either in the Rhine Graben or South-western France.

Avenue Claude Guillemin – B.P. 46429, 45064 ORLEANS CEDEX 2, France
Tel: + 33 (0)2 38 64 31 22 – Fax: + 33 (0)2 38 64 32

30 mei 2016

Bijlage 2
Samenvattingen NREL en Wereldbank

Tekst uit samenvatting van
“Geothermal Exploration Policy Mechanisms: Lessons for the United States from
International Applications”;
NREL Technical Report NREL/TP-6A20-61477 May 2014
Many federal and state policies provide incentives to renewable energy sources, including
geothermal; however, these policies rarely differentiate between the technologies, with the
common exception of the level of remuneration provided (e.g., the amount of a rebate or tax
credit). These incentives, therefore, may not adequately address the more nuanced support
required to advance geothermal technologies (Doris et al. 2009). For example, at present
many geothermal policies support the operational phase of the project, but much of the risk
is in the development phase. If policy-makers wish to incentivize development of
geothermal power capacity, policies may need to address exploration risks specifically,
thereby improving developers’ access to financing through this vital stage in the
development cycle. A number of governments (both in the United States and abroad) and
international development organizations have supported exploration and confirmation of
conventional hydrothermal geothermal resources with a variety of public policies. In order to
define the scope of this analysis and provide conceptual clarity, this report focuses on the
five general policy types listed below, as well as hybrid combinations that have been
applied to geothermal and are understood to have the potential to support geothermal
power in the United States, specifically (see Table ES-1):
1. Loan guarantees
2. Drilling failure insurance
3. Lending support mechanisms
4. Grants
5. Government-led exploration.

Bijlage behorend bij 66122/SB/20160530 definitief

30 mei 2016

Bijlage behorend bij 66122/SB/20160530 definitief

30 mei 2016

Tekst uit samenvatting van
“Comparative Analysis of Approaches to Geothermal Resource Risk Mitigation
DRAFT EVENT VERSION April 2016 (Worldbank ESMAP GGDP report)
Despite over 100 years of development and an estimated global potential of 70 to 80 GW,
only about 15 percent of the known reserves are presently exploited and producing
electricity. While there are many reasons, in various countries, for the slow pace of
geothermal development, one widely recognized and unique obstacle that is globally
applicable is the high resource risk during the early stages of the multi-stage geothermal
development process. The real or perceived uncertainty regarding the steam resource
capacity during the early stages of geothermal field development makes it very difficult to
mobilize the required risk capital, especially through the private sector, for the exploration
drilling required to confirm the size, temperature, pressure, chemistry, and potential
production rate of the resource. Addressing this challenge is even more relevant given that
the majority of sites suitable for development around the world are green fields (i.e., new
fields), where the resource risks are often perceived to be especially high. A common
theme that is apparent when reviewing global experience is that successful scale-up of
geothermal development has benefited from some form of government facilitated support.
While such support can come in many forms that can improve the overall profitability of
geothermal projects, there are some schemes that specifically incentivize mobilization of
risk capital into geothermal exploration drilling. The approaches that have been
implemented in various countries to scale-up geothermal development through public
support include the following:
-

Over 3.5 GW of global installed geothermal capacity has been developed through
the public sector, by government or government-backed entities. In some of these
cases, the public sector takes on the full resource and other project risks by acting
as the total project developer, covering all of the multi-stage development process,
and continuing on to operate the power plant.
Arrangements for cost-shared drilling between the government and private sector
can also leverage public resources to mobilize private funds. This could primarily
be undertaken in two ways:
I.
government-led exploration and resource confirmation is conducted before the
development rights are transferred to the private sector to complete and
operate the now reduced-risk project, and
II.
the private sector is responsible for developing all stages of a geothermal
project, but the government shares the cost of the high risk exploration stage

Bijlage behorend bij 66122/SB/20160530 definitief

30 mei 2016

III.

-

-

-

to shift some of the risks away from the developer. In each case, governments
take on some or all of the exploration risks in order to catalyze private funding
for the larger portion of the development.
It is estimated that over 3 GW of geothermal capacity has been catalyzed
through
different types of cost-sharing risk mitigation schemes.
Geothermal resource risk insurance seeks to pool exploration risks across a
portfolio of development projects by insuring the productivity of a well prior to
drilling, Comparative Analysis of Approaches to Geothermal Resource Risk
Mitigation v where some or all of the losses would be covered if certain prespecified goals are not achieved. To date, only a few tens of megawatts of
installed capacity have been developed through this mechanism primarily due to
the fact that geothermal, being a globally small sector, provides limited
opportunities to widely pool risks. Also, the high degree of uncertainty during the
exploration stage drilling makes the insurance premiums high and thus often
unaffordable for developers.
Fiscal incentives are not specific risk mitigation mechanisms, but when they are
available, they reduce the up-front cost of geothermal exploration. They have the
effect of transferring some of the early-stage risks as they reduce the amount of
risk capital that needs to be mobilized, thus lowering a developer’s exposure to
potential losses should a project not advance further.
Which is the best approach? To make this determination, it is important to carefully
consider the specific circumstances in a given country and its national geothermal
development goals. The evidence indicates that some of the risk mitigation
schemes described above have made significant contributions to the scale-up of
geothermal.

Bijlage behorend bij 66122/SB/20160530 definitief

30 mei 2016

Bijlage 3
Tabel gerapporteerde boorproblemen

Bijlage behorend bij 66122/SB/20160530 definitief

30 mei 2016

Nr

Boorgat

Start-datum

Eind-datum

code

Boorgat

Boorgat-diepte

-diepte

TVD

Omschrijving

Bron

AH
1

ARC-GT-01

01-03-1987

22-04-1987

887,58

887,58

2

AST-GT-02

24-11-1986

22-02-1987

1673

1673

3

AST-GT-02-S1

09-04-1988

17-05-1988

1530

1530

4

OPL-GT-59

16-04-1986

30-04-1986

550

550

5

SNM-GT-01

01-03-1994

20-07-1994

759

759

6

HLH-GT-01

02-03-2006

31-05-2006

692,2

691,94

geen problemen gerapporteerd

NLOG_GS_PUB_6159_EOW_Report_Heerlerheide_1_-_20060731

7

HLH-GT-02

18-03-2006

02-06-2006

695,5

695,38

geen problemen gerapporteerd

NLOG_GS_PUB_9230_EOW_Report_Heerlerheide_2_-_20060731

8

VDB-GT-01

17-10-2006

21-03-2007

2200

1547,42

Onbekend

9

VDB-GT-01-S1

21-03-2007

16-04-2007

2457

1697,41

Onbekend

10

VDB-GT-02

04-05-2007

13-06-2007

1625

1233,45

mud losses packing off BHA, hole cleaning, bit balling

NLOG_GS_PUB_4428_EOWR_vdb-02_rev1

11

VDB-GT-02-S1

13-06-2007

16-07-2007

2330

1621,31

12

VDB-GT-03

06-03-2009

20-06-2009

2140

1890,65

geen problemen gerapporteerd

NLOG_GS_PUB_7486_EOW_Report_VDB-03

13

VDB-GT-04

06-02-2009

07-08-2009

2006

1829,98

geen problemen gerapporteerd

NLOG_GS_PUB_4840_EOW_Report_VDB-04_-_Final

14

PNA-GT-01

09-03-2010

14-05-2010

2869

2238,01

Meerdere boorkoppen versleten per sectie. Check trip en scrapper runs intermediate

NLOG_GS_PUB_6780_Extract_of_End_of_Well_Report_PNA-GT-01_word_1

15

PNA-GT-02

26-05-2010

09-07-2010

2860

2290,64

geen problemen gerapporteerd

NLOG_GS_PUB_8069_End_of_Well_Report_PNA-GT-02

16

PNA-GT-03

28-08-2010

21-09-2010

879

861,47

mud losses , stuck pipe

NLOG_GS_PUB_0932_End_of_Well_Report_PNA-GT-03_final

17

HAG-GT-01

10-03-2010

25-09-2010

2702

2306,46

Cement losses. Bit baling. Lage ROP, meerdere boorkoppen per sectie

NLOG_GS_PUB_1905_110211_EWOR_HAG_GT_01

18

PNA-GT-03-S1

21-09-2010

29-09-2010

901

875,56

Door grote porositeit en verlies van boorvloeistof op circa 900 meter is de putwand

http://geothermie.nl/geothermie-aardwarmte/projecten/duijvestijn/

sectie

tijdens het boren ingestort en moest vanaf circa 450 meter een side track (nieuw boorgat)
gemaakt worden.
19

HAG-GT-02

01-03-2010

06-11-2010

2405

1942,4

Reamen boorgat kost veel tijd. Technisch falen liner hanger.

NLOG_GS_PUB_1947_110211_EWOR_HAG_GT_02

20

PNA-GT-03-S2

29-09-2010

13-11-2010

3005

2395,07

Mud losses , stuck pipe

NLOG_GS_PUB_0932_End_of_Well_Report_PNA-GT-03_final

21

PNA-GT-04

20-11-2010

22-01-2011

2957

2343,01

Mud losses, toren onderhoud

NLOG_GS_PUB_7696_End_of_Well_Report_PNA-GT-04_final

22

KKP-GT-01

28-05-2011

20-07-2011

23

KKP-GT-02

27-07-2011

10-09-2011

24

HON-GT-01

23-12-2011

22-02-2012

Na een zeer voorspoedige verloop van de eerste boring is in februari vertraging

http://geothermie.nl/geothermie-aardwarmte/projecten/green-well-westland/

opgelopen bij het plaatsen van de screens als gevolg van een te vroeg vastzittende swell
packer. Gekozen is voor een side track.
1

ARC-GT-01

01-03-1987

22-04-1987

887,58

887,58

2

AST-GT-02

24-11-1986

22-02-1987

1673

1673

Bijlage behorend bij 66122/SB/20160530definitief

30 mei 2016

Bijlage 4
Begeleidingscommissie

Botman, dr. M.J.P. (Marjan)
Coppoolse, drs. P.A. (Paul)
Eikelenstam, mr.drs. J. (Jon)
Have, J.O.R. ten (Jorn)
Hulst, ir. M.C. van der (Claire)
Kal, J.G. (Hanneke)
Mourits, J.A.M. (Jolanda)
Ramsak, ir. P.G. (Paul)

Bijlage behorend bij 66122/SB/20160530 definitief

30 mei 2016

Bijlage behorend bij 66122/SB/20160530 definitief