viborg geotermi - bi- lag …dom.viborg.dk/db/dagsord.nsf/69147069b83c7e5dc1256c54002e6773/… ·...

Til

Viborg Fjernvarme

Dokumenttype

Projektredegørelse - bilag

Dato

Marts 2012

VIBORG GEOTERMI - BI-LAG PROJEKTREDEGØRELSE MARTS 2012

VIBORG GEOTERMI - BILAG

PROJEKTREDEGØRELSE MARTS 2012

Rambøll

Prinsensgade 11

DK-9000 Aalborg

T +45 9935 7500

F +45 9935 7505

www.ramboll.com/energy

Revision 2

Dato 2012-03-15

Udarbejdet af Christian Engstrøm - Claus Røgild

Kontrolleret af Anders Møller

Behandlet af Styregruppen for Viborg Geotermi

Beskrivelse

Ref. Viborg Geotermi, sag. nr. 9495022

PROJEKTREDEGØRELSE MARTS 2012

9495022 - Viborg Geotermi

INDHOLD

BILAG

Bilag 1 Beskrivelse af boreprocessen – Ross Engineering

Bilag 2 Status fra landinspektør – Viborg Landinspektørkontor

Bilag 3 Forsikringsforhold

1. Police Exploration Risk Insurance Policy 2. Willis - Risikovurdering, forsikringskrav og forsikringsløsning 3. Dansk Fjernvarmes Geotermiselskab – Redegørelse vedrørende

forsikring af geotermiske reserver

Bilag 4 Materiale fra Kommunekredit

Bilag 5 Principskitse – geotermibrønd

Bilag 6 Tidsplan

Bilag 7 Materiale vedr. aftale mellem øvrige byer

Bilag 8 Beregninger – Rambøll

Bilag 9 Energistyrelsen - indvindingsplan


0-1

BILAG 1

BESKRIVELSE AF BOREPROCESSEN – ROSS ENGINEERING

Kvols cost overview Saved at:

Version: 1.01

Date: 26/02/12

Approved by: Prepared by: L.Andersen

Sign.: Sign.:

Kvols omkostningsberegninger

Risiko vurdering af budget på Kvols-2:

Nedenstående figur viser de vægtede risici på Kvols-2, prisen er beregnet efter P50 dvs der er 50% sandsynlighed for

at det bliver dyrere og 50 % sandsynlighed for at det bliver billigere. Ud fra P50 betragtningen bliver brøndprisen på

Kvols-2 = 27.500.000 DKK + 2.500.000 DKK ialt 30.000.000 DKK.

Vedhæftede risikovurdering er lagt til grund for de indregnede risici. (Bilag 1)

Alternative 1A

COST SENSITIVITY

TVD RT m Item Base Case Cost Risk Amount Relative Cost

18 5/8" Service Contracts 12472369 Medium 20% 374171

250 Personnel Manhour Costs 2625000 Medium 20% 78750

Consumeable Costs 9877377 Medium 20% 296321

Other Costs 300000 Medium 20% 9000

SUM 758.242 DKK

13 3/8" TIME SENSITIVITY

Item Drilling Risk Description Risk Time to remedy Cost Coments

Bit Trips

17½" hole Low 1 trip 20067

12 ¼" hole Low 1 trip 28986

8 ½" hole Low 1 trip 31216

6" hole Low 0

Hole Stability Problems

17½" hole Medium 2 days 107026

12 ¼" hole Medium 0.5 days 26756

8 ½" hole Medium 0.5 days 13378

6" hole Low 0

Casing & Cementing

1747 18 5/8" casing Low 1 day 26756

13 3/8" casing Medium 4 days 107026

9 5/8" casing Low 2 days 214051

7" casing Low 0

Sidetrack

1889 17½" hole Medium 2 days 160538

12 ¼" hole Low 3 days 53513

8 ½" hole Low 2 days 53513

1950 6" hole Low 2 days 0

Formation Evaluation

Wireline log 8 ½" hole Low 0.5 days 13378

1981 LWD Failure 17½" hole Low 1 trip 24038



1998 6" hole Low 0

Directional Control

Tool Failure 17½" hole Low 1 trip 20067



6" hole Low 0

Getting stuck

17½" hole Low 0,5 day 13378

12 ¼" hole Medium 1day 53513

9 5/8" 8 ½" hole Low 0,5 day 13378

6" hole Low 0

Lost in Hole - equipment all sections Low 3 days 80268 Without tools

Lost in Hole - wellbore all sections Low 6 days 160536 New well

Mud losses

17½" hole Medium 5 days 267564

12 ¼" hole Low 1 day 26756

8 ½" hole Low 0,5 day 13378

Kick all sections Medium 1 day 53513

2475 SUM 1.706.897 DKK

7"

2590

P50 Drilling Risk 2.465.140 DKK26102659

NB Cost data not to be used for absolute cost calculationsOddesund

Fjerritslev F-IV member

Fjerritslev F-III member

Fjerritslev F-II member

Fjerritslev F-I member

Gassum

Vinding

Overal Well Desigh Risk : MEDIUM

Haldager Sand Fm

Quaternary

CHALK/Chert

Vedsted Fm

Frederikshavn Fm

Børglum Fm


Version: 1.01

Date: 26/02/12


Sign.: Sign.:

Nyt Budget på Kvols-3:

På Kvols-3 blev der brugt længere tid end planlagt, tildels på grund af (For danmark) ekstremt lave temperaturer.

Dette resulterede i at den første sektion (18 5/8” Conductor) blev ca 1,4 mill DKK dyrere end planlagt. Dette

resulterer i at det totale budget for Kvols-3 stiger med 1,4 mill DKK.

Budget for prøvepumpning:

Nedenstående er et estimat af omkostningerne for prøvepumpning af Kvols-2. Priserne er estimerede og baseret på

en 7 dages test med riggen stående på brønden. Prisen kan, for Kvols-2, reduceres med 1.500.000 såfremt at riggen

skiddes til Kvols-3 for at fortsætte operationen der. Endvidere er det muligt at ESP’en kan lejes væsentligt billigere

gennem DFG. De 200.000 Euro for pumpen er baseret på en tilsvarende pumpe lejet til en test i Holland.

Rig rate 7 dage a 162.000 + div service. 1.500.000 DKK

Leje ESP: Estimeret til 200.000 Euro 1.500.000 DKK

Tryk måling og vandprøver est: 50.000 euro 375.000 DKK

Bortkørsel af vand (Kun transport) 100 kr/m3 4000 M3 400.000 DKK

Total: 3.750.000 DKK

Estimat forsegling af brønd:

Kvols-2 færdig boret, skal forsegles med en cement prop henover Gassum reservoiret, en mekanisk prop i top af

lineren i ca 1150m samt en cement prop i 13 3/8” casingen. Operationen tager ca 3 dage.

3 dage operation (Spread rate 300.000 DKK/dag) 900.000 DKK

Mekanisk prop 500.000 DKK

Cement udstyr og cement 750.000 DKK


Kvols-3 boret til 1100m i 17 ½” hul sideløbende med test på Kvols-2 kan forsegles med een muligvis to cement

proper i hullet.

Operations tid 1 dag (Spread rate 300.000 DKK/Dag) 300.000 DKK

Cement udstyr og cement 700.000 DKK



Version: 1.01

Date: 26/02/12


Sign.: Sign.:

Omkostning til Hekla hvis riggen skal hjemsendes efter kvols-2 (60 operationsdage).

80 suspension dage a 15.300 Euro 9.180.000 DKK

De-mob 80.000 Euro 600.000 DKK


CauseL C R L C R

L1 Insufficient planning condition Lack of commitment from the steering committee

Reduced performance, increased risk of "train wrecks" => significant cost increase d 4 H

Full commitment from steering committee in due time for proper continuous planning of the well b 4 M

L1 Insufficient planning condition Steering committee commitment too late in project.

Reduced performance, increased risk of "train wrecks" => significant cost increase d 4 H The project will continue buying equipment and applying for permits as we cannot wait for steering commitee approvals. b 4 M

L1

Insufficient planning condition Insufficient uninterrupted planning time due to lack of commitment in due time: Ideal planning time is min 16 weeks from full commitment (depending on equipment lead time)

Reduced performance

d 4 H

Assign additional resources to perform an additional peer review prior to ordering equipment, 8 weeks required from AFE is signed (full commitment) until spud. Johannes and Belinda are assisting the project for purchasing equipment. Some suppliers needs money upfront prior to delivery. b 4 M

L1"Early" rig arrival Drilling site not ready to receive rig upon rig

arrival, due to winter conditions during site construction

Money lost paying standby rates for rigc 4 M

Postpone spud date. Alternatively, allocate additional resources. The major concern is mainly financial if suspension rates have to be paid to Hekla. c 3 M

L2 Hazardous materials on the rig siteStorage of hazardous materials on site (explosives and radioactive sources) Explosion or radioactive contamination on site c 4 M

Fence in the rig site and have 24 hr access control. Use enclosed area for the storage and notify the emergency services in case of a rig site emergency occuring. b 4 M

L2 Kicks and well control Un-prognosed gas/oil at pressure Well control situation b 3 L Use certified well control equipment and IWCF procedures for killing the well a 3 L

L1Project start in Winter period Snow, Ice and severe frost can cause delays or

in extreme cases stop in operation.Money lost due to reduced performance

c 3Follow weather forecast to prepare rig for snow and frost. Apply winter drilling practice in case of frost. Mobilise Heaters to heat equipment in risk of freezing. Consider adding salt to the mud. Note: only applicable for 17 1/2" Hole, no salt to be added when drilling 23" hole through drinking water zone.

L1 Uncertainties in the geological model Late design changes Additional risks incurred due to late changes d 4 HRe-work process from challenge design phase according to TRW b 4 M

L3 Work at height, high level of activity Incidents and/or near misses Harm to people d 3 M Use PTW, toolbox talks and pre job meetings, supervision and coordination of activities.Confirm rig contractors working at hight policy. a 2 L

L3 Handling of 30" LP riser Big and heavy Harm to equipment&people d 4 H Tool box talk and good supervision. PTW. c 2 L

L3 vehicle activity Truck, cranes and forklifts on location Harm to people c 3 MEnsure separation of walking and driving trafic - highlight walkways. Ensure none essential personnal off location. No reversing trucks without banksman. C 1 L

L3

Poor / Insufficient Hole cleaning Any hole enlargement will reduce annulus velocity. Spud mud.

Stuck pipe.

c 3 M

Restrict ROP to 30m/hour but reduce this if the hole appears to be loading up with cuttings.The formation is expected to be clays, which may disperse into the mud, plus coarse sand/gravel. Dump and dilute as necessary to keep the active system mud density below 1.15 SG. Mud will be mixed initially with Bentonite at 1.03 SG but dispersion of clays will increase density and dispersed clays won't be removed at the shakers.

b 3 L

L3 Mud losses while drilling. High ECD. Poor / insufficient hole cleaning Large mud consumption. Poor cement job c 4 M Restrict ROP and control mud properties to ensure good hole cleaning and low ECD. Ensure information learned is transferred to subsequent wells. b 4 M

L3 Wellbore instability. Weak formations Stuck pipe. c 2 L Good connection practices to be used. Start and stop the pumps slow to avoid sharp pressure transitions on the hole. b 2 L

L3 Risk of boulders . include bit bouncing, Boulders Bit bouncing, erratic torque, vibrations. c 3 M Drill carefully past any boulders, ream past and take a survey with the bit next to the boulder depth to verify that the well hasn't kicked off as a result. b 3 L

L3 Stuck pipe at connections Cuttings on top of BHA Stuck pipe c 3 M Pick up and ream down 1 single or ½ single? before making connections, to get cuttings circulated above the BHA. b 3 L

L3 Pebbles in concrete used to cement conductor foundation

Loose pebbles jamming assy on stabiliser Stuck pipe c 2 LAvoid pebbles in concrete, drill with low flow and slow ROP. Use spud mud b 3 L

L3 Handling of 30" LP riser Big and heavy d 4 H Tool box talk and good supervision. c 2 LL3 Losses while running casing Surge pressures, weak formations Loss of hydrostatic head, hole instability c 2 L Adjust running speed if losses are observed. Perform swab and surge calcs prior to the job. b 1 L

L3 Cutting the 18 5/8” casing inside the cellar and welding on the starter head.

Work in a confined space Incident or near miss d 4 H Tool box talk and good supervision. PtW. Ensure casing fully supported, by "load ring" or set cement. Use certified welders only and perform NDT of the welds. Use adequate ventilation in the welding habitat. b 3 L

L3 Losses during the cement job Weak formations No cement to surface leaving aquifer exposed c 2 LUse cement company's pumping schedule, top fill contingency a 2 L

L3Chert may be encountered in the top part of the limestone sequence and throughout the chalk.

Geological formation Very hard and slow drilling. Destruction of PDC bits. Bit trip. d 2 M

Use TCI bits, adjust drilling parameters during chert drilling.b 2 L

L3Shallow gas Geological deposit Shallow gas kick

b 5 MNo closures seen on seismic and no closures. Monitor gas level trends, mud temperature, flow out and pit level. Decrease ROP if trends increase from normal and maintain high pump rate. If in doubt: stop drilling and continue pumping until gas levels decrease to normal. Never stop the pumps to flow check until gas levels are normal.

a 5 M

L3 Losses Weak formations. Hole instability. c 2 LCalculate ECDs using virtual hydraulics and adhere to MW restriction of 1.2 sg Make a plan for lost circulation and cross check with DDs both seepage and total losses. Volume control. b 2 L

L3 Handling of 30" LP riser Big and heavy Harm to people d 4 H Tool box talk and good supervision. PtW. c 2 LL3 Pressure testing of cement lines Leaking lines. Harm to people, time lost d 4 H Ensure connections in the temporary lines have safety chains installed. Keep personnel away during testing. a 4 LL3 Losses in the chalk while running casing. Surge pressures , weak formations Mud lost, hole instability b 3 L Calculate surge pressures prior to running and adhere to running speed a 3 L

L3Losses during the cement job ECD or high static pressure of cement in place,

weak formationsNo cement to surface leaving aquifer exposed

b 4 MAdhere to Cement contractors pumping schedule and adjust if actual formation strength is lower than prognosed. Top fill contingency. 13 3/8" shoe to be set shallower than originally planned to increase chance of gettign cement to surface with out losses.

a 4 L

L3 Risk of flow from chalk in annulus ruining the cement job

Slight over pressure in chalk. In adequate cement to surface leaving aquifer exposed b 4 M Top fill contingency if flow from chalk seen during cement setting a 4 L

L3 Hard cement in cellar Primary cellar pump stops Cellar full of cement/mud. d 2 M Have a back up pump ready if the primary cellar pump stops during cementing. Lace cellar with sugar. a 2 LL3 Ptest on slip&seal assy fails Leaking seal Failed pressure test b 4 M Plastic sticks or secondary seal a 4 L

L2 Collapse of casing during Pressure test of seal Exceeding collaps pressure of casing. Lack of integrity in casing c 4 M Collaps pressure of 13 3/8" 68ppf, K55 is 134 bar SF 80% = Ptest 100 bar OK a 4 L

0 0

L3Losses in the chalk section at the top of the section

Weak formations, ECD Stop to cure lossesd 4 H

Set 13 3/8" in competent formation, use hydraulic calculations to stay below ECD limits, keep MW below 1.2sg (1.15sg best). Ultimately the contingency design may be used running 9 5/8" early. Ensure any learning is transferred to subsequent wells. b 4 M

L3 Getting stuck due to Fjerritslev clay Hole instability, low MW due to weaker formations above

Stuck pipe, back off, side track, check trips c 3 M Reduce sliding to a minimum, ream slid sections prior to connectionEnsure mud is in adequate spec, inhibited and increase mud weight. b 3 L

L3 Glydrill cuttings contaminate bentonite cuttings Poor surface handling Unnecessary disposal costs d 3 M Keep interface between mud systems to a minimum a 3 L

L3 Stuck pipe Geology Stuck pipe, back off, side track, check trips d 3 M Record up and down weights, plot them and use on trips. Ensure hole is clean and mud in spec. Use ported float to relieve pressure below bit if BHA packs off. Minimise the amount of stabilisers in BHA - use good drilling practices. b 3 L

L2 Losses in the sands drilled. Geology Mud lost, hole instability d 3 M Use low fluid loss mud a 3 L

Spud

Rig up

RUN AND CEMENT 18-5/8” CASING

Drill 17-1/2" hole

Drill 12-1/4" hole

RUN AND CEMENT 13-3/8” CASING

General

CategoryEffect Final riskRisk Reduction Measures / ContingenciesInitial HazardLevel

CauseL C R L C R

CategoryEffect Final riskRisk Reduction Measures / ContingenciesInitial HazardLevel

L3 Mud losses while running liner hanger Weak formations, surge Mud lost, hole instability d 2 M Adjust running speed if losses are observed b 2 L

L3 Stuck casing Hole instability, low MW due to weaker formations above

Liner stuck b 4 M Ensure mud condition is in spec before and during running liner. Use welded centralisers. Ultimately, work free and POOH for check trip a 4 L

L3 Thread damage BTC connections Equipment/liner joint damage d 1 L Handle joints carefully when making up, if damage happens then lay out 2 joints and continue. Use compatible Vam connections where available. a 1 L

L3 Flash setting cement Formation fluids, wrong mixing procedure, wrong chemicals or concentrations

Not enough cement around the shoe d 4 H Adhere to Cementing contractors mixing and pumping schedule. Drill out cement and redo job or squeeze the shoe. a 4 L

L3 Plug does not bump Wrong pump eff used or leak in DP/RT Too much cement inside liner c 2 L Use certified DP and liner running eqt. If it happens anyway then drill out cement and squeeze the shoe. If the packer is not set then maybe the cement bob can be redone. a 2 L

L3 Wiper plug does not shear Geometry or wrong deployment of linerhanger and wiperdart and plug

Poor cement job c 2 L Use liner hanger suppliers procedures for pre-checking the job and ensure DP dart is launched a 2 L

L2 Liner shoe in open hole when picking up liner hanger

Time taken to make up the hanger. Stuck while making up the hanger. b 4 MPlan the picking up of the hanger properly, use TBT and prejob meetings to ensure the time is minimised. a 4 L

L3 Caving's Mud weight too low Stuck pipe c 2 L Increase mud weight. b 2 LL3 Diff stick Mud weight too high Stuck pipe c 2 L Reduce mud weight, use low Fluid loss mud b 2 LL2 Wireline logging problems Hole problems Stuck or standing up d 3 M Sufficient MW and properties, ultimately - POOH and check trip - relog c 3 M

L2 R/A sources left in the hole Stuck wire line logging string R/A contamination of the entire reservoir with time c 5 H Never work the string past tight spots. If in doubt then pull out and check trip the hole. If persistent, consider PCL logging or

abandon the log aquisition program. a 5 M

L1 Losses Weak formations, ECD Stop to cure losses d 4 H Drill with good mud with proper inhibitive properties. b 3 LL3 Well flow Mud weight too low Well control situation b 3 L Shut in well and perform controled MW increase if required. Ensure sufficient barite on location. b 1 L

L3 Unable to get screens to TD Fill or hole instability. Screens not at correct depth c 4 M Ensure sufficient rat hole to allow for any fill. Maintain inhibitive properties of mud at the end of the drilling 8 ½” hole. Have a guide shoe that can wash down. Ultimately POOH and check trip. b 4 M

L3 Risk of excessive pipe dope plugging screens Wrong running procedure Screens plugged. d 4 H Apply a thin coat of pipe dope to the pin ends of the pipe only, using a paintbrush, to prevent excess dope inside the pipe. DSV to personally check that excess dope is NOT applied. a 4 L

L2 Damage to screens when handling Poor handling practices Eqt damage d 2 M Use e.g. a crane to tail in the screens. Supervision, PJSM. Order extra replacement screens. a 2 L

L1 Poor flow from the reservoir Permeability or skin Project uneconomic c 5 H Re-enter the well and jet the screens, acidize screens and annulus. Use premium screens. Use the exploration risk insurance. Use FloPro mud system with CaCO3 (acidisable). b 5 M

L2 Well still cleaning up but test stopped Unable to handle test water volume Poor data from test d 4 H Ensure logistic capability to handle huge test water volumes. Ensure discharge permit and location in place for test water. Ensure learning for subsequent wells and consider to retest with improved logistics plan. b 4 M

0 0

Drill 8-1/2" hole

Run 7" screens

Cleanout and test

Run and cement 9-5/8" liner

A

Remote

B

Unlikely

C

Possible

D

Probable

E

Frequent

Harm to People? Environmental Effects Cost Rig Time

Impact on

Reputation SeverityVery low

probability

Low

probability

Medium

probability

High

probability

Very high

probability

Yes/No Yes/No DKK Yes/No

Multiple fatalities

Clean up requiring

external assistance in an

environmentally

sensitive area

>25 mill >25 days

National or

international media

attention. Regulators

shut down operations

5

CatastrophicM M H H H

Single fatality or permanent

disability or illness

Clean up requiring

external assistance10 - 25 mill 10 to 25 days

Regional media

attention. Regulatory

or legal action taken

4

CriticalL M M H H

Lost time injury or illnessClean up with onsite

resources2,5 - 10 mill 5 to 10 days

Local media attention.

Regulatory or legal

action likely

3

MajorL L M M H

Modified work or medical

treatment injury or illness

Spill to the environment

but volume too small to

require clean up action

0,5 - 2,5 mill 1 to 5 daysPublic awareness may

exist but no concerns

2

SeriousL L L M M

First aid injury or illnessSpill contained and

cleaned on site< 0,5 mill < 1day

On-site

communications

1

MinorL L L L M

Low Risk Caution: Risk may be tolerable as is provided adequate controls are in place and due consideration has been given to reducing risk to ALARP

Medium Risk Alert: Operations or QHSE personnel shall be involved in risk control to reduce risk to ALARP. Operator rep must approve.

High Risk Warning: Do not proceed with activity. Operations manager/drilling manager & QHSE must verify that risk controls reduce the risk to ALARP. Operator rep must approve.

Financial Impact

Yes/No

Risk Matrix (Onshore Drilling Denmark)Risk = Consequence x Likelihood

Consequence Likelihood


0-2

BILAG 2

STATUS FRA LANDINSPEKTØR – VIBORG LANDINSPEKTØRKONTOR

Viborg FjernvarmeHåndværkervej 68800 Viborg

att. direktør Henry Juul Nielsen

sag nr. 2011-9298dato 29.02.2012

Vedr.: Viborg Geotermi – budget-estimat vedr. landinspektørarbejder m.m.

Hermed fremsendes budget-estimat for diverse landinspektørarbejder m.m. vedr. projekt ViborgGeotermi (se vedlagte bilag A).

Status for landinspektørarbejderne vedr. transmissionsledningsnettet er, at der har været afholdtforhandlingsmøde med samtlige lodsejere som er berørt af det foreløbige ledningstrace. Efter afslutningaf denne først møderunde er der med Rambøll A/S aftalt diverse tilretninger af ledningstraceet – sombetyder, at ca. nye 10 lodsejere bliver berørt af linjeføringen. Vi planlægger at kontakte disse lodsejere iløbet af marts 2012.

M.h.t. status på afregning af vores hidtidige arbejder på projektet kan jeg oplyse, at vi har afregnet voresforbrugte tid vedr. transmissionsledningsnettet til og med d. 22/2 2012. Seneste faktura er fremsendtherfra til Viborg Fjernvarme d. 27/2 2012 (vores faktura nr. 020705). Vi har ligeledes afregnet voresarbejde med diverse afsætninger og opmålinger vedr. borepladsen. Herudover har vi et endnu ikke afregnet tilgodehavende vedr. udmatrikulering m.m. af borepladsen iKvols. Dette arbejde pågår - og afventer Viborg Kommunes afgørelse om evt. lokalplanpligt for denpermanente indvindingsplads. Uanset om projektet realiseres eller ej skal denne udmatrikuleringgennemføres: Såfremt projektet ikke realiseres skal arealet med borepladsen retableres og sælges videretil en landbrugsejendom. Hvis projektet realiseres skal udstykningen gennemføres – og den vestlige delaf den matrikel hvorpå borepladsen er beliggende skal videresælges og arealoverføres til enlandbrugsejendom. Samlet budget-estimat for dette arbejde fremgår af bilag A, pkt. 2.

På vedlagte bilag A har vi opsummeret de landinspektørarbejder som vi skønner skal udføres efterstyregruppens beslutning om realisering af projektet. Overslaget indeholder også et bud på eksterneomkostninger til ekspropriations- og taksationskommsionens sagsbehandling. Vi har skønnet, at der skalforetages ekspropriation/taksation på i alt 5 ejendomme.

Hvis der er benærkninger eller spørgsmål til materialet er jeg gerne til rådighed for en nærmereuddybning.

Med venlig hilsen

Sune Iversen, landinspektør

PARTNER I DANSK TOTAL OPMÅLING (DTO)

Landinspektører:Sune Iversen (partner)Niels KrogsgaardJørgen Rasmussen

Jesper S. KristensenTine A. AndersenPeter B. Christensen

Landmålingsteknikere:Erling JeppesenHarry Krogh SørensenFrank W. Jensen

Viborg Landinspektørkontorv. LANDINSPEKTØRFIRMAET Nellemann & Bjørnkjær I/SFabrikvej 15 DK-8800 Viborg TLF. 86 62 61 88 FAX 86 61 50 31 E-mail: [email protected] Web: www.nb.dk CVR 54314310

BILAG ABudget-estimat vedr. diverse landinspektørarbejder m.m. - alle beløb er excl. moms.

1. Forhandling med ca. 10 lodsejere om ledningsanlæg.Udføres i marts 2012.

2. Udstykning og arealoverførsel vedr. borepladsen (arbejdet pågår)a) Honorar for udstykning og arealoverførsel (gennemføres i 2

særskilte matrikulære sager – og inkluderer endelig afmærk-ning og opmåling af skel, udarbejdelse af matrikulær sag vedr. udstyknning og arealoverførsel, div. myndighedsbe-handling, undersøgelse af servitutter m.m.

b) Afgifter og gebyrer, Kort & Matrikelstyrelsen (ej momspligt)

I alt

Budget-estimat for følgende aktiviteter, som alene igangsættes såfremtprojektet realiseres med det foreslåede ledningstrace til Skals, Sto-holm, Løgstrup og Viborg.

3. Indgåelse af endelig lodsejeraftaler om etablering af lednings-anlæg. Udarbejdelse af endelige aftaledokumenter, reviderede ledningsplaner, tinglysningsfuldmagter, drøftelser med lodsejere og indhentning af lodsejernes endelige godkendelse af aftalerne

4. Udstykning m.m. vedr. areal til 2 pumpestationer

5. Afsætning af del af trace for arkæologer – til brug for forunder-søgelser (hot-spots)

6. Afsætning af trace (center-linje) til entreprenør

7. Ledningsregistrering (forudsat klaret ved max. 30 udkald). Opmåling af rørledninger i åben grav. Beregning og dokumentation

8. Opmåling af arbejdsareal efter retablering (til brug for erstat-ningsopgørelse) og opmåling af jorddækning på rørledning

9. Endelig opgørelse af erstatning, afleveringsforretning med lods-ejere, div. forhandlinger og møder med lodsejerne

10. Tinglysning af ledningsanlæg, eksp. af fuldmagter, kortbilag m.m.

11. Evt. gennemførelse af ekspropriations- og taksationsforretninger- skønnet omfattende 5 ejendomme, incl. udarbejdelse af ekspro-priationsmateriale, deltagelse i åstedsforretning samt skønnedeomkostninger til ekspropriations- og taksationskommisionen

I alt

kr. 30.000

kr. 11.000

kr. 20.000

kr. 41.000kr. 61.000

kr. 90.000

kr. 20.000

kr. 30.000

kr. 50.000

kr. 200.000

kr. 50.000

kr. 180.000

kr. 35.000

kr. 50.000kr. 705.000

Alt i alt kr. 766.000


Viborg FjernvarmeHåndværkervej 68800 Viborg

att. direktør Henry Juul Nielsen

sag nr. 2011-9298

dato 29.02.2012

Vedr.: Viborg Geotermi, Transmissionsnet – budget for lodsejererstatninger m.m.

Hermed fremsendes estimat på de skønnede omkostninger til lodsejererstatninger i forbindelse medetablering af transmissionsledningsnet for projekt ”Viborg Geotermi”.

Grundlaget for lodsejeraftalerne er ”Landsaftale om erstatninger for anbringelse af vandforsynings- ogspildevandsanlæg i landbrugsjord, 2011” (i det følgende benævnt ”landsaftalen”), som er indgået mellemLandbrug & Fødevarer, Dansk Vand- og Spildevandsforening (DANVA) og Foreningen af Vandværker iDanmark (FVD).

Jeg har lagt til grund, at der kun skal udbetales 1 afgrødeerstatning pr. lodsejer. Hvis de arkæologiskeforundersøgelser starter i foråret 2012 og ledningsarbejderne først afsluttes i foråret/sommeren 2013 kandet evt. komme på tale at der skal udbetales 2 afgrødeerstatninger til nogle af lodsejerne.

Det samlede skøn for lodsejererstatninger jf. vedlagte er ca. 5,15 mill. kr. Her er anvendt priser forlandsaftalen 2011. Taksterne herfra bør pristalsreguleres med ca. +5% til 2012/2013-niveau - d.v.s.samlet ca. 5,4 mill. kr.

Med venlig hilsen

Sune Iversenlandinspektø[email protected]


Landinspektører:Sune Iversen (partner)Niels KrogsgaardJørgen Rasmussen

Jesper S. KristensenTine A. AndersenPeter B. Christensen

Landmålingsteknikere:Erling JeppesenHarry Krogh SørensenFrank W. Jensen

Viborg Landinspektørkontorv. LANDINSPEKTØRFIRMAET Nellemann & Bjørnkjær I/SFabrikvej 15 DK-8800 Viborg TLF. 86 62 61 88 FAX 86 61 50 31 E-mail: [email protected] Web: www.nb.dk CVR 54314310

Erstatningerne skønnes således – alle beløb er excl. moms:

1. Grundbeløb, ca. 80 lodsejere a kr. 4.079 326.320

2. Servituterstatninga) Servitutareal: 32000m x 5m servitutbælte a kr. 2,91 pr. m2 465.600b) Erstatning for ledningslængde: 32000m a kr. 25,64 820.480

3. Erstatning for brønde – 30 stk. a kr. 14.000 420.000

4. Afgrødetab 32km, 21m bredde, skønnet afgrødeerstatning 1,25 kr. pr. m2 840.000

5. Kompensation for tabt EU-støtte, skønnet 0,35kr. pr. m² arbejdsareal 235.000

6. Strukturskadea) Let strukturskade (7m) – 32000m x 7m x 0,40 89.600b) Svær strukturskade (14m) – 32000m x 14m x 3,38 1.514.240

7. Øvrige ulemper – 80 lodsejere a kr. 5.000 (særdeles usikker) 400.000

8. Erhvervelse af areal til 2 pumpestationer (skønnet i alt ca. 1500m²) 40.000

i alt ca. 5.148.740

Hertil lægges pristalsregulering af landsaftalens takster til 2012/13-niveau – skønnet 5% - d.v.s. samlet budget-estimat ca. 5,4 mill. kr.

Der skal knyttes følgende kommentarer til nogle af posterne:

ad. 2 Erstatning for ledningslængde afhænger af rørenes diameter.• Rørdiameter op til ø20cm betales kr. 13,99 pr. m• Rørdiameter mellem ø20cm og ø50cm betales kr. 18,65 pr. m• Rørdiameter mellem ø50cm og ø100cm betales kr. 25,65 pr. m.

Der er anvendt den højeste takst i beregningen – uanset at en del af rørene ligger i den mellemste kategori

ad. 3 Der er skønnet i alt ca. 30 brønde på traceet.

ad. 4 Den anvendte takst er en skønnet gennemsnitlig takst. Der afregnes særskilt for de enkelte afgrøder i h.t. landsaftalen.

ad. 5 Der henvises til vedlagte tværsnit af arbejdsarealet.

Landsaftalen er ikke præcis m.h.t. kategorisering af arbejdsarealet. Det er antaget, at der betales let strukturskade for ”Oplæg af muld” (4m) og ”Røroplæg” (3m) - i alt 7m. Der betales svær strukturskade for de øvrige arealer - i alt 14m.


BILAG A – beskrivelse af erstatninger i h.t. landsaftalen

Grundbeløb

Pos. Emne Beløb Bemærkning

1 Grundbeløb kr. 4.079 Beløbet udgør kr. 4.079 pr. lodsejer. Beløbet er etengangsbeløb som udbetales pr. lodsejer.Grundbeløbet skal dække følgende omkostningerhos grundejeren:- Modtagelse og gennemgang af materiale- Besøg af anlægsvirksomhed- Forhandling- Drøftelse af anlægsarbejdets udførelse- Deltagelse i afleveringsforretning - Drøftelse af sagen med rådgiver

(Grundbeløbet kan evt. nedsættes hvis ledningen alene gårgennem smalle udyrkede arealer og ejendommen i øvrigtikke berøres).

2 Ledningsdeklaration a. Erstatning pr.løbende meter(afhængig afrørdiameter)

b. Erstatning pr.deklarationsareal

Kompensation for de rådighedsindskrænkningerhans ejendom bliver pålagt i forbindelse medtinglysning af servitut om ledningsanlæg m.m.

3 Erstatning forinspektions- ogservicebrønde

kr. 13.986 pr.brønd vedplacering i frimark (reducereshvis brøndenplaceres i skel)

4 Afgrødetab Afhængig afafgrøde

(se landsaftalensbilag 6)

5 Strukturskade vedgravearbejde o.l.

Lav takst (kr.0,40 pr. m2)

Høj takst(afhængig afvurdering – max.kr. 3,38 pr. m2)

Kompensation for reduktion af jordens ydeevne iop til 5 år efter anlægsarbejdets afslutning.

6 Øvrige ulemper Individuelforhandling

Skal dække øvrige ulemper, f.eks.:

- Driftsmæssige ulemper ved markarbejde,opstilling af kreaturhegn


- Skader på markdræn

- Nærføring til eks. bygninger

- Ekstra stenindsamling

- Retablering af veje

- Læhegn



3-3

BILAG 3 FORSIKRINGSFORHOLD

1. POLICE EXPLORATION RISK INSURANCE POLICY 2. WILLIS - RISIKOVURDERING, FORSIKRINGSKRAV OG FORSIKRINGS-

LØSNING 3. DANSK FJERNVARMES GEOTERMISELSKAB – REDEGØRELSE VEDRØ-

RENDE FORSIKRING AF GEOTERMISKE RESERVER

Side 1 af 11

Risikovurdering, forsikringskrav og

forsikringsløsning

Udarbejdet af Jørgen Kjærulff Nielsen, Willis I/S

Aarhus den 13. marts 2012

Side 2 af 11

Indholdsfortegnelse

1. INDLEDNING

2. VIBORG GEOTERMIS FORSIKRINGSDÆKNING – SAMLET KONKLUSION

3. FORSIKRING AF GEOTERMIPROJEKT VIBORG – KONKRET LØSNING

3.1. ANSVARSFORSIKRING

3.2. EFTERFORSKNINGSFORSIKRING (EXPLORATION RISK INSURANCE)

3.2.1. BEMÆRKNINGER TIL EFTERFORSKNINGSFORSIKRINGEN

3.2.1.1. FORSIKRING AF INDLEDENDE FASE – KVOLS 2 + 50 % AF KVOLS 3

3.2.1.2. RISICI I TILKNYTNING TIL EFTERFØLGENDE BORINGER

3.3. ENTREPRISEFORSIKRING

4. GENERELLE BETRAGTNINGER VEDRØRENDE RISICI OG FORSIKRINGSMULIGHEDER

4.1. RISICI FOR ØKONOMISKE TAB I GEOTERMISKE PROJEKTER

4.1.1. FASE 0/FORFASEN – DE INDLEDENDE VURDERINGER

4.1.2. FASE 1 – EFTERFORSKNINGSUNDERSØGELSER

4.1.3. FASE 2 – BORINGER

4.1.4. FASE 3 - OVERFLADEANLÆG

4.1.5. DRIFTSFASEN

4.2. FORSIKRINGSMARKEDET

5. OVERSIGT OVER DE ENKELTE FORSIKRINGSTYPER (OPSAMLING)

5.1. ANSVARSFORSIKRING

5.2. EFTERFORSKNINGSRISIKO


Side 3 af 11

1. INDLEDNING Nærværende risikovurdering og gennemgang af forsikringsløsningen for Viborg Geotermi er udarbejdet med henblik på at skabe overblik over geotermiprojektets risikoeksponering, risi-koallokering og forsikringsdækning. Risikoelementerne er søgt beskrevet i projektets forskellige faser, og følgende notat rummer beskrivelse af de enkelte forsikringstyper, der er og bliver taget i anvendelse for at afdække både de skader og økonomiske tab, som geotermiselskabet måtte blive eksponeret for i pro-jektforløbet. Notatet rummer ligeledes en omtale af de myndighedskrav, der knytter sig til geotermiprojek-ter. Dansk Fjernvarmes Geotermiselskab har udarbejdet en redegørelse omhandlende risici og for-sikringsmuligheder, som vi har inddraget i denne redegørelse. 2. VIBORG GEOTERMIS FORSIKRINGSDÆKNING – SAMLET KONKLUSION Med en risikoafdækning som beskrevet nedenfor er det Willis’ vurdering, at de risici, der knyt-ter sig til Viborg Geotermi, er både veldokumenterede og afdækkede i et omfang, der må be-tegnes som meget tilfredsstillende. Forsikringsdækningen honorerer krav efter gældende lovgivning, ligesom forsikringsafdæknin-gen af efterforskningsrisikoen reducerer de økonomiske tab til en størrelse, som ikke afviger i størrelse fra almindelige driftsmæssige risici. Det er Willis vurdering, at Viborg Geotermis forsikringspolitik og forsikringsløsning giver en meget afbalanceret og konsekvent afdækning af væsentlige risikoelementer i projektet. Såfremt der er behov for eller ønsker om en supplerende redegørelse, er vi gerne til rådighed. 3. FORSIKRING AF GEOTERMIPROJEKT VIBORG – KONKRET LØSNING Den nuværende forsikringsdækning for Viborg Geotermi er etableret på baggrund af:

• Gældende lovkrav • Energistyrelsens krav til ansvarsforsikring for geotermiboringer • Vurdering af risiko for skade eller tab. Løsningen støtter sig op ad den nævnte redegø-

relse fra Dansk Fjernvarmes Geotermiselskab. Forsikringsdækningen er af hensyn til de forsikringstekniske hensyn etableret som tre forsik-ringer: 1) Ansvarsforsikring, 2) Efterforskningsforsikring (Exploration Risk Insurance) og 3) Entrepriseforsikring (Drilling Risk Insurance). Da projektet i den indledende fase ikke indeholder en egentlig etablering af bygninger eller anlæg, er forsikring af denne del udsat, til der træffes egentlig beslutning om at fortsætte pro-jektet og opføre eller anlægge sådanne anlæg. 3.1. ANSVARSFORSIKRING Energistyrelsens betingelse for boretilladelse er, at der for kalenderåret 2012 er tegnet forsik-ring for rettighedshaverens erstatningsansvar i henhold til § 35 i lov om anvendelse af Dan-marks undergrund, jf. lovbekendtgørelse nr. 960 af 13. september 2011. § 35. En rettighedshaver skal erstatte skader, der forvoldes ved den i henhold til tilladelse udøvede virksomhed, selv om skaden er hændelig.

Side 4 af 11

Stk. 2. Har skadelidte ved forsæt eller grov uagtsomhed medvirket til skaden, kan erstatningen nedsættes eller bortfalde. Forsikringen omfatter det i loven nævnte erstatningsansvar i forbindelse med skade på anlæg, personer og skade på tredjepart. I tilfælde af at der udføres geotermiske boringer i kalenderåret, er Control of Well omfattet af forsikringen. Forsikringens/forsikringernes samlede mindstedækning er følgende: Hvis der i løbet af kalenderåret udføres geotermiske boringer: 300 mio. DKK pr. skadesbegivenhed og med dækning af mindst to skadebegivenheder i løbet af kalenderåret. Tryg Police 670-8.035.860 Dækningssum pr. skade Kr. 300.000.000 Herunder inden for dette beløb Fareafværgelse Kr. 50.000.000 Miljøforsikring Kr. 50.000.000 Maksimal dækningssum pr. år Kr. 600.000.000 Selvrisiko Kr. 250.000 For Ross Engineering dog* Kr. 10.000.000 *) Ross Engineering har selv tegnet sædvanlig ansvarsforsikring 3.2. EFTERFORSKNINGSFORSIKRING (EXPLORATION RISK INSURANCE) Efterforskningsforsikringen dækker risikoen for ikke at finde tilstrækkeligt høj temperatur og gennemstrømning i den geologiske forekomst, der vil gøre gør det økonomisk rentabelt at pro-ducere varme. Forsikringens formål er således at kompensere geotermiselskabet, hvis ikke det er muligt at udvinde en given energimængde, der udtrykkes ved en sammenhæng mellem temperatur og transmissivitet. Forsikringen dækker ikke skade, men det økonomiske tab som konsekvens af at man ikke fin-der den forventede energimængde. Med det økonomiske tab menes i denne sammenhæng alle de omkostninger, som geotermiselskabet har afholdt i hele forløbet, fra projektstart til prøve-pumpning er afsluttet, og resultatet af efterforskningen foreligger. Uanset policens datoer for ikrafttræden omfatter dækningen alle afholdte omkostninger inden for forsikringssummen, også de omkostninger, der er afholdt før forsikringens udstedelsesdato helt analogt med ansvarsforsikringer, der dækker krav rejst i forsikringstiden (claims made-police). Forsikringsdækningen omfatter alle de afholdte omkostninger. I denne sammenhæng betegnes disse omkostninger som tab. Der er tale om tab, hvis de geotermiske undersøgelser har nega-tivt resultat, og boringen ikke giver det energimæssige resultat, der er defineret i policen som henholdsvis partiel skade eller totalskade. Se nedenfor. Eksempler på dækkede omkostninger:

• Forundersøgelser • Boreomkostninger • Omkostninger til rådgivere • Forsikringspræmie • Andre afholdte omkostninger

Side 5 af 11

Policen dækker efter nedenstående principper:

• Forventninger og baggrund for forsikringsdækning: Baseret på forundersøgelserne og tolkning af seismiske undersøgelser, er der opstillet nogl realistiske forventninger til resultaterne af en boring. Disse forventninger danner grundlag for forsikringsdækningen. I tilfældet Viborg Geotermi er det forventede en temperatur på 70o C, en vandmængde på min. 200 m3 /t ved en sænkning på 380 m. Forsikringsdækningen er fastlagt som 80 % heraf, der-for dækningen fra 160m3/t og nedefter.

• Forventninger og baggrund for forsikringsdækning:

Med baggrund i forundersøgelserne og tolkning af seismiske Temperatur på 70o C, en vand-mængde på min. 200 m3 /t ved en sænkning på 380 m.

• Totalskade

Totalskade optræder i tilfælde af, at man ikke opnår de definerede mål: Temperatur på 70o C, en vandmængde på min. 100 m3 /t ved en sænkning på 380 m.

• Partiel skade

Den partielle dækning skal i modsætning til totalskadetilfældet kun udbetale en delvis erstat-ning. Den delvise erstatning kommer på tale i de tilfælde, hvor vandmængden ligger mellem 100 og 160 m3/t. Erstatningen skal kompensere for den manglende effekt og kan anvendes til eksempelvis eks-tra boring eller andre initiativer, der kan sikre den ønskede og forsikrede minimumseffekt. Viborg Geotermi har tegnet følgende efterforskningsforsikring: Efterforskningsforsikring (Exploration Risk Insurance) (Risk of non-discovery and/or inefficiency) for Kvols 2 + 50 % af omkostningerne til boring af Kvols 3. Munich Re./ERGO (ERGO er et Munich Re. datterselskab, der udsteder police): Forsikringssum * Kr. 76.200.000 Heraf: Efterforskning og boring Kr. 50.000.000 Fortsat boring på Kvols 3 Kr. 15.000.000 Stimuleringsomkostninger Kr. 11.200.000 Selvrisiko 20 % dog min. Kr. 1.500.000

• Totalskade defineres på baggrund af: Vandtemperatur min. 70 o C Flow rate mindre end 100 m3 ved sænkning** på 380 m. **) Sænkningen eller ”Drawdawn” indgår i vurderingen af brøndens kapacitet. Kapaciteten er et udtryk for, hvor meget brønden kan producere ved en given vandstandssænkning. Sænk-ningen er et udtryk for det ”sug”, som man påvirker formationen med for at få vandet til at strømme ind i brønden. For at kunne definere brøndens kapacitet entydigt har man i dette tilfælde valgt at sænke vandoverfladen med 380 m, hvilket må betegnes som en fornuftig værdi, der vurderes til ikke at udsætte brønden for unødig stor påvirkning.

• Partiel skade defineres på baggrund af: Vandtemperatur min. 70 o C

Side 6 af 11

Flow rate mindre end 160 m3 men større end 100 m3 ved sænkning på 380 m *) Med baggrund i det senest reviderede budget er det vores opfattelse, at forsikringssummen skal tilrettes i overensstemmelse hermed. Munich Re har meddelt, at man gennemgår det nye budget og vender tilbage snarest. Det forventes, at kravet om at justere forsikringssummen vil medføre en tillægspræmie beregnet med samme sats 8,4 % af forhøjelsen.

• Stimuleringsomkostninger Ud over policens dækningssummer (fastsat som projektets forventede budget) indeholder for-sikringen en dækning for omkostninger til at effektivisere boringen i tilfælde af, at de anførte grænseværdier mellem 100 m3 og 160 m3 ikke opnås. I sådanne tilfælde skal forsikringssel-skabet og Viborg Geotermi efter gensidig overenskomst træffe beslutning om, hvorledes sti-muleringstiltag som afsyring, dybere boring, vandret boring eller afsanding vil kunne medvirke til at opnå de forventede målsætninger. Forsikringsselskabet afholder disse omkostninger dog højest kr. 11.200.000. 3.2.1. BEMÆRKNINGER TIL EFTERFORSKNINGSFORSIKRINGEN 3.2.1.1. FORSIKRING AF INDLEDENDE FASE – KVOLS 2 + 50 % AF KVOLS 3

Indledningsvis har vi etableret forsikring dækkende omkostningerne til etablering af brønd 1, men da resultatet af prøvepumpningen først foreligger efter en vis tid, og da man af tidsmæs-sige og omkostningsmæssige årsager ønsker at udnytte boremateriellets kapacitet, påbegyn-des boring af brønd 2 straks efter færdiggørelsen af den 1. brønd. På baggrund heraf har vi valgt at medforsikre 50 % af boreomkostningerne til brønd 2, således at boreprocessen kan fortsætte inden resultatet af første boring er kendt. 3.2.1.2. RISICI OG FORSIKRING I TILKNYTNING TIL EFTERFØLGENDE BORINGER

Spørgsmålet er herefter, om de efterfølgende boringer skal forsikres? Det er Willis indstilling, at Viborg Fjernvarme skal overveje at forsikre minimum resten af boring nr. 2 og alle omkost-ningerne til boring nr. 3. Præmien for at forsikre resten af boring nr. 2. og boring nr. 3. vil blive fastlagt på baggrund af resultatet af Kvols 2, og da der er tale om en præmiesætning, der baserer sig på de konkrete resultater af første boring, vil præmien være lavere end præmien for den indledende fase. Når resultatet af boring nr. 3 foreligger, vil det være naturligt, at træffe beslutning om forsik-ring af de resterende boringer, baseret på de nu indhøstede erfaringer kombineret med de forventninger, der er til geologiske udfordringer, forkastninger, varians m.m. 3.3. ENTREPRISEFORSIKRING

Forsikringen dækker tab af underjordisk boreudstyr, rørforing (casing) samt omkostninger til etablering af ny borestreng. Tryg Forsikring: Lost in Hole dækning Kr. 10.000.000 Dækker tab af boreudstyr, boring, samt omkostninger til fornyet boring til samme dybde. Selvrisiko Kr. 1.000.000

Side 7 af 11

4. GENERELLE BETRAGTNINGER VEDRØRENDE RISICI OG FORSIKRINGSMULIGHEDER Følgende afsnit er baseret på den redegørelse om forsikring af geotermiprojekter udarbejdet af Dansk Fjernvarmes Geotermiselskab. 4.1. RISICI FOR ØKONOMISKE TAB I GEOTERMISKE PROJEKTER Usikkerhederne vedrørende for geotermisk produktion ligger typisk under etableringen af an-lægget. Dette er i modsætning til andre projekttyper, hvor de økonomiske usikkerheder typisk forekommer i driftsfasen. Usikkerhederne for teknisk relaterede skader af meget stort omfang, f.eks. forurening, er rela-teret til undergrunden. For denne type skader har Energistyrelsen udarbejdet retningslinjer for den lovpligtige forsikringsdækning. Forsikringskravene er behandlet senere i dette notat - eller tidligere??. For at mindske de tekniske og økonomiske usikkerheder og evt. tilhørende økonomiske tab, etableres geotermiske anlæg i faser. I det følgende vil disse faser blive beskrevet enkeltvist. Der er tale om en udvidet beskrivelse af de faser, som Energistyrelsens modelansøgning følger. – henvisning til evt. ansøgningsske-ma, netadresse????. I umiddelbar forlængelse heraf beskrives usikkerhederne for de enkelte faser. 4.1.1. FASE 0/FORFASEN – DE INDLEDENDE VURDERINGER I Fase 0 etablerer Viborg Fjernvarme aftaler, bl.a. med rådgivere med ekspertise inden for geotermisk efterforskning og indvinding. Viborg Fjernvarme fremskaffer et foreløbigt data-grundlag for, at der kan udføres en teknisk og økonomisk vurdering af de geotermiske mulig-heder. I datagrundlaget er der taget stilling til, hvordan evt. nødvendig drivvarme kan fremskaffes, ligesom en orientering af de varmeplanlæggende myndigheder normalt vil foregå. Der udar-bejdes en prospektvurdering, og er økonomien attraktiv, vil Viborg Fjernvarme normalt heref-ter indsende en ansøgning til Energistyrelsen om tilladelse til efterforskning og indvinding af geotermisk energi. Forfasen indeholder aktiviteter af relativ begrænset økonomisk omfang. Aktiviteterne adskiller sig ikke væsentlig fra andre vurderinger, som Viborg Fjernvarme løbende foretager for at være på forkant med udviklingen af alternativer inden for fjernvarmeforsyning. Forfasen kan i visse tilfælde ende med, at der ikke er grundlag for at ansøge om en geotermisk tilladelse; men om-fanget af de økonomiske omkostninger er begrænsede, og der er generelt ikke et behov for at etablere en forsikringsdækning. 4.1.2. FASE 1 – EFTERFORSKNINGSUNDERSØGELSER Imødekommes ansøgningen, er der i modeltilladelsen 1 år til at gennemføre og rapportere en mere detaljeret vurdering af de indvindingsmæssige muligheder. Endvidere etableres en be-skrivelse vedrørende omfanget af et program for de seismiske undersøgelser, der vil være nødvendige for at verificere, om de forventede formationer og reservoirer er til stede i passen-de dybder og tykkelser samt at lokalisere eventuelle større forkastninger i området og fast-lægge et velegnet sted for placering af boringerne. Det seismiske programs omfang afhænger dels af, hvor meget god seismik, der findes i området i forvejen, og hvor langt der er til borin-ger, der vurderes repræsentative for området. Der er ikke et krav om yderlige seismik, kun en vurdering om yderlig indsamling af seismik.

Side 8 af 11

Godkendes det seismiske program af Energistyrelsen, er der i modeltilladelsen 2 år til at gen-nemføre og tolke de seismiske undersøgelser samt beslutte, om en efterforskningsboring skal etableres. Når de eventuelle seismiske undersøgelser er gennemført, revurderes de geotermiske indvin-dingsmuligheder. Er mulighederne positive, indstiller geotermiselskabet til Energistyrelsen, at en første boring etableres. Fase 1 har normalt omkostninger i størrelsesordenen 5 – 10 mio. kr., der evt. kan gå tabt, hvis de seismiske undersøgelser viser, at en videreførelse af projektet vurderes negativt pga. resul-tatet af kortlægningen af de geologiske forhold (efterforskningsrisiko). Desuden kan der kom-me ekstraordinære omkostninger i forbindelse med selve gennemførelsen, dels ved forsinkel-ser i gennemførelsen f.eks. pga. vejrliget, dels ved ekstraordinære beskadigelser af bygninger, veje og drænledninger, m.v..(disse er dog minimale, sidste sommers gennemførte seismikpro-gram for Aabenraa, var den eneste skade var nogle små fordybninger i asfalten, hvor man havde glemt at bruge stabilgrus). 4.1.3. FASE 2 – BORINGER Fase 2, der for et dublet anlæg vedrører to boringer og to tests, har til formål at lokalisere de produktive sandstenslag og teste disse, herunder vurdere temperatur, vandledende egenska-ber, vandkemi samt hydraulisk forbindelse mellem boringerne. Forventet energiomsætning og økonomi revideres ved udgangen af fasen. Ved et positivt udfald kan boringerne indgå i etable-ringen af et producerende anlæg, og fasen afsluttes med en beslutning om fase 3.

• Fase 2A – den første boring Fase 2A vedrører den første boring, der typisk vil have karakter af at være en efter-forskningsboring. I modelprogrammet er der 2 år til at planlægge og gennemføre samt afrapportere om boringen. Denne første boring udføres til fuld dybde. Lagene logges dels for at fastlæg-ge dybderne til de forskellige lagtyper, dels for at lokalisere de bedste dele af sand-stensreservoirerne. Desuden giver vidensopsamlingen en indikation på, hvilke af de mulige reservoirer, der vil være bedst egnet til en geotermisk produktion. Vurderes et eller flere lag egnede, sættes der forerør og evt. filtre til det bedst egnede lag, og re-servoiret pumpetestes for at verificere, at ydeevnen er acceptabel. Principielt kan det i visse situationer alene ud fra logs afgøres, at lagene er for ringe til, at projektet bør fortsætte; det er dog ikke muligt særskilt at vurdere sandsynligheden for denne situati-ons indtræden.

• Fase 2B – den anden boring

Fase 2B vedrører den anden boring, herunder tests dels af reservoiret nær boringen, dels af den hydrauliske forbindelse (kommunikationen) mellem boringerne.

I Energistyrelsens modelprogram skal der inden 5 år og 8 måneder fra tilladelsen er givet ind-sendes en Indvindingsplan for området. Indvindingsplanen er en plan for bl.a. etableringen af overfladeanlægget og produktionen. Da størrelsen af anlægget også vil afhænge af resultater-ne af boring anden boring, vil geotermiselskabet normalt vælge, at de to boringer i Fase 2A og 2B bliver udført i umiddelbar forlængelse af hinanden. Samtidig er denne gennemførelse at foretrække af økonomiske årsager, idet bl.a. ekstra mobiliseringsomkostninger minimeres. Usikkerheden vedrører dels, om forventningerne til undergrunden opfyldes (efterforskningsrisi-ko), dels om boringen gennemføres inden for budget. Usikkerheden om boringens forventede resultat (efterforskningsrisikoen), og om den vil kunne danne basis for Fase 2B og en videreførelse af projektet, afhænger bl.a. af den forventede tyk-kelse af og dybde til reservoiret, om lagene ved de seismiske undersøgelser har kunnet følges

Side 9 af 11

fra nærliggende boringer, om reservoiret har været testet i andre boringer, samt om der er ét eller flere reservoirer, så der evt. er et alternativ som tilbagefaldsmulighed. Om usikkerhederne vedrørende boringen kan gennemføres inden for budget afhænger af, om de geologiske forhold og boreprofilet har beskrevet de virkelige forhold godt, idet der ellers kan opstå forsinkelser i boretiden pga. programændringer. Under boringen kan der desuden opstå problemer med gennemførelsen af boreprogrammet f.eks. pga. tab af udstyr i hullet eller tab af den nederste del at borehullet, der så må etableres igen. Boringen i Fase 2B har normalt en væsentlig mindre risiko end boringen i 2A, fordi dybden til reservoiret og geologien kendes. 4.1.4. FASE 3 – OVERFLADEANLÆG Fase 3 omhandler etableringen af almindelige komponenter såsom varmepumper, filtre, rørin-stallationer og bygninger. Usikkerhederne er som ved etablering af andre komponenter på energiproducerende anlæg. 4.1.5. DRIFTSFASEN I driftsfasen er der en lille risiko for, at der opstår vandkemiske problemer, der i længden vil betyde, at projektets driftsomkostninger til f.eks. oprensning eller reparationer bliver meget store. Risikoen for at anlægget helt må opgives er minimal; risikoen er størst i reservoirer, der ikke tidligere har været anvendt til geotermisk varmeproduktion, og som indeholder vand med et højt mineralindhold og salt. 4.2. FORSIKRINGSMARKEDET Det danske forsikringsmarked har endnu ikke udviklet produkter, der er skræddersyet til af-dækning af de særlige økonomiske risici, der knytter sig til efterforskning og udvinding af ved-varende energi fra geotermisk varme. Dog har Willis indtil nu ført drøftelser med nogle af de selskaber, der har erfaring fra forsikringsløsninger for andre former for vedvarende energi. Flere selskaber har tilkendegivet, at man gerne vil medvirke til at udvikle løsninger, der kan honorere udviklingsselskabernes behov for at kunne afdække en del af risikoen, der er forbun-det med efterforskning og produktion. Nogle danske selskaber tilbyder afdækning af ansvarsri-siko og risikoen for skader opstået under projektet, typisk tegnet som entrepriseforsikring med dækning for de økonomiske tab, der er forbundet med tab af boreudstyr og borestreng (Lost in Hole-dækning). Det tyske marked har i modsætning til det danske udviklet forsikringsløsninger i et samarbejde mellem forsikringsmarkedet og repræsentanter for geotermiselskaberne. I øjeblikket samar-bejder Willis med Munich Re (et af verdens førende genforsikringsselskaber) om forsikring af efterforskningsrisikoen (Exploration Risk Insurance) der dækker op til 80-90 % af geotermisel-skabets investeringer og omkostninger, hvis ikke boringerne giver det forventede resultat – kombinationen vandmængde og temperatur – effekten.

Side 10 af 11

5. OVERSIGT OVER DE ENKELTE FORSIKRINGSTYPER (OPSAMLING) De beskrevne forsikringstyper er et produkt af netop den risikovurdering, der knytter sig til et projekt som Viborg Fjernvarmes geotermiprojekt sammenkædet med ønsket om at minimere den resulterende risiko for såvel omgivelser som andelshaverne i fjernvarmeselskabet. 5.1. ANSVARSFORSIKRING Sker der alvorlige skader på omgivelserne er der tegnet forsikring med væsentlige forsikrings-summer (indtil kr. 300.000.000 pr skade og indtil kr. 600.000.000 pr år jfr. nedenstående).

• Krav til ansvarsforsikring Ansvarsforsikring i overensstemmelse med Energistyrelsens krav til forsikringsdækning i de respektive faser.

Den lovpligtige forsikring skal dække, at en rettighedshaver har den nødvendige finan-sielle baggrund til at opfylde undergrundslovens krav (§ 35) om, at ”en rettighedshaver skal erstatte skader, der forvoldes ved den i henhold til tilladelse udøvede virksomhed, selv om skaden er hændelig”. Skaderne vedrører skade på anlæg, personer og skade på tredjepart. Energistyrelsen har sat specifikke krav op for den lovpligtige forsikring, hvor den samlede dækning skal være mindst som følger: • Hvis der i løbet af kalenderåret udføres geotermiske boringer: 300 mio. kr. pr. skadesbegivenhed og med dækning af mindst to skadesbegivenheder i løbet af kalenderåret. Dækningen skal således være på i alt 600 mio. kr.. • Hvis der i løbet af kalenderåret udføres bygge- og anlægsarbejder:

150 mio. kr. pr. skadesbegivenhed og med dækning af mindst to skadesbegivenheder i løbet af kalenderåret. Dækningen skal således være på i alt 300 mio. kr.. • Hvis der ikke i løbet af kalenderåret udføres bygge- og anlægsarbejder eller geotermi-ske boringer:

75 mio. kr. pr. skadesbegivenhed og med dækning af mindst to skadesbegivenheder i lø-bet af kalenderåret. Dækningen skal således være på i alt 150 mio. kr.

Forsikringernes selvrisiko pr. skadesbegivenhed må ikke overskride 0,75 mio. kr.

5.2. EFTERFORSKNINGSRISIKO Økonomiske tab er forsikrede med indtil 90 % af investeringen.

• Exploration Risk Insurance (Risk of non-discovery and/or inefficiency) Efterforskningsrisikoen dækker over risikoen for ikke at finde tilstrækkeligt høje temperatu-rer eller en gennemstrømning i den geologiske forekomst, der gør det økonomisk rentabelt at producere varme eller elektricitet. Netop efterforskningsrisikoen er den del af forsikringspakken, der er mest kompliceret at definere i forhold til forsikringsmarkedet, men det er vores opfattelse, at de anvendte jordlags vandlednings egenskaber eller Transmissiviteten er en god og målbar parameter for vurderingen af risikoen, hvilket bekræftes af blandt andre Munich Re.

Side 11 af 11

Exploration Risk Insurance tegnes med følgende dækninger:

• Omkostninger til udvikling af borested • Omkostninger til boring • Omkostninger til demobilisering/retablering af borested • Finansielle omkostninger • Forsikringspræmie

Forsikringssum som første risiko. • For the non-discovery risk of the first drilling for each declared site. • For the non-discovery risk of the second drilling for each declared site. • For inefficiency risk for each declared site.


• All risks forsikring - CAR Insurance All risks entrepriseforsikring for selve arbejdet. Forsikringssummen er lig med samlet kon-traktsum. Forsikringen dækker bygherre og samtlige entreprenører og underentreprenører. Forsikringen udvides til at dække skade på eksisterende anlæg, hvilket kan være rele-vant i forbindelse med tilslutning til de eksisterende distributionsanlæg. Forsikringen kan dække entreprenørens materiel, produktionsanlæg m.v. men normalt tegner entreprenøren selv forsikring for borerig m.m.

Forsikringen etableres som all risks forsikring af projektet inkl. udvidet dækning for bore-udstyr. Forsikringen tegnes på baggrund af projektet samlede investeringer og dækker:

A. CAR/EAR Insurance

a. Boring, måling og installation af fødepumper i. Maskiner og udvidet dækning for tab af boreudstyr og borestreng ”Lost

in Hole” b. Indvindings og produktionsanlæg c. Skade på eksisterende bygninger og anlæg d. Tilslutnings- og transmissionsanlæg

Aarhus N den 13. marts 2012 Jørgen Kjærulff Nielsen, Partner

Udarbejdet Jesper Magtengaard (DFG), 01. november 2011 Kontrolleret Lars Henrik Nielsen (GEUS), 11. november 2011

Søren Berg Lorenzen (DFG), 22. november 2011 Godkendt Søren Berg Lorenzen (DFG), 18. december 2011

Redegørelse vedrørende forsikring af geotermiske reserver

F&U-projekt nr. 2011-7

Revision 0

Redegørelse vedrørende forsikring af geotermiske reserver Revision 0 F&U-projekt nr. 2011-7

C:\Users\geotermi_1\Desktop\Arbejdsfiler\Forsikringsordning\F&U-projekt nr. 2011-7 - Redegørelse vedrørende forsikring af geotermiske reserver.docx

Side 2 af 50

Indholdsfortegnelse

1 Indledning .................................................................................................................................................. 4

2 Risici for økonomiske tab i geotermiske projekter .................................................................................... 5

2.1 Faserne .............................................................................................................................................. 5

2.1.1 Forfasen – de indledende vurderinger ...................................................................................... 5

2.1.2 Fase 1 – efterforskningsundersøgelser...................................................................................... 5

2.1.3 Fase 2 – boringer ....................................................................................................................... 6

2.1.4 Fase 3 – overfladeanlæg ............................................................................................................ 7

2.1.5 Driftsfasen ................................................................................................................................. 7

2.2 Fasernes økonomiske usikkerheder .................................................................................................. 7

3 Forsikringer på markedet .......................................................................................................................... 9

3.1 Indledning .......................................................................................................................................... 9

3.2 Faserne og forsikringer ...................................................................................................................... 9

3.2.1 Den lovpligtige ansvarsforsikring............................................................................................... 9

3.2.2 Forfasen ................................................................................................................................... 10

3.2.3 Fase 1 – efterforskningsundersøgelser.................................................................................... 10

3.2.4 Fase 2 – boringer ..................................................................................................................... 11

3.2.5 Fase 3 – overfladeanlæg .......................................................................................................... 12

3.2.6 Driftsfasen ............................................................................................................................... 12

3.3 Forsikringssummer, præmier og selvrisiko ...................................................................................... 12

4 EU-projektet GEOFAR .............................................................................................................................. 14

4.1 Projektets rammer og rapporter ..................................................................................................... 14

4.2 Garantiordninger på det private marked ........................................................................................ 14

4.3 GEOFAR’s forslag til finansielle instrumenter ................................................................................. 15

4.4 GEOFAR’s forslag evalueret ud fra et dansk perspektiv .................................................................. 16

5 Forslag til statslig garantiordning for reserver ........................................................................................ 18

5.1 Indledning ........................................................................................................................................ 18

5.2 Garantiordningens overordnede principper ................................................................................... 18

5.3 Evaluering af reservoirrisici ............................................................................................................. 19

5.4 Fase 1 – efterforskningsundersøgelser ........................................................................................... 20

5.4.1 Risikovurdering ........................................................................................................................ 20

5.4.2 Garantiens omfang .................................................................................................................. 21

5.4.3 Udbetaling af garanti ............................................................................................................... 21



Side 3 af 50

5.5 Fase 2 – boringer ............................................................................................................................. 21




5.6 Fase 3 – overfladeanlæg og driftsperiode ....................................................................................... 28




6 GEUS’ evalueringsmodel ......................................................................................................................... 29

6.1 Metoder til evaluering af efterforskningsrisikoen ........................................................................... 29

6.2 Kvalitativ metode til vurdering af et interesseområdes efterforskningsrisiko forud for Fase 1 ..... 30

6.3 Semi-kvantitativ metode til bestemmelse af permeabilitet/transmissivitet og temperatur forud for Fase 2 ..................................................................................................................................................... 32

6.3.1 Den geologiske aflejringsmodel............................................................................................... 32

6.3.2 Vurdering af forkastningers betydning for kontinuitet i sandstensreservoirerne .................. 33

6.3.3 Vurdering af sandstensreservoirers egenskaber baseret på petrofysiske analyser af boringsdata .............................................................................................................................................. 34

6.3.4 Andre parametre med betydning for vurdering af produktions-potentialet .......................... 35

6.3.5 Vurdering af produktions-potentialet (PRO) for en given borelokalitet ................................. 35

6.3.6 Statistisk risikovurdering for transmissiviteten ....................................................................... 36

6.3.7 Statistisk risikovurdering for temperaturen ............................................................................ 37

7 Konklusioner ............................................................................................................................................ 38

Figurer

Figur 1: Sammenhæng mellem investeringer og risiko Figur 2: Sammenligning mellem fjernvarmeselskabets mindstekrav og reservoirets ydeevne Figur 3: Større mindstekrav betyder større risiko for fiasko Figur 4: Garantidækning Figur 5: For høje mindstekrav umuliggør garantidækning Figur 6: Er reservoirets ydeevne for ringe, kan garantien komme til udbetaling

Forsidefoto: Boring af to geotermiske brønde i Sønderborg, marts-juni 2010 (venligst udlånt af Sønderborg Fjernvarme)



Side 4 af 50

1 Indledning

Denne redegørelse er udført af Dansk Fjernvarmes Geotermiselskab og De Nationale Geologiske Undersøgelser for Danmark og Grønland (GEUS) med input fra forsikringsmæglerselskaberne Marsh og Willis. Redegørelsen er støttet af Dansk Fjernvarmes F&U-konto.

Redegørelsen beskriver risici for økonomiske tab i forbindelse med geotermiske projekter. På denne baggrund omtales de forsikringer, der er tilgængelige på det kommercielle forsikringsmarked, og hvad præmieomkostningerne og selvrisici typisk er. Desuden omtales, hvad der ikke kan forsikres, og som de enkelte projekter derfor må indregne som en yderligere selvrisiko.

Efterfølgende omtales det EU-finansierede projekt GEOFAR, der har resulteret i et forslag til en europæisk forsikring af efterforskningsrisiko. Forslaget gennemgås og kommenteres. Finansieringen af forslaget er p.t. ikke vedtaget.

Dernæst beskrives et forslag til en statslig garantiordning for reserver.

Til slut gennemgås, hvorledes De Nationale Geologiske Undersøgelser for Danmark og Grønland (GEUS) på en systematisk og ensartet måde kan undersøge de geologiske forhold i et lokalt interesseområde og på denne baggrund beskrive usikkerhederne vedrørende de vandledende egenskaber og temperaturen, således at forsikringsselskaber og fjernvarmeværker får det bedst mulige grundlag for at vurdere efterforskningsrisici og evaluere usikkerhederne for produktionen og dennes indflydelse på varmeprisen.



Side 5 af 50

2 Risici for økonomiske tab i geotermiske projekter

Usikkerhederne vedrørende geotermisk fjernvarmeproduktion ligger primært under etableringen af anlægget i modsætning til andre former for fjernvarmeproduktion, hvor de økonomiske usikkerheder primært ligger i driftsfasen.

Usikkerhederne for teknisk relaterede skader af meget stort omfang, for eksempel forurening, er relateret til undergrunden. Forsikring mod sådanne skader er lovpligtig.

For at mindske de tekniske og økonomiske usikkerheder og eventuelt tilhørende økonomiske tab etableres geotermiske anlæg i faser, og de geologiske forhold revurderes i de enkelte faser på baggrund af ny viden opnået i de(n) foregående fase(r). Herigennem opnås det bedst mulige beslutningsgrundlag for at fortsætte ind i den næste fase. Først beskrives faserne, og dernæst beskrives usikkerhederne for de enkelte faser.

2.1 Faserne Den efterstående beskrivelse af faser er en udvidet beskrivelse af de faser, som Energistyrelsens modelansøgning følger:

2.1.1 Forfasen – de indledende vurderinger

I Forfasen indgår fjernvarmeselskabet aftaler med rådgivere med ekspertise inden for geotermisk efterforskning og indvinding, og der fremskaffes et foreløbigt datagrundlag for, at der kan udføres en teknisk og økonomisk vurdering af de geotermiske muligheder. I det forannævnte datagrundlag er der taget stilling til, hvordan eventuel nødvendig drivvarme kan fremskaffes, ligesom en orientering af de varmeplanlæggende myndigheder normalt finder sted. Der udarbejdes en foreløbig prospektvurdering, og ser projektet herunder økonomien attraktiv ud, indsendes herefter en ansøgning til Energistyrelsen om tilladelse til efterforskning og indvinding af geotermisk energi.

Behandling af ansøgningen vil normalt tage 4 – 6 måneder.

Investeringen er typisk under 0,5 mio. DKK for fasen.

2.1.2 Fase 1 – efterforskningsundersøgelser

Imødekommes ansøgningen, er der i Energistyrelsens modeltilladelse 1 år til at gennemføre og rapportere en mere detaljeret vurdering af de geologiske forhold i undergrunden i det lokale interesseområde og dermed de indvindingsmæssige muligheder for geotermisk energi i området. Den geologiske vurdering vil oftest være baseret på tidligere efterforskningsdata fra dybe boringer og ældre seismiske data, der kan indhentes hos GEUS. På basis af den foreløbige geologiske model for lokalområdet vurderes det om projektet skal fortsætte. Hvis potentialet vurderes at være tilstrækkelig positivt, vurderes og beskrives omfanget af nødvendige nye seismiske undersøgelser, som skal udføres for at verificere, at de forventede formationer og reservoirer er til stede i passende dybder og tykkelser. Endvidere skal de nye seismiske data lokalisere eventuelle større forkastninger, som kan bryde reservoirernes kontinuitet i området, samt fastlægge et velegnet område for placering af boringerne. Omfanget af det seismiske program afhænger af undergrundens geologiske kompleksitet, kvaliteten af de eksisterende seismiske data i området, tætheden



Side 6 af 50

af linjeføringen og af, hvor langt der er til dybe boringer, der vurderes at være geologisk repræsentative for interesseområdet.

Godkendes det seismiske program af Energistyrelsen, er der i modeltilladelsen 2 år til at gennemføre og tolke de seismiske undersøgelser samt beslutte, om en efterforskningsboring skal gennemføres.

Efter at de seismiske undersøgelser er gennemført, revurderes de geotermiske indvindingsmuligheder, og er de positive, indstiller fjernvarmeselskabet normalt til Energistyrelsen, at en første boring gennemføres.

Investeringen er typisk 1 – 10 mio. DKK for fasen.

2.1.3 Fase 2 – boringer

Fase 2, der for et doublet-anlæg vedrører 2 boringer og tests heraf, har til formål at lokalisere de produktive sandstenslag og teste lagene, herunder vurdere temperatur, vandledende egenskaber, vandkemi samt hydraulisk forbindelse mellem boringerne. Forventet energiomsætning og økonomi revideres ved udgangen af fasen. Ved et positivt udfald kan boringerne indgå i etableringen af et producerende anlæg, og fasen afsluttes med en beslutning om igangsættelse af Fase 3 (se punkt 2.1.4 nedenfor).

• Fase 2A vedrører den første boring, der typisk vil have karakter af at være en efterforskningsboring. I Energistyrelsens modelprogram er der 2 år til at planlægge, gennemføre, vurdere og afrapportere boringen. Den første boring udføres til fuld dybde. De gennemborede lag undersøges ved at udføre en række petrofysiske målinger i borehullet (logs), som beskriver de geologiske lags fysiske beskaffenhed. Disse logs benyttes til at fastlægge dybderne til de forskellige lagtyper, deres sammensætning og egenskaber samt til at lokalisere de bedste dele af sandstensreservoirerne. Loggene danner således grundlaget for en vurdering af hvilket af de mulige reservoirer, der vil være bedst egnet til en geotermisk produktion. Vurderes et eller flere lag egnede, sættes der forerør og eventuelt filtre til det bedst egnede lag, og reservoiret prøvepumpes for at verificere, at ydeevnen er acceptabel. Principielt kan det i visse situationer alene ud fra logs afgøres, at lagene er for ringe til, at projektet bør fortsætte, men sandsynligheden for at denne situation opstår, er ikke mulig at fastsætte særskilt.

Investeringen i den første boring er typisk 35 – 55 mio. DKK svarende til ca. 55 % af Fase 2’s totale omkostninger.

• Fase 2B vedrører den anden boring og herunder test dels af reservoiret nær boringen og dels af den hydrauliske forbindelse (kommunikationen) mellem boringerne.

Investeringen i den anden boring og kommunikationstesten er typisk 35 – 45 mio. DKK svarende til ca. 45 % af Fase 2’s totale omkostninger.

I Energistyrelsens modelprogram skal der – såfremt et anlæg ønskes etableret – inden 5 år og 8 måneder fra tilladelsen er givet blandt andet indsendes en indvindingsplan for området, hvilket vil sige en plan for etableringen af overfladeanlægget og igangsættelsen af produktionen. Da størrelsen af anlægget også vil afhænge af resultaterne af boring 2, vil fjernvarmeselskabet normalt vælge, at de 2 boringer i Fase 2A og 2B bliver udført i umiddelbar forlængelse af hinanden, med mindre resultaterne af testen af den første boring



Side 7 af 50

er så skuffende, at projektet må opgives. Samtidig er en udførelse af de to boringer i umiddelbart forlængelse af hinanden at foretrække af økonomiske årsager, idet blandt andet mobiliseringsomkostninger minimeres.

2.1.4 Fase 3 – overfladeanlæg

Fase 3, der vedrører etableringen af overfladeanlægget, har ingen særlige risici ud over de normalt forekommende risici i større anlægsprojekter.

Investeringerne i Fase 3 for et anlæg med 2 boringer er typisk af størrelsen 60 – 120 mio. DKK. Dertil kommer omkostninger til for eksempel etablering af drivvarme til varmepumperne, forbindelse til fjernvarmenettet, udledning til havet, m.v., som vil være stærkt afhængige af de lokale forhold.

2.1.5 Driftsfasen

Driftsfasen har en lille risiko for, at der opstår vandkemiske problemer, der i længden gør, at projektets driftsomkostninger til for eksempel oprensning eller reparationer bliver store. Risikoen for, at anlægget helt må opgives, er minimal, men må siges at være størst i reservoirer, der ikke tidligere er produceret, og som indeholder vand med et ekstraordinært højt mineralindhold.

2.2 Fasernes økonomiske usikkerheder Forfasen indeholder aktiviteter af relativ begrænset økonomisk omfang. Aktiviteterne adskiller sig ikke væsentlig fra andre vurderinger, som fjernvarmeselskabet løbende foretager for at være på forkant med udviklingen af alternativer inden for fjernvarmeproduktionen. Forfasen kan i visse tilfælde ende med, at der ikke er grundlag for at ansøge om en geotermisk tilladelse, men omfanget af de økonomiske omkostninger er begrænsede, og der er generelt ikke et behov for at etablere en forsikringsdækning.

Fase 1 har omkostninger normalt i størrelsesordenen 1 – 10 mio. DKK, der eventuelt kan være tabt, hvis den indledende geologiske vurdering af undergrundens opbygning viser, at potentialet er lille (tynde reservoirer/lav temperatur), eller at en samlet vurdering af de ældre data sammenholdt med de nye seismiske undersøgelser viser, at en videreførelse af projektet vurderes negativt på grund af resultatet af kortlægningen af de geologiske forhold (efterforskningsrisiko). Desuden kan der komme ekstraordinære omkostninger i forbindelse med selve gennemførelsen, dels ved forsinkelser i gennemførelsen for eksempel på grund af vejrliget, og dels ved ekstraordinære beskadigelser af bygninger, veje og drænledninger, m.v.

Fase 2A vedrører udførelse af en boring af efterforskningsmæssig karakter, hvor usikkerheden er knyttet til, om forventningerne til undergrunden opfyldes (efterforskningsrisiko), og om boringen kan gennemføres inden for det fastlagte budget.

Usikkerheden om boringens forventede resultat (efterforskningsrisikoen) afhænger af undergrundens opbygning og kompleksitet samt af det datagrundlag, der har ligget til grund for udarbejdelsen af den geologiske model og dermed den geologiske prognose for boringen. Sikkerheden i boreprognosen afhænger blandt andet af, om lagene har kunnet følges fra nærliggende boringer til interesseområdet via seismiske linjer, af reservoirets tykkelse og egenskaber, om reservoiret har været testet i tidligere boringer, samt om der er ét eller flere reservoirer i området, så der eventuelt er et alternativ som tilbagefaldsmulighed.



Side 8 af 50

Usikkerhederne knyttet til boringens gennemførelse inden for budgettet afhænger af, om de geologiske forhold og boreprognosen har beskrevet de virkelige forhold tilstrækkeligt præcist, idet der ellers kan opstå forsinkelser i boretiden på grund af programændringer. Under boringen kan der desuden opstå tekniske problemer med gennemførelse af boreprogrammet for eksempel på grund af tab af udstyr i hullet, ustabilitet eller kollaps af borehullet, der så må etableres igen.

Boringen i Fase 2B har normalt en væsentlig mindre risiko end boringen i 2A, fordi de gennemborede lags egenskaber og dybden til reservoiret nu kendes.

Fase 3 omhandler etableringen af almindelige komponenter så som varmepumper, filtre, rørinstallationer og bygninger. Usikkerhederne er som ved etablering af andre komponenter på energiproducerende anlæg.

Sammenhængen mellem investeringer og risiko fremgår af figuren nedenfor:

Figur 1: Sammenhæng mellem investeringer og risiko

Risik

oniv

eau

/ Akk

. inv

este

ring

Høj

Moderat

Lav

Tid

Fase 1 -Seismik

Fase 2 -Boringer

Fase 3 -Overfladeanlæg

Drift

Meget lav

Tolket seismik og boreprognose foreligger

1. boring testet

2. boring testet

Akkumuleret investering



Side 9 af 50

3 Forsikringer på markedet

3.1 Indledning Geotermiske projekter er i forsikringsmæssig sammenhæng en relativ ny projektform, hvor aktørerne, de private forsikringsselskaber og fjernvarmeværkerne, endnu ikke har fundet en arbejdsform, hvor usikkerheder ud fra objektive kriterier kan estimeres og resultere i en fastsættelse af præmiernes størrelse.

En af betingelserne for, at præmier kan estimeres og nå det lavest mulige leje er, at usikkerhederne er velbeskrevne, og at der etableres et erfaringsgrundlag hos forsikringsselskaberne for at vurdere omkostningernes størrelse for de specifikke projekter.

Den normale måde at forsikre et projekt på er, at fjernvarmeselskabet anvender en forsikringsmægler til at etablere en passende forsikringspakke, hvor en række forsikringsselskaber dækker betydelige dele af omkostningerne, hvis projektet ikke går som planlagt. Forsikringsselskaberne dækker ikke alle omkostninger, i det der vil være en selvrisiko indbygget i alle forsikringsprodukter, og der er desuden tabsgivende forhold, der ikke kan forsikres, og derfor ikke dækkes. I arbejdet med at beskrive en normal forsikringspakke, har forsikringsmæglerfirmaet Marsh givet et omfattende bidrag inkl. præmieestimater, mens forsikringsmæglerfirmaet Willis har givet et kvalitativt input til beskrivelsen.

I det følgende beskrives forsikringsdækningsmulighederne og lovpligtige krav i de forskellige faser, og der fokuseres også på, hvad der ikke kan dækkes, men som fjernvarmeselskabet må indregne som usikkerhed i budgetterne. Dansk Fjernvarmes Geotermiselskab har udviklet en overordnet model for, hvorledes sandsynlighederne for budgetafvigelser kan indregnes i budgetterne. Denne model ligger dog primært uden for rammerne af denne redegørelse og er derfor ikke beskrevet nærmere her.

3.2 Faserne og forsikringer

3.2.1 Den lovpligtige ansvarsforsikring

Den lovpligtige ansvarsforsikring skal sikre, at en rettighedshaver har den nødvendige finansielle baggrund til at opfylde undergrundslovens krav (§ 35) om, at ”en rettighedshaver skal erstatte skader, der forvoldes ved den i henhold til tilladelsen udøvede virksomhed, selv om skaden er hændelig”. Skaderne vedrører skade på anlæg, personer og på tredjepart.

Energistyrelsen har i oktober 2011 udmeldt specifikke krav til den lovpligtige forsikring, hvor den samlede dækning skal være mindst som følger:

• Hvis der i løbet af kalenderåret udføres geotermiske boringer: 300 mio. DKK pr. skadesbegivenhed og med dækning af mindst to skadesbegivenheder i løbet af kalenderåret. Dækningen skal således være på i alt 600 mio. DKK.

• Hvis der i løbet af kalenderåret udføres bygge- og anlægsarbejder: 150 mio. DKK pr. skadesbegivenhed og med dækning af mindst to skadesbegivenheder i løbet af kalenderåret. Dækningen skal således være på i alt 300 mio. DKK.



Side 10 af 50

• Hvis der ikke i løbet af kalenderåret udføres bygge- og anlægsarbejder eller geotermiske boringer: 75 mio. DKK pr. skadesbegivenhed og med dækning af mindst to skadesbegivenheder i løbet af kalenderåret. Dækningen skal således være på i alt 150 mio. DKK.

Forsikringernes selvrisiko pr. skadesbegivenhed må ikke overskride 0,75 mio. DKK.

Kravene til den lovpligtige forsikring er gældende fra og med kalenderåret, hvor de første boreoperationer påbegyndes til og med kalenderåret, hvor boringerne bliver permanent lukket.

Forsikringen vil normalt have et forløb som følger:

• For Forfasen og Fase 1 forventes det ikke, at der nogen lovpligtige forsikringskrav1, og der pågår heller ingen operationer, der kan medføre væsentlige uforudseelige skader, ud over de skader som er omfattet af den almindelige entrepriseforsikring.

• I Fase 2 vedrørende boringer skal forsikringen dække 600 mio. DKK. Varigheden er normalt 1 år. • I Fase 3 vedrørende overfladeanlæg skal forsikringen dække 300 mio. DKK. Varigheden er normalt 2

år. • I Driftsfasen skal forsikringen dække 150 mio. DKK. Varigheden er normalt 30 år.

Den årlige forsikringspræmie forventes at blive i størrelsesordenen 0,1 % af forsikringssummen. Da der endnu ikke er nogen væsentlige erfaringer med denne type forsikring, må præmiens størrelse dog siges at være behæftet med stor usikkerhed.

3.2.2 Forfasen

Forsikring i forbindelse med Forfasen er ikke relevant som beskrevet i 2.2 ovenfor.

3.2.3 Fase 1 – efterforskningsundersøgelser

Forundersøgelsernes omkostninger er primært relateret til etablering af en geologisk model og gennemførelse af seismiske undersøgelser til supplering af eksisterende ældre seismiske data.

Fasens budget bør dække de normalt forekommende omkostninger til gennemførelsen, herunder markskadeserstatninger og retablering af eventuelt beskadigede dræn og markveje med videre.

Ved gennemførelsen bør der tages hensyn til nærtliggende bygninger, hvor der bør udføres en forudgående fotografering af eksisterende sætningsskader og lignende, mens der under dataindsamlingen bør monteres accelerometre på husfundamenter til afpasning af vibrationsenergien, når en nærgående linjeføring af de seismiske undersøgelser er nødvendig.

Der kan tegnes en forsikring til dækning af ansvar blandt andet over for personskader og tingsskader, der ikke kan forudses, og som vil kunne få et betydeligt omfang, for eksempel beskadigelse af større gas- eller elledninger eller miljø- og forureningsskader for eksempel opstået ved skader på olietanke. Forsikringen er en såkaldt entreprise- og ansvarsforsikring (CAR Insurance).

1 Energistyrelsen overvejer pt. den administrative fortolkning af Undergrundslovens ansvarsbestemmelser i relation til de seismiske forundersøgelser.



Side 11 af 50

En anden type forsikring, der kan være relevant, er en efterforskningsrisikoforsikring (Exploration Risk Insurance), hvor formålet er at få afdækket den størst mulige del af risikoen for, at de seismiske undersøgelser ikke fører til positivt resultat, der kan underbygge, at projektet kan fortsætte. Denne type forsikring udbydes ikke på markedet som selvstændig forsikring for efterforskningsundersøgelser, men kan eventuelt indgå i en efterforskningsrisikoforsikring, der også dækker den første boring (se afsnit 3.2.4 nedenfor).

3.2.4 Fase 2 – boringer

Der kan i perioden med boreoperationer være tegnet en forsikring til dækning af ansvar blandt andet over for personskader og tingsskader. Forsikringen, også kaldet boreforsikringen, er en såkaldt entreprise- og ansvarsforsikring (CAR Insurance). Forsikringen kan muligvis kombineres med den lovpligtige forsikring.

Forsikringen dækker endvidere de meromkostninger, som er en direkte følge af en fysisk og uforudset skade på selve boringen under boreoperationen, og som påløber projektet, indtil boringen igen har opnået den dybde, det var opnået på skadestidspunktet. Der aftales normalt en 20 % loss ratio rabat. Hvis der opstår en skade ved den første boring, som overstiger 70 % af præmien, bortfalder rabatten ved, at der udløses en tilsvarende tillægspræmie for første boring, og der gives ikke rabat for anden boring. Hvis flere boringer udføres, kan rabatten genindtræde når loss ratio igen er under 70 % målt på den samlede præmie optjent fra forsikringens begyndelsesdato.

Normalt er skader på entreprenørmateriale herunder riggen ikke dækket af forsikringen, men er afdækket via entreprenørernes egne forsikringer.

Boreforsikringen vil normalt blive suppleret med en forsikring, der dækker tab af udstyr i hullet også kaldet Lost-in-Hole forsikring, der dækker udgifter til erstatning for udstyr, som tabes eller må efterlades i hullet inkl. omkostninger til bjergning/forsøg på bjergning. Også for Lost-in-Hole forsikringen kan der aftales en loss ratio rabat. Præmieraten afhænger af den teknologi, der anvendes ved boringen, og ikke mindst af den højeste værdi af borekrone, muddermotor, måleudstyr, mv. kaldet Estimated Maximum Loss, EML. EML er samtidig den højeste dækningssum, der kan tilbydes, dog højst typisk ca. 4,5 mio. DKK pr. boring. Dette er ofte for lidt, blandt andet hvis der anvendes udstyr i hullet, der udfører målinger under boring (measurements while drilling, MWD), hvor udstyret kan koste i størrelsesordenen 20 mio. DKK. Der er således her ofte en reel selvrisiko på op til 10 – 15 mio. DKK.

En anden type forsikring, der kan være relevant, er en efterforskningsrisikoforsikring (Exploration Risk Insurance), hvor formålet er at få afdækket risikoen for, at succeskriterierne for projektet i relation til undergrunden ikke opfyldes, og projektet helt må opgives. Forsikringen kan eventuelt tegnes, så den også dækker de seismiske undersøgelser. Præmien for efterforskningsrisikoforsikringen afhænger blandt andet af reservoirernes dybde, tykkelse og udbredelse.

Omkostningerne til de forskellige forsikringer vil i øvrigt være afhængige af, hvilken ekspertise boreorganisationen har, hvilket udstyr (herunder borerig) der entreres med, samt hvor godt projektets usikkerheder er beskrevet, og hvilke tiltag der er gjort for at nedbringe risici. Desuden er det af stor betydning, hvilke krav til undergrundens ydelser fjernvarmeselskabet stiller som succeskriterier, og derved til, hvilken risiko fjernvarmeselskabet selv vil bære. Det er derfor vigtigt, at flest mulige oplysninger gives til forsikringsselskaberne.



Side 12 af 50

3.2.5 Fase 3 – overfladeanlæg

Under udførelse af overfladeanlægget, kan der tegnes en entreprise- og montageforsikring (CAR Insurance), der dækker tab og skade i forbindelse med opførelse af bygninger og installationer. Forsikringspræmierne er de sædvanlige for opførelse af energianlæg.

3.2.6 Driftsfasen

Driftsforsikringen kan tegnes ved en udvidelse af bygherrens eksisterende erhvervsforsikringer for bygninger, produktionsudstyr og øvrigt løsøre, for eksempel vedrørende brand-, vand- og stormskader. Driftsforsikringen dækker ikke problemer med at producere fra eller injicere til undergrunden.

Selvrisikoen er 25.000 – 50.000 DKK og de årlige præmier er på 0,15 – 0,20 % af den samlede forsikringsværdi af de omfattede genstande.

3.3 Forsikringssummer, præmier og selvrisiko Der er efterstående vist et eksempel på, hvad det typisk vil koste at tegne de omtalte forsikringer, der vedrører anlægsfaserne:

ForsikringssumNettopræmie

(% af forsikringssum)

Nettopræmie Selvrisiko

MDKK MDKK MDKK

Borearbejde 600 0,1 ***) 0,60 0,75 *)

Overfladeanlæg 300 0,1 ***) 0,60 0,75 *)

10 0,2 0,02 0,02 *)

45 3,5 1,58 1,8840 3,5 1,40 1,88

4,5 12 0,54 0,90 **)

4,5 12 0,54 0,90 **)

50 20 10,00 5,00

40 20 8,00 4,00

90 0,35 0,32 0,02 *)

23,59

15 3,54

27,13*) Pr. skade

**) 20 % af skadeudgi ften

***) Der er ta le om en årl ig præmie - borefasen er sat ti l 1 år og overfa ldeanlæggene ti l 2 år

Mæglersalær

I alt i anlægsperioden

Lost-in-Hole forsikring – 1. boringLost-in-Hole forsikring – 2. boringEfterforskningsrisikoforsikring – 1. boring og seismikEfterforskningsrisikoforsikring – 2. boringAll Risk Enterprise og montageforsikring – overfladeanlægSum i anlægsperiode

Forsikring

Den lovpligtige ansvarsforsikring

All Risk Enterprise- og ansvarsforsikring – seismikBoreforsikring – 1. boringBoreforsikring – 2. boring



Side 13 af 50

I eksemplet er omkostningerne til efterforskningsundersøgelserne sat til 5 mio. DKK, mens omkostningerne til boringerne er sat til i alt 85 mio. DKK. Omkostningerne til overfladeanlæg er sat til 90 mio. DKK. For præmiestørrelserne er der anvendt de af forsikringsmæglerne opgivne procentstørrelser.

Omkostningerne til forsikring er således i eksemplet ca. 15 % af anlægsomkostningerne, hvilket generelt vil give en forhøjelse af varmeproduktionsprisen på ca. 6 – 7 %.

Efterforskningsrisikoforsikringerne er, som det fremgår, de dyreste at tegne. I eksemplet udgør de ca. 66 % af de samlede forsikringsomkostninger. For at nedbringe de geologiske usikkerheder, og derved skabe basis for at minimere præmierne, er der i afsnit 6 beskrevet en metode, som GEUS vil anvende for systematisk at kvantificere usikkerhederne, så de bliver sikrere at estimere.

Det er vigtigt at bemærke, at der er adskillige typer af omkostninger, der ikke kan forsikres, og hvor fjernvarmeselskabet bærer risici alene. Der kan nævnes følgende eksempler:

Fase 1 – seismiske undersøgelser:

• Almindeligt forekommende markskader og afgrødeerstatninger, der bør indarbejdes i budgettet • Forsinkelser på grund af vejrliget, for eksempel regn, sne og hård vind, der bør indregnes i

budgettets reserver med en størrelse, der er afhængig af årstiden for feltoperationerne

Fase 2 – boringer:

• Forsinkelser i gennemførelse af boringerne på grund af forskelle i planlagt boreprofil og -program i forhold til, hvad der konstateres under boreprocessen; forsinkelserne kan i nogle tilfælde minimeres, hvis der er udført seismik af god kvalitet til støtte for udarbejdelsen af en boreprognose, men der vil altid være en usikkerhed, som fjernvarmeselskabet må dække via budgettets reserver

• Forsinkelser på grund af boretekniske forhold, for eksempel tab af boremudder eller svigt af udstyr; forsinkelser medfører normalt ekstra omkostninger relateret til boreriggen, men også til udstyr og personel, der på borepladsen må afvente at komme til at udføre deres del af arbejdet

• Forsinkelser eller i værste fald opgivelse af boringen, fordi udstyr herunder borerig ikke er dimensioneret til opgaven

Generelt gælder, at forkerte beslutninger eller forkert design på grund af konsulenternes manglende erfaringer med tilsvarende opgaver kun er dækket i begrænset omfang via konsulenternes rådgiverforsikringer. Generelt gælder det derfor, at der bør entreres med konsulenter, der kan dokumentere stor erfaring inden for de pågældende opgaver.



Side 14 af 50

4 EU-projektet GEOFAR

4.1 Projektets rammer og rapporter De seneste års betydelige stigninger i prisen på fossile brændsler kombineret med de øgede krav om at nedsætte CO2-emissionerne medførte, at et EU-projekt kaldet GEOFAR (Geothermal Finance and Awareness in European Regions) blev igangsat i september 2008.

Formålet med projektet var at kortlægge, hvilke især økonomiske barrierer der hindrer udbygningen af den geotermiske sektor i EU, samt foreslå, hvorledes disse barrierer kan minimeres, så udviklingen kan accelereres.

I GEOFAR-projektet deltog 8 selskaber og institutioner fra 5 lande: Tyskland, Frankrig, Spanien, Grækenland og Portugal.

Projektet har lagt vægt på at kortlægge ikke-tekniske barrierer både inden for geotermisk varme- og el-produktion for herefter at kunne opstille et forslag til et finansielt instrument, der kan sikre, at de økonomiske risici ved at investere i geotermisk energiindvinding minimeres. Forslaget er fremlagt i rapporten ”Emerging financing scheme for fostering investment in the geothermal energy sector”, marts 2011. Rapporten kan hentes på www.geofar.eu.

På samme link kan der hentes 7 nyhedsbreve og en række andre rapporter, der giver et godt overblik over den geotermiske sektor i Europa:

• ”Non-technical barriers and the respective situation of the geothermal energy sector in selected countries”, marts 2009

• ”Financial instruments as support for the exploitation of geothermal energy”, juni 2009 • “Innovative geothermal applications”, februar 2010 • “Case studies for selected geothermal operations”, april 2010

De to første rapporter gennemgår de barrierer, som er identificeret i de enkelte lande, samt de støtteinstrumenter, der anvendes i disse lande. Rapporterne konkluderer, at hovedbarrieren er den risiko, der er forbundet med investeringen af betydelige beløb, inden der er sikkerhed for, at projektet bliver en succes.

De to næste rapporter gennemgår dels 40 eksempler på anlæg i 8 forskellige lande, herunder også fejlslagne projekter, for at rette opmærksomheden hen mod, hvad der er muligt, og hvordan projekter kan realiseres. Desuden gennemgås en række tekniske muligheder for indførelse af nye metoder til bedre udnyttelse af anlæg. Eksemplerne dækker både varme- og el-producerende anlæg.

Projektet, der var 2-årigt, lå inden for rammerne af programmet ”Intelligent Energy Europe” (IEE). GEOFAR blev afsluttet via 5 seminarer afholdt i efteråret 2010 og januar 2011.

4.2 Garantiordninger på det private marked Det tyske forsikringsmarked omtales som det marked, der er længst i udviklingen. Markedet omtales også i GEOFAR’s slutrapport ”Emerging financing scheme for fostering investment in the geothermal energy

http://www.geofar.eu/



Side 15 af 50

sector”, side 50, hvor det konkluderes, at for projekter under etablering har det i de fleste tilfælde ikke vist sig muligt at komme overens om forsikringer, der dækker risikoen vedrørende manglende reserver. Størrelsen af risikoen vurderes fra 5 % til 50 %, hvilket må formodes at forhindre enighed om blandt andet præmiestørrelser.

GEOFAR konkluderer, at risiko for manglende reserver endnu ikke er moden til at blive dækket af kommercielle forsikringsselskaber.

4.3 GEOFAR’s forslag til finansielle instrumenter GEOFAR har fremlagt sit forslag til garantiordning i rapporten ”Emerging financing scheme for fostering investment in the geothermal energy sector”, marts 2011.

Garantiordningen foreslås at omfatte alle EU lande, hvor både varme- og el-producerende anlæg skal kunne komme ind under ordningen. Ordningen skal give garantier for en delvis betaling af omkostningerne vedrørende efterforskning og udførelse af produktionsboring i de tilfælde, hvor geotermiske reserver ikke findes eller findes i utilstrækkelige mængder/kvalitet.

GEOFAR anslår, at hvis garantiordningen omfatter en beløbsramme på 450 mio. EUR (ca. 3,4 mia. DKK), og den anvendes over 5-7 år, så vil investeringerne i den geotermiske sektor kunne fordobles.

GEOFAR vurderer, at investeringerne i el-producerende anlæg er 3 – 4 gange større end i varme-producerende anlæg, og at risikoen for fejlslagne investeringer også er væsentlig større. På den anden side bemærkes, at både de miljømæssige og økonomiske fordele ved succes er tilsvarende større.

Ordningen foreslås sammensat af 3 finansielle instrumenter, der alle bliver ledet af et geotermisk risikonedsættelsesprogram (Geothermal Risk Mitigation (GeoRiMi) programme):

1. Instrument 1 omfatter medfinansiering af gennemførlighedsstudier af det geotermiske potentiale udelukkende udført af regionale eller lokale myndigheder.

2. Instrument 2 omfatter at yde delvis garanti til efterforskning for kvalificerede geotermiske projekter.

3. Instrument 3 omfatter at yde delvis garanti til udførelse af en produktionsboring for kvalificerede geotermiske reservoirer.

Instrument 1 er foreslået, fordi der særligt i østeuropæiske lande er et stort behov for finansiering af indledende studier, der vurderer projektkoncepter, sikrer kvalitet i studierne og evaluerer muligheden for etablering af offentlige-private-partnerskaber. Det maksimale beløb, der kan dække op til 90 % i støtte, er begrænset til 25.000 EUR (ca. 185.000 DKK).

Instrument 2 er en garanti på 60 % af omkostningerne af efterforskningsstudier inklusive geofysiske studier, seismiske studier og efterforskningsboringer.

Instrument 3 er en garanti på 67 % af omkostningerne af produktionsboringen.

Støtte og garantier forslås kanaliseret gennem en specialiseret finansiel institution kaldet Geothermal Risk Mitigation Programme. EU foreslås at oprette et sådant program med finansiel og ledelsesmæssig



Side 16 af 50

deltagelse af den europæiske investeringsbank (EIB) og mæglere fra den private sektor. Programmet skal sikre sig adgang til eksperter inden for geologi og indvinding.

GeoRiMi-programmet giver kun garantier relateret til risiko for manglende reserver. Alle andre risici bæres af projektoperatørerne.

Ud over de 450 mio. EUR fra EU foreslår GEOFAR følgende tre finansieringskilder:

• En garantibetaling på 6 % af de garanterede boreomkostninger. Ved 67 % dækning af 2 boringer til 75 mio. DKK betales således 3 mio. DKK forud, før arbejdet påbegyndes.

• Salg af materiel fra opgivne projekter svarende til andelen af den garanterede sum. • Betaling af en succesrate, der forfalder, når anlægget er overgået til normal drift.

Den foran nævnte betaling vil kun ved meget høje succesrater kunne få ordningen til at hvile i sig selv. Det er imidlertid GEOFAR’s vurdering, at succesraterne er relativt lave, hvilket vil medføre, at den væsentligste del at garantibeløbene vil komme til udbetaling.

4.4 GEOFAR’s forslag evalueret ud fra et dansk perspektiv GEOFAR’s forslag er i vid udstrækning opbygget til støtte for el-producerende projekter, der indtil videre har en relativ lille succesrate, men som via øgede aktiviteter eventuelt kan modnes til at blive af stor betydning for den geotermiske sektor i EU. For at opstille et muligt basisscenario for GeoRiMi-programmet anvender GEOFAR blandt andet følgende forudsætninger:

• Succesrate for efterforskningsfasen (det vil sige geologisk model baseret på eksisterende boringer og nye seismiske data) – 25 %

• Succesrate for borefasen (det vil sige 1. og 2. boring, når efterforskningsfasen er en succes) – 35 %

Det betyder, at 3 ud af 4 projekter påregnes opgivet efter efterforskningsfasen (geologisk model baseret på eksisterende boringer og nye seismiske data), og at yderligere 2 ud af 3 projekter påregnes opgivet efter borefasens 1. eller 2. boring.

Der lægges vægt på, at både varmeproducerende og el-producerende projekter støttes og garanteres, samt at der tages geografiske hensyn under tildelingen. I basisscenariet påregnes knapt 100 projekter at blive garanteret i efterforskningsfasen, og knapt 50 projekter at blive garanteret i borefasen, før beløbsrammen på 450 mio. EUR er udfyldt.

Under danske forhold, hvor projekterne alene er varmeproducerende, og reservoirerne er baseret på sandstensformationer og ikke opsprækket grundfjeld, vurderes de ovennævnte succesrater at være alt for pessimistiske. Hvis det forudsættes, at projektlokaliteterne vælges med omhu efter en indledende screeningfase baseret på eksisterende viden efterfulgt af etablering af en foreløbig geologisk model baseret på eksisterende ældre boringer og seismiske data, skønnes det, at den gennemsnitlige succesrate for efterforskningsfasen henholdsvis borefasen er ca. 70 % henholdsvis ca. 90 %.

GEOFARs forslag har flere forhold, man bør være opmærksom på:



Side 17 af 50

• Forslaget er ikke godkendt endnu, og via personlig kontakt til nøglepersoner fra GEOFAR-projektet må det konstateres, at der er en betydelig usikkerhed for, om projektet kan vinde tilstrækkelig tilslutning til, at ordningen faktisk implementeres.

• Garantierne vurderes at udgøre for lille en procent af omkostningerne til, at risikoen er minimeret tilstrækkeligt til, at investeringer er attraktive.

• Garantierne er begrænset til efterforskning og boringer. Mere langsigtede problemer med produktionen, der opstår, når der også er investeret i overfladeanlæg, er ikke dækket.

• Beløbsrammen påregnes at omfatte både el- og varme-producerende projekter, der skal være geografisk fordelte. Skønnes det, at halvdelen af de 50 projekter, der kan opnå støtte i borefasen, er varmeproducerende, må det påregnes, at Danmark næppe opnår støtte til mere end 1 -2 projekter, hvilket er utilstrækkeligt til generelt at fremme en dansk udvikling på området.

• Evalueringsmekanismen for projekterne er endnu ikke etableret, men det er foreslået, at dette sker individuelt for de enkelte projekter, ligesom det ikke er de samme personer, der evaluerer projekterne.

• Det må forventes, at det vil tage måneder at udvikle og ensrette mekanismerne og udvælge eksperterne.

• Det må desuden forventes, at behandlingen af de enkelte garantier vil være tidskrævende, hvorfor det bør undgås, at behandlingen ligger på tidsplanernes kritiske vej.

• Det er en ulempe, at programmet er begrænset til 5 – 7 år, idet sektoren på så få år næppe kan nå at modnes, så garantiordninger er overflødiggjorte. Udviklingen for sektoren kan derfor blive bremset igen.

Det må konstateres, at GEOFAR’s forslag ikke er omfattende nok og ikke løser de danske projektejeres problemer, selv om det delvist kan hjælpe 1 – 2 projekter.



Side 18 af 50

5 Forslag til statslig garantiordning for reserver

Det er en barriere for udviklingen af den danske geotermiske energisektor, at der for øjeblikket ikke eksisterer forsikringer, der er tilpasset sektoren, og som kan dække risikoen for, at reserverne ikke er til stede – en såkaldt efterforskningsrisikoforsikring (Exploration Risk Insurance). Ved reserver forstås de varmemængder, der kan produceres til en for fjernvarmeselskabet acceptabel pris.

Hverken EU via GEOFAR-modellen eller det private forsikringsmarked har løsninger, der tilgodeser danske fjernvarmeselskabers behov for en ordning, som

• er permanent, • fra begyndelsen er gennemsigtig vedrørende betingelserne, • er fleksibel vedrørende fjernvarmeselskabets valg af grænse for acceptable vandledende

egenskaber (transmissivitet) og temperatur, • dækker alle faser og investeringer, • har acceptable egenomkostninger, • og styres af et organ med indgående viden om dansk undergrund og danske produktionsforhold.

Med et udgangspunkt i, at staten ud fra et samfundsmæssigt perspektiv vil bidrage til at mindske denne barriere for den geotermiske sektor, er der efterstående beskrevet et forslag til en garantiordning i statsligt regi.

5.1 Indledning Formålet med en garantiordning for geotermiske reserver er, at den kan begrænse det tab, der opstår, hvis forventningerne til undergrundens egenskaber skuffes.

Garantiordningen giver kun en delvis dækning af investeringerne for at sikre, at alle interessenter gennem hele projektet har fælles mål, hvor det undgås, at der kan være et økonomisk incitament til at opgive projektet, når boringer og anlægsetablering kan bringes til at blive operationelle. Garantiordningen inddeles efter projektets faser:

• Fase 1, der vedrører etablering af geologisk model, seismiske undersøgelser og andre forundersøgelser, dækkes med op til 80 % af omkostningerne ved opgivelse af projektet.

• Fase 2, der vedrører boringer og tests, dækkes med op til 85 % af omkostningerne ved opgivelse af projektet.

• Fase 3, der vedrører geotermiske overfladeanlæg (eksklusive drivvarmeanlæg), dækkes med op til 90 % af omkostningerne ved opgivelse af projektet.

5.2 Garantiordningens overordnede principper Staten etablerer garantiordningen via oprettelse af en fond med en startkapital på 20 mio. DKK og underliggende trækningsrettigheder på minimum 150 mio. DKK.

De overordnede retningslinjer for fonden og garantiordningens forvaltning er:



Side 19 af 50

• Fonden skal tilstræbes at kunne fungere over en lang årrække, hvorfor fondens midler skal søges at blive holdt intakt. Projekter, der ansøger om garanti, skal evalueres individuelt, og fonden skal afpasse sine tilbud om garantiandel og derved projekternes selvrisiko efter størrelsen af risici.

• Det er gratis for et projekt at få stillet en garanti, men garantiens dækning er afhængig af risikovurderingen, ligesom projekter kan være så usikre, at der ikke gives noget tilbud om garanti.

• Garantiordningen og fonden administreres af en bestyrelse, som bistås af et sekretariat. • Bestyrelsen skal inden for de enkelte projekter afveje disses risici og dækningsandel mod hinanden,

således at dækningsandelen for det enkelte projekt, og derved projektets selvrisiko, justeres i forhold til projektets totale risiko. Bestyrelsen beslutter, om forsikring skal afslås eller tilbydes, og hvad dækningsandelen i så fald skal være.

• Fonden får en startkapital på 20 mio. DKK og underliggende trækningsrettigheder på minimum 150 mio. DKK.

• Fonden dækker omkostningerne vedrørende driften af garantiordningen, herunder bestyrelsens og sekretariatets arbejde og evalueringen af de enkelte projekter.

• Desuden betaler fonden for de stillede garantier i forsikringerne, når projekter må opgives. • Når den første garanti for et fjernvarmeselskab er etableret, overvåges fondens indestående

løbende. • Der indkaldes beløb fra Staten, hvis Fondens indestående bliver mindre end 3 mio. DKK, så Fonden

suppleres op til 20 mio. DKK. Tilsvarende skal de underliggende trækningsrettigheder altid være på minimum 150 mio. DKK.

Da etablering af en forsikring ofte kan ligge på kritisk vej for et projekts tidsplan, må langsommelige administrative processer undgås, hvis ordningen skal blive en succes.

Det er afgørende, at garantiordningen sikres adgang til den bedste tekniske kompetence på området. Bestyrelsen sammensættes af repræsentanter med viden om geologi, risikovurdering og fjernvarmeproduktion. Sekretariatet placeres i Energistyrelsen.

Fonden etableres hos Energistyrelsen, der administrerer fonden. Der gennemføres ekstern revision.

5.3 Evaluering af reservoirrisici Evalueringen af reservoirrisici for en specifik lokalitet er relateret til tilstedeværende reserver og falder i to grupper:

• Undergrundens parametre • Fjernvarmeselskabets maksimalt acceptable varmeproduktionspris

Samspillet mellem undergrundens parametre og den acceptable varmeproduktionspris resulterer i en samlet risiko for, om reserverne er til stede, og ud fra denne risiko fastlægger fondens bestyrelse garantiens maksimale dækning.

Definitionen på reserver er de varmemængder, der kan produceres fra undergrunden til en varmepris, der er under eller lig den for fjernvarmeselskabet maksimalt acceptable.



Side 20 af 50

5.4 Fase 1 – efterforskningsundersøgelser GEUS foretager på vegne af fjernvarmeselskabet evalueringen af risici vedrørende undergrunden.

For Fase 1, der normalt vedrører etablering af en geologisk model for undergrunden i det lokale interesseområde baseret på nærliggende eksisterende seismiske data og boringer samt nye moderne seismiske undersøgelser, er usikkerhederne primært relateret til undergrundens kompleksitet, og til hvorvidt geologiske data fra ældre boringer kan følges frem til en borelokalitet i interesseområdet via det samlede seismiske datasæt. Det er afgørende, om en robust geologisk model for undergrundens opbygning kan etableres for det område, hvorfra der skal indvindes geotermisk varme. I de fleste tilfælde kan formationsgrænser identificeres i eksisterende dybe boringer og følges via seismiske data ind i et interesseområde, hvorved tykkelsen og dybden af de geologiske lag kan vurderes med en rimelig præcision.

I kombination med GEUS’ regionale geologiske modeller kan net sand tykkelserne2 derefter estimeres, forudsat at den geologiske model er nogenlunde korrekt. De enkelte sandstenslag kan normalt ikke skelnes, da opløseligheden for seismiske data er ca. 20 – 30 m på de relevante dybder. De seismiske data giver også et billede af, om undergrunden i interesseområdet er relativt uforstyrret eller stærkt deformeret af bevægelser (foldninger og forkastninger) efter dannelsen af formationerne. Folder og forkastninger medfører ofte, at den geologiske model er behæftet med større usikkerhed, da det kan være vanskeligt at følge laggrænserne. Endvidere kan forkastninger danne hydrauliske barrierer, idet de helt eller delvist bryder lagenes kontinuitet eller er uigennemtrængelige for vand.

5.4.1 Risikovurdering

GEUS evaluerer fjernvarmeselskabets interesseområde ud fra datatæthed, datakvalitet og den geologiske model for reservoirets (-ernes) usikkerhed relateret til ekstrapolation af de relevante parametre. Se afsnit 6.2.

Klassificeringen af interesseområdet afspejler den usikkerhed, der er vedrørende vurdering af undergrundens sammensætning i området, og dermed med hvilken sikkerhed vurderingen af risikoen, der ønskes dækket under garantien, kan udføres med. Resultatet er, at selvrisikoens størrelse øges, jo vanskeligere risikovurderingen er.

Fondens bestyrelse kan afslå at udstede en garanti, hvis den finder, at projektet med overvejende sandsynlighed kan ende med en teknisk og/eller økonomisk fiasko. Normalt vil en sådan vurdering være baseret på, at bestyrelsen har en mere pessimistisk vurdering end fjernvarmeselskabet af undergrundens produktivitet ved lokaliteten og/eller størrelsen af de nødvendige investeringer.

Bestyrelsen kan foreslå, at særlige undersøgelser bliver gennemført for ansøgers regning, hvor et positivt resultat af undersøgelserne kan gøre projektet værdigt til forsikring. For eksempel vil den kemiske sammensætning af reservoirets porevæske i særlige tilfælde kræve en afklaring af, hvordan langtidsproduktion kan foregå.

2 Den samlede tykkelse af en formation bestående af lersten, sandsten, mv. benævnes normalt gross tykkelsen, mens den samlede tykkelse af formationens sandstenslag benævnes net sand tykkelsen.



Side 21 af 50

5.4.2 Garantiens omfang

Ved udstedelse af garantien vurderes klassificeringen, og garantiandelen sættes i forhold hertil som følger:

• Lav risiko – garantien dækker 80 % af fasens budget • Middel risiko – garantien dækker 70 % af fasens budget • Høj risiko – garantien dækker 60 % af fasens budget

Garantien skal være udstedt, før operationerne i felten påbegyndes. Efter fasen er gennemført, justeres budgettet i forhold til de faktiske omkostninger.

5.4.3 Udbetaling af garanti

Garantien kommer til udbetaling ved afslutningen af Fase 1, hvis fondens bestyrelse vurderer, at ingen af reservoirformationerne kan identificeres på de seismiske profiler ved lokaliteten, eller hvis alle reservoirernes net sand tykkelse må vurderes halveret eller mere i forhold til forventet, og projektet opgives før Fase 2. Garantien kommer desuden til udbetaling, hvis projektet opgives på et tidspunkt efter første boring, og der udbetales garanti vedrørende omkostninger relateret til Fase 2 og eventuelt Fase 3.

Flere reservoirformationer giver flere muligheder for succes, mindre risiko for udbetaling af garantien og for, at selvrisikoen kommer i spil.

5.5 Fase 2 – boringer


Når Fase 1’s resultater er indhøstede, er det bedst mulige grundlag for en evaluering af undergrundens egenskaber tilvejebragt. Forskellige projekter vil stadig have forskellig risiko for eksempel på grund af:

• Forskellig sikkerhed i datagrundlaget; for eksempel kan boringerne, der ekstrapoleres fra, have forskellig kvalitet af data, herunder beskrivelse af borespåner, sidevægskerner, konventionelle kerner, typer af borehulslogs og deres kvalitet m.v., ligesom reservoirerne kan være testede tidligere, eller det kan være uprøvede reservoirer.

• Der kan være ét eller flere reservoirer. • Kemien af porevæsken i reservoirerne kan være forskellig.

GEUS foretager for fjernvarmeselskabet en evaluering for interesseområdet af de to vigtige parametre – transmissiviteten D (de vandledende egenskaber) og temperatur T – for hvert hovedreservoir. For transmissiviteten opstilles evalueringen som et interval med P(D)50 som den mest sandsynlige værdi og skønsmæssigt ansatte værdier for P(D)10 og P(D)90 som nedre og øvre afgrænsning af intervallet. Transmissiviteterne i intervallet antages at være tæt på log normal-fordelte.

Intervallet må påregnes at blive større, jo dårligere kendskabet til den lokale geologi er. GEUS vil ved vurderingen af transmissiviteten også så vidt muligt inddrage potentielle langtidsrelaterede problemer forårsaget af porevæskens kemiske sammensætning, hvor udfældninger kan influere væsentligt på transmissiviteten.



Side 22 af 50

Ved den normale tæthed og kvalitet af det datagrundlag, der er til rådighed forud for Fase 2, vil der for næsten alle evalueringer være en lille risiko for, at den er særdeles fejlbehæftet, så den rammer helt ved siden af. For eksempel kan en geologisk udvikling især ved stor afstand til de nærmeste boringer medføre, at der er en ændring fra et reservoir domineret af sandsten til et reservoir domineret af lersten, så transmissiviteten ved lokaliteten er lav, og reservoiret er uegnet til produktion. Endvidere kan mindre forkastninger, der ikke kan ses på de seismiske data reducere reservoirets transmissivitet. Skal sådanne forhold dækkes af intervallet, bliver intervallet så bredt, at evalueringen bliver ubrugelig til beskrivelse af parameterspredningen. Værdierne for de nederste 10 % af transmissiviteterne, der tillægges unormale geologiske variationer, medregnes derfor ikke i intervallet.

For en nærmere gennemgang af, hvorledes GEUS evaluerer transmissiviteten og temperaturen og de dertil hørende usikkerheder for et givet område, henvises der til afsnit 6.3.


Fjernvarmeselskabet evaluerer, hvad varmeprisen vil blive ved de forskellige transmissiviteter og temperaturer, og fastlægger det krævede produkt af transmissivitet og temperatur, som er nødvendig for, at projektet kan videreføres. Denne værdi betegnes (D⋅T)min. En rapport om disse forhold indleveres til fonden mindst 8 uger før et eventuelt tilbud om garantistillelse ønskes. Fondens bestyrelse og sekretariat kan udbede sig supplerende oplysninger, evalueringer og baggrundsmateriale for at kunne foretage en tilfredsstillende vurdering af projektet.

Et eksempel på en sådan sammenligning af fjernvarmeselskabets mindstekrav og vurderingen af reservoirets ydeevne fremgår af figuren nedenfor:



Side 23 af 50

Figur 2: Sammenligning mellem fjernvarmeselskabets mindstekrav og reservoirets ydeevne

Øges fjernvarmeselskabets mindstekrav, øges også risikoen for, at de ikke kan indfries, hvilket er illustreret på figuren nedenfor:

log D⋅T

log D⋅T

Sand

synl

ighe

dVa

rmep

ris

(D⋅T)50 (D⋅T) 90(D⋅T)10

Acceptabel varmepris

(D⋅T)min



Side 24 af 50

Figur 3: Større mindstekrav betyder større risiko for fiasko

På baggrund af GEUS’ vurderinger af transmissiviteter og temperaturer evaluerer fonden, om en garantistillelse kan tilbydes, og hvad dækningsandelen i givet fald kan være. De generelle retningslinjer er som følger:

• Dækningsandelen er 85 % af de faktiske omkostninger under Fase 2, hvis (D⋅T)min er mindre end eller lig med P(D⋅T)10, som vurderet af GEUS.

• Dækningsandelen er 0 %, hvis (D⋅T)min er større end eller lig med P(D⋅T)50, som vurderet af GEUS. • Dækningsandelen varierer lineært i intervallet mellem P(D⋅T)10 og P(D⋅T)50.

log D⋅T

log D⋅T

Sand

synl

ighe

dVa

rmep

ris

(D⋅T)50 (D⋅T) 90(D⋅T)10


(D⋅T)min



Side 25 af 50

Figur 4: Garantidækning

Er Fase 1 omfattet af en garanti (se afsnit 5.4 ovenfor), kan garantistillelse for Fase 2 normalt forventes af fjernvarmeselskabet. Fondens bestyrelse kan dog afslå at stille en garanti, hvis den finder, at der under Fase 1 er dukket nye problemstillinger op, der kan medføre, at projektet med overvejende sandsynlighed kan ende med en teknisk og/eller økonomisk fiasko. Denne situation er illustreret på figuren nedenfor:

D⋅T

Dækn

ing

(D⋅T)50 (D⋅T) 90(D⋅T)10

85 %

0 %



Side 26 af 50

Figur 5: For høje mindstekrav umuliggør garantidækning

Garantien skal stilles, før boreoperationerne under conductor pipe eller under 100 m’s dybde påbegyndes.


Når den første boring er boret, testes denne for at fastlægge de faktiske værdier for reservoirets transmissivitet og temperatur i denne boring alene. Med reservoirets transmissivitet menes der den reelle transmissivitet ekskl. tryktab i overgangen mellem reservoir og boring (skin), som skyldes for eksempel en ufuldstændig fjernelse af mudderkagen fra boreprocessen. Såfremt produktet af de faktiske værdier for transmissivitet og temperatur – benævnt (D⋅T)boring – er lavere end (D⋅T)min kommer garantien til udbetaling, såfremt fjernvarmeselskabet vælger at opgive projektet. Denne situation er illustreret på nedenstående videreudbygning af figur 3:

log D⋅T

log D⋅T

Sand

synl

ighe

dVa

rmep

ris

(D⋅T)50 (D⋅T) 90(D⋅T)10


(D⋅T)min



Side 27 af 50

Figur 6: Er reservoirets ydeevne for ringe, kan garantien komme til udbetaling

Fortsættes projektet derimod med boring af den anden boring, skal også denne testes for at fastlægge transmissiviteten gennem reservoiret (kaldet kommunikationen) samt reservoirtemperaturen, der godt kan variere, såfremt reservoiret ligger dybere eller mere grundt i den anden boring. Såfremt produktet af de faktiske værdier for transmissivitet og temperatur – benævnt (D⋅T)kommunikation – er lavere end (D⋅T)min kommer garantien til udbetaling, såfremt fjernvarmeselskabet vælger at opgive projektet. Situationen svarer til figuren ovenfor.

Før udbetaling af garantien kan fondens bestyrelse for forsikringstagers regning forlange specifikke arbejder gennemført for at stimulere produktiviteten, herunder for eksempel injektion af syre eller reperforering for beløb på i alt op til 10 % af det garanterede beløb.

I stedet for udbetaling af garantien kan fonden for egen regning betale afhjælpende arbejder, der kan bringe produktiviteten op på over det acceptable minimumsniveau, herunder for eksempel udførelse af en supplerende boring.

log D⋅T

log D⋅T

Sand

synl

ighe

dVa

rmep

ris

(D⋅T)50 (D⋅T) 90(D⋅T)10


(D⋅T)min(D⋅T)boring



Side 28 af 50

Fonden har ret til, men ikke pligt til, at overtage boringen/boringerne med udstyr vederlagsfrit, hvis projektet opgives.

Krav om udbetaling af garanti for Fase 1 og 2 ved afslutningen af Fase 2 skal indgives senest 3 måneder efter projektet har gennemført og testet de borede brønde.

5.6 Fase 3 – overfladeanlæg og driftsperiode


Garantiforsikring for Fase 3 godkendes på baggrund af testresultaterne i Fase 2 og evalueringer af forventningerne til langtidsproduktivitet for eksempel vedrørende vandkemi.

Er der stillet garanti for Fase 2, kan garantistillelse for Fase 3 normalt forventes af fjernvarmeselskabet. Fondens bestyrelse kan dog afslå at stille garanti, hvis den finder, at der under Fase 2 er dukket nye problemstillinger op, der kan medføre, at projektet med overvejende sandsynlighed kan ende med en teknisk og/eller økonomisk fiasko.


Fase 3 dækkes af garantien i det omfang omkostninger er realiseret op til 6 måneder efter, at anlægget har påbegyndt produktion til fjernvarmenettet.

Garantien dækker 90 % af samtlige omkostninger i Fase 3, hvis undergrundsforhold medfører, at anlægget må opgive produktionen.


Såfremt fjernvarmeselskabet inden for to år efter idriftsættelsen af det geotermiske anlæg må indstille produktionen permanent og kan redegøre for, at dette skyldes opståede problemer i forhold til reservoirets transmissivitet (herunder vandkemiske problemer), og at disse problemer ikke kunne forudses på tidspunktet for idriftsættelsen, kommer den samlede garanti for Fase 1, 2 og 3 til udbetaling.

I stedet for udbetaling af garantibeløbet kan fonden for egen regning betale afhjælpende arbejder, der kan bringe produktiviteten op på over det acceptable minimumsniveau, herunder for eksempel udførelse af en supplerende boring.

Fonden har ret til, men ikke pligt til, at overtage boringerne og overfladeanlægget inklusivt alt tilhørende udstyr vederlagsfrit, hvis projektet opgives.



Side 29 af 50

6 GEUS’ evalueringsmodel

GEUS har gennem en årrække vurderet det geotermiske potentiale i den danske undergrund siden de indledende undersøgelser i 1970’erne. De sidste par år har GEUS udført en række undersøgelser af de geotermiske muligheder i forskellige lokalområder i forbindelse med rådgivningsarbejde for adskillige lokale fjernvarmeselskaber. I forbindelse med dette arbejde har GEUS udviklet metoder, som er brugbare og effektive, når efterforskningsrisici for et givent interesseområde skal vurderes. I dette kapitel beskrives, hvorledes disse metoder på en systematisk måde undersøger og vurderer de geologiske forhold i et lokalt interesseområde og på denne baggrund beskriver de usikkerheder, der knytter sig til vurderinger af de vandledende egenskaber og temperaturen af et sandstensreservoir, således at det bedst mulige grundlag for at vurdere de efterforskningsmæssige risici og usikkerheden for opnåelse af en rentabel geotermisk produktion i det lokale interesseområde opnås.

De beskrevne metoder er udarbejdet med det formål at beskrive de geologiske forhold i sedimentære bassiner, som har betydning for en succesfuld opførelse af et geotermisk anlæg. Kun få af de beskrevne metoder er ud fra en videnskabelig synsvinkel tilstrækkeligt dokumenteret og gennemprøvet, og der skal derfor fortsat indsamles erfaringer til kalibrering af metoderne samt en bedre forståelse af deres brugbarhed og begrænsninger. Metoderne er derfor ikke færdigudviklede og kræver yderligere tilpasninger for at kunne dække de danske forhold. Metoderne bør løbende justeres og tilpasses ud fra grundige analyser af eksisterede data, men også ud fra en detaljeret vurdering af, hvordan en statistisk metode bedst beskriver usikkerhederne i forbindelse med en rumlig ekstrapolation baseret på en sparsom datadækning.

Et andet punkt, hvor yderligere viden vil styrke modellerne, er forholdet mellem dybde og porøsitet. Dette kan føre til unøjagtigheder, især når der er store forskelle på den forventede indvindingsdybde i det geotermiske anlæg og dybden til reservoirerne i de boringer, der indgår i analysen. Dybdekorrektionen bør anvendes på porøsitetsfordelingen, efter at porøsiteten er rumligt ekstrapoleret. Generelt bør metoderne derfor på en bedre måde integrere porøsitetsændring med dybde blandt andet baseret på detaljerede analyser af målinger i boringer (logs) samt på studier af den mekaniske og kemiske indflydelse (kompaktion, cementering, mv. – samlet kaldet diagenese) på porøsitet og permeabilitet blandt andet vurderet ud fra petrografiske studier, bassinmodellering m.m.

Den statistiske metode bør primært bruges i områder, hvor datagrundlaget i form af boringer og seismiske data er stort, og hvor den geologiske model er tilstrækkelig pålidelig til, at den statiske metode er relevant. Dette kan være et problem flere steder i det danske område, hvor data er sparsomme.

6.1 Metoder til evaluering af efterforskningsrisikoen Følgende afsnit gennemgår på en systematisk måde, hvordan de væsentligste geologiske forhold kan kvantificeres med det endelige mål at beskrive de usikkerheder, der knytter sig til reservoir(-ernes) vandledende egenskaber og temperatur.

Afsnit 6.2 beskriver en metode, der forud for Fase 1 resulterer i en kvalitativ klassificering af efterforskningsrisikoen baseret på eksisterende data og en vurdering af den geologiske kompleksitet. Formålet med metoden er trinvist at minimere efterforskningsrisikoen og dermed trinvist at øge sikkerheden i beslutningsgrundlaget. Et væsentligt element er at kunne vurdere, med hvilken sikkerhed et



Side 30 af 50

nyt seismisk indsamlingsprogram forventes at kunne underbygge og støtte den foreløbige geologisk model for interesseområdet.

Afsnit 6.3 beskriver en semi-kvantitativ metode, som efter Fase 1 og forud for Fase 2 kan anvendes til bestemmelse af reservoirets gross tykkelse, net sand tykkelse, permeabilitet og endelig transmissivitet ud fra en overordnet prospektevaluering baseret på ekspertvurderinger af de væsentligste parametre i interesseområdet.

Afsnit 6.3.6 og 6.3.7 beskriver overvejelser vedrørende en statistisk metode, der resulterer i en vurdering af 1) transmissivitet og 2) temperatur for de enkelte reservoirer på en given lokalitet.

6.2 Kvalitativ metode til vurdering af et interesseområdes efterforskningsrisiko forud for Fase 1

I forbindelse med udarbejdelsen af den foreløbige geologiske model (se bilag A, trin 1) foretages der om nødvendigt en detaljeret stratigrafisk analyse og kvalitativ vurdering af de til rådighed værende petrofysiske borehulsmålinger støttet af beskrivelser af borespåner, eventuelle sidevægs-kerner samt konventionelle kerner fra relevante, nærliggende boringer, for dels at vurdere om relevante reservoirenheder findes i lokalområdets undergrund og for dels at vurdere deres reservoiregenskaber. For yderligere at styrke den foreløbige geologiske model for undergrundens opbygning, skal det nye seismiske indsamlingsprogram tage højde for usikkerheden på de eksisterende seismiske data i interesseområdet.

Metoden skal kunne afgøre i hvilket omfang de eksisterende brønd- og seismiske data kan danne baggrund for en vurdering af en mulig kommende borelokalitet tæt på det område, der skal forsynes med geotermisk varme.

Følgende metode sammenfatter således en kvalitetsvurdering på baggrund af den eksisterende database (boringsbeskrivelser, logs og seismiske data) og sammenholder den efterfølgende med allerede eksisterende regionale tolkninger og kortlægninger. Metoden resulterer i en klassificering, som illustrerer efterforskningsrisikoen baseret på en vurdering af

1. datatæthed, 2. kvaliteten af de eksisterende data 3. og deres afstand til interesseområdet.

Denne indledende klassificering vil efterfølgende blive kombineret med en vurdering af områdets forventede geologiske kompleksitet ud fra den eksisterende seismiske tolkning og kortlægning.

Metoden indeholder en risikovurdering af alle bore- og seismiske data. Risikovurderingen af boringsdata kan defineres ud fra en borings effektive dataafstand, det vil sige den afstand, indenfor hvilken data fra boringen med tilstrækkelig pålidelighed kan bruges til opbygning af en geologisk model. Boringen afbildes på kortform som en cirkel med boringens effektive dataafstand som radius. Boringens radius har en anslået minimum udgangsværdi, som er defineret ud fra boringens alder, men som gradvist øges som udtryk for brøndens betydning for pålideligheden af den geologiske model:

1. hvis boringens alder har en særlig betydning, 2. hvis der findes kerner fra brønden i reservoirintervallet,



Side 31 af 50

3. hvis der er lavet bio- og lithostratigrafi, 4. hvis log data er af en tilstrækkelig pålidelig kvalitet til petrofysisk logtolkning, 5. samt hvis sedimentologiske og petrografiske analyser findes, idet de har betydning for vurderingen

af reservoirernes mekaniske og kemiske omdannelse (diagenese).

Hvis en brønds effektive dataafstand krydses af markante strukturelle elementer i undergrunden i form af forkastninger eller saltdiapirer afsnøres eller afskæres cirklen langs forkastningens eller saltstrukturens omrids, idet det som udgangspunkt antages, at der ikke er hydraulisk forbindelse på tværs forkastningen.

Tolkning og kortlægning af eksisterende seismiske data kan, afhængig af deres opløselighed, normalt kortlægge de mest relevante reservoirenheders øvre og nedre laggrænser, og dermed estimere den rumlige seismiske tykkelsesvariation i 2D langs et profil eller i 3D inden for et afgrænset område. De enkelte sandstenslag samt den interne sandstens/lerstens-fordeling kan derimod ikke skelnes, idet opløseligheden ofte er under 20–30 m.

Til en risikovurdering af de seismiske data defineres den effektive seismiske afstand som den maksimale afstand, indenfor hvilken tolkningerne af linjen kan bruges til opbygning af en geologisk model for området. De eksisterende data er ligeledes klassificeret ud fra deres alder. På lignende måde defineres en effektiv forkastnings-afstand og en effektiv saltstruktur-afstand.

Hvis den kvalitative vurdering af bore- og seismiske data sammenstilles på kortform, kan det resulterende kort illustrere den usikkerhed i data, der ligger til grund for den geologiske model for de potentielle reservoirer, og kan hermed indikere, i hvilken grad de relevante parametre kan ekstrapoleres til interesseområdet. Klassificeringen sker ud fra følgende kriterier:

• Lav risiko kræver, at der er en eller flere boringer gennem reservoiret (-erne) mindre end 10 km fra interesseområdet med en veldokumenteret beskrivelse af reservoiret (-erne) baseret på borespåner og borehulslogs til karakterisering og inddeling af reservoirets (-ernes) i sektioner. Desuden skal der i mindst én boring inden for 10 km radiussen være indsamlet og beskrevet kvalitetsmæssigt gode konventionelle borekerner eller sidevægskerner (SWC) dækkende reservoirets vigtigste sektioner eller være udført veldokumenteret prøvepumpning fra reservoiret. Endvidere skal der være en god direkte korrelation fra boringen (-erne) til interesseområdet via seismiske data af god kvalitet. Endelig skal den regionale geologiske model underbygge, at data fra boringen (-erne) kan ekstrapoleres til interesseområdet.

• Middel risiko kræver, at der er en eller flere boringer gennem reservoiret (-erne) mellem 10 – 30 km fra interesseområdet med en veldokumenteret beskrivelse af reservoiret (-erne) baseret på borespåner og borehulslogs til karakterisering og inddeling af reservoirets (-ernes) sektioner. Desuden skal der i mindst én boring inden for 30 km radiussen være indsamlet og beskrevet kvalitetsmæssigt gode konventionelle borekerner eller sidevægskerner (SWC) dækkende reservoirets vigtigste sektioner eller være udført veldokumenteret prøvepumpning fra reservoiret. Endvidere skal der være en god direkte korrelation fra boringen (-erne) til interesseområdet via seismiske data af god kvalitet. Endelig skal den regionale geologiske model underbygge, at data fra boringen (-erne) kan ekstrapoleres til interesseområdet.

• Høj risiko dækker alle lokaliteter, der ikke kan leve op til klassificeringskravene for middel eller lav data risiko.



Side 32 af 50

6.3 Semi-kvantitativ metode til bestemmelse af permeabilitet/transmissivitet og temperatur forud for Fase 2

Den semi-kvantitative metode vurderer produktions-potentialet udtrykt som en kvantitativ beskrivelse af de potentielle reservoirenheder samt den effektive gennemsnitlige permeabilitet ud fra en geologisk beskrivelse. Permeabiliteten antages i udgangspunktet at være afhængig af dybden. Den resulterende effektive transmissivitet kan ved en vurdering af kontinuiteten mellem produktionsboringen og injektionsboringen yderligere udvides til den effektive kommunikative transmissivitet ved at tilføje et udtryk for den hydrauliske kommunikation mellem boringerne.

Den semi-kvantitative metode estimerer net sand tykkelse og sammenholder den med en ekspert-baseret kvantitativ bestemmelse af de væsentligste geologiske parametre i interesseområdet, og støttet af en geologisk model beskrives den rumlige udbredelse heraf. Den geologiske model danner således grundlaget for en vurdering af den rumlige udbredelse af det geotermiske potentiale baseret på et begrænset antal gennemsnitlige, opsummerede og kalibrerede parametre. Den semi-kvantitative metode resulterer i en indirekte vurdering af et områdets potentiale og usikkerhed.

Den geologiske variation kan defineres en samlet lateral kontinuitet vurderet ud fra:

A. en geologisk aflejringsmodel for dannelsen af reservoiret B. en forkastningsfaktor ('F-kontinuitetsfaktor'), som er bestemt ud fra de seismiske data, hvor data

viser, at forkastninger kan have betydning for lagets kontinuitet.

Produktet (A⋅B) udtrykker aflejringsmiljøet og sandstenslagenes rumlige potentiale og tager således højde for både kontinuitet ud fra aflejringsmodellen og for afstanden til forkastninger baseret på den tilgængelige seismiske database. Produktet skal efterfølgende justeres med andre parametre, som har betydning for vurderingen af produktions-potentialet.

6.3.1 Den geologiske aflejringsmodel

Den geologiske aflejringsmodel beskriver dannelsen af reservoiret ud fra en tolkning af aflejringsmiljøet og danner hermed basis for en vurdering af den geologiske variation af de dannede bjergarter udtrykt ved kontinuiteten og variationen af reservoirenhederne.

Den oprindelige kontinuitet i sandstensreservoirerne er defineret ud fra det oprindelige aflejringsmiljø; det vil sige, om aflejringen af sandet for eksempel fandt sted i et dybt hav, kystzonen, et delta, en flettet eller mæandrerende flod, en flodslette, en sø, en ørken eller andre miljøer. Det antages for eksempel almindeligvis, at marine sandsten har større lateral udbredelse og er mere homogene end fluviale kanalsandsten.

Det oprindelige aflejringsmiljøs indflydelse kan primært beskrives ud fra net/gross-forholdet, idet det antages at et højt forhold (stort indhold af sandsten i forhold til lersten) – alt andet lige – øger chancen for lateral hydraulisk kommunikation mellem sandstenene.

Tykkelsen af sandstenene er en anden vigtig parameter, idet et tykt lag – alt andet lige – øger chancen for, at laget er kontinuert over et større område. Dette er dog ikke altid tilfældet, idet for eksempel reservoirer dannet i nedskårne floddale kan være linseformede i tværsnit og dermed afgrænset til siderne.



Side 33 af 50

Hvis man som udgangspunkt antager, at der kun skelnes mellem to hovedaflejringsmiljøer:

A. et flettet flodsystem (med kanaler, flodslette, søer, etc.) B. en marin kyst (inkluderende dybt vand, kyst, lagune, barriereø, tidevandsdelta, strandslette, etc.)

kan man via en række tabeller beskrive en matrix af kontinuitetsfaktorer udtrykt som en formodet sammenhæng mellem de to hovedmiljøer og bestemt af net/gross-forholdet og den dominerende tykkelse af sandstenslagene (se bilag B, tabel 1 – 3). Denne klassificering af den oprindelige kontinuitet er bestemt ud fra en række nødvendige ekspert-bestemte gennemsnitsbetragtninger (midlinger), og der er i eksemplet kun skelnet mellem to hovedaflejringsmiljøer. Ud fra en stratigrafisk-sedimentologisk analyse vurderes det for eksempel, om hovedparten (> 50 %) af sandstenslagene for hver af de potentielle reservoirenheder er tynde (< 5 m), middel (5–10 m) eller tykke (> 10 m), og om net/gross-forholdet er < 25 %, 25 – 50 %, 50 – 75 % eller > 75 %, og via tabel 1 eller 2 samt net/gross-forholdet får man et udtryk for den oprindelige kontinuitet (se bilag B).

Tabellerne 1 – 3 i bilag B antyder en lineær sammenhæng mellem stigende net/gross-forhold, tykkelse af lagene og kontinuitet. Denne lineære sammenhæng er ikke teoretisk funderet eller empirisk eftervist og er formentlig ikke gældende for reservoirer med få, tynde lateralt begrænsede (det vil sige isolerede) sandstens-linser (for eksempel reservoirer opbygget af flettede flodkanal sandsten med lave net/gross-forhold). I sådanne tilfælde er det muligt/sandsynligt, at en lille øgning i antallet af kanal sandstenslinser kan øge forbindelsen i reservoiret væsentligt og ikke-lineært.

Net/gross-forholdet afspejler udelukkende den relative fordeling mellem sandsten og ikke-reservoir, og viser ikke, om reservoiret er opbygget af mange tynde sandsten (med begrænset lateral udbredelse) eller få tykke (med større udbredelse). For eksempel vil reservoirer med få tykke sandstenslag adskilt af tykkere lerstenslag, som det for eksempel ofte ses i marine aflejringer, bliver noget nedgraderet, da det lave net/gross-forhold resulterer i en relativ lav kontinuitetsfaktor, selvom der er stor sandsynlighed for, at de få men tykke marine sandstenslag (> 5 m) vil være til stede. Ligeledes siger net/gross-forholdet ikke noget om de tykke sandstenslags placering i reservoiret; det vil sige, om de især ligger i toppen af reservoiret (’tykken-opad’ sekvens), eller om de ligger i bunden (’tynden-opad’ sekvens).

En mere fyldestgørende analyse og evaluering af sandsynligheden for en given kontinuitet i forskellige aflejringsmiljøer vil kræve grundige geo-stokastisk modelleringer, samt en nærmere undersøgelser i en række studie-områder, hvor data-dækningen og data-kvaliteten er optimal; dette ville muliggøre en bedre vurdering af de faktiske kontinuitetsfaktorer (bilag B). Relevante studier kunne for eksempel være velblottede lagserier eller data fra felter med mange boringer med tryktest eller produktionsdata suppleret med omfattende litteraturstudier.

6.3.2 Vurdering af forkastningers betydning for kontinuitet i sandstensreservoirerne

I forbindelse med undersøgelser af det geotermiske potentiale, herunder udførelsen af den første boring, er det vigtigt, at der for potentielle borelokaliteter tages hensyn til de eventuelt nærliggende markante forkastninger, som kan identificeres ud fra den seismiske kortlægning af eksisterende og nye data (se trin 2 i bilag A). Forkastningerne har en afgørende betydning for reservoirernes kontinuitet for eksempel indenfor en forventet produktions-radius på 4 km2 (2 x 2 km2) og dermed for placeringen af produktions- og injektions-boringerne samt for den forventede udvikling i produktionstemperaturen over tid.



Side 34 af 50

Større forkastninger har afgørende indflydelse på reservoirernes kontinuitet, idet forkastningerne kan opdele reservoirerne, så der ikke er sammenhæng og forbindelse på tværs af forkastningerne. Identifikation af forkastninger er afhængig af den seismiske opløselighed, idet forkastningerne skal have en forsætning, der overstiger den seismiske opløselighed for at kunne identificeres. Inden for dybdeintervallet på ca. 800 – 3.000 m, hvor de relevante sandstensreservoirer findes, kan de seismiske data kun afsløre forkastninger med en forsætning mindst 20 – 40 m, afhængig af datakvaliteten. Forkastninger med mindre forsætninger vil ikke nødvendigvis bryde reservoirernes kontinuitet fuldstændigt, men kan have afgørende betydning for reservoirets produktionskapacitet (trin 3, bilag A).

Vurderingen af forkastningsfaktoren kan illustreres ved at konstruere forkastningskort. Disse kort kan for eksempel konstrueres ved at antage, at de identificerede forkastninger ikke har betydning for kontinuiteten i områder, som ligger mere end 2 km fra forkastningen; påvirkningen øges derimod gradvist ind mod forkastningen.

6.3.3 Vurdering af sandstensreservoirers egenskaber baseret på petrofysiske analyser af boringsdata

Reservoiregenskaberne vurderes ud fra well-site geologernes beskrivelser af cuttings-prøver (borespåner) fra nærliggende boringer. I bilag C er vist et eksempel, hvor de væsentligste informationer er summeret på tabel-form. For hver borelokalitet sammenstilles der information om de relevante geologiske lag (’Name’), det dybdeinterval laget forventes at findes i (’Depth interval’), den totale tykkelse af formationen (’Gross thickness’), net/gross-forholdet (’Reservoir/gross ratio’) og tykkelsen af det tykkeste sandstenslag (’thickness of the thickest sandstone’).

For flere parametre er der angivet tre tal ’Min’, Expect.’ og ’Max’, hvor ’Expect.’ angiver den mest sandsynlige værdi baseret på det bedst mulige skøn. Derudover er der angivet en minimums- og maksimums-værdi, der blandt andet afspejler den usikkerhed, der er i vurderingerne baseret på den geologiske model.

Tabellen angiver også den forventede middelkornstørrelse (’Grain size’), sorteringsgrad (’Sorting’) og cementeringsgrad (’Cementation’) for hver reservoirenhed. Disse tre parametre er væsentlige når permeabilitet og transmissivitet skal vurderes, men er ofte vanskelige at bestemme lokalt.

For hver af disse tre parametre er der angivet en skalerings-parameter, der er baseret på en kombination af teoretiske overvejelser og empirisk erfaring. Hver parameter indeholder summen af flere semi-kvantitative delfaktorer (bilag D). Cementeringsgraden er således summen af en række delfaktorer, som mineralsammensætning, klima og temperatur på aflejringstidspunktet, cementtype, reservoirets begravelseshistorie m.m.

Normalt måles porøsitet og permeabilitet på prøver udboret i kerner med faste dybdeintervaller (normalt med ca. 30 cm afstand), hvorfor der også vil blive målt porøsitet og permeabilitet i de dele af formationen, der ikke vil bidrage i betydeligt omfang til en egentlig produktion. Den egentlige sammenhæng mellem porøsitet og permeabilitet er p.t. ikke nærmere bestemt, og modsat porøsitet viser målte permeabiliteter altid en meget stor variation. En valgt porøsitets/permeabilitets-relation skal derfor være i overensstemmelse med de få datapunkter, som stammer fra pumpeforsøg. Imidlertid er en sådan relation behæftet med væsentlige usikkerheder, dels som følge af det spinkle datagrundlag, men også som følge af en stor geologisk variation. Den store naturlige variation skyldes, at der er adskillige processer, som fra



Side 35 af 50

aflejringstidspunktet og frem til i dag, forringer reservoirets permeabilitet: kornstørrelse, kompaktion, indhold af partikler i lerstørrelse, temperaturfølsomme udfældningsprocesser (af for eksempel kvarts og kalcit i porerummet) og temperaturfølsomme omdannelsesprocesser (af for eksempel feldspatmineraler til lermineraler). Den samlede effekt af disse processer (kaldet diagenese) er en ikke-lineært aftagende permeabilitet med dybden.

For at kunne vurdere permeabiliteten i den semi-kvantitative metode forudsætter man derfor, at man kan finde en general permeabilitet/dybde-relation for det danske område, hvor permeabiliteten aftager med dybden. Denne relation vil – baseret på en estimeret permeabilitets-log i den nærmeste boring og et skøn for de tre skalerings-parametre – blive justeret eller kalibreret, så den repræsenterer de lokale værdier bedst muligt.

De vandledende egenskaber indgår således kun indirekte ud fra en estimeret permeabilitets-log, som er beregnet i forbindelse med den petrografiske analyse. Men for at kunne bestemme den endelige transmissivitet er det vigtigt at kunne bestemme transmissivitets-værdier (= kh). Men hvordan denne ekstraktion af værdier skal foregå og hvordan gennemsnits-Kh beregnes (midling) er ikke helt klart på nuværende tidspunkt. Det er på nuværende tidspunkt også vanskeligt præcist at bestemme sammenhængen mellem de tilnærmede normalt-fordelte porøsitets-værdier og de ikke normalt-fordelte permeabilitets-værdier estimeret ud fra de eksisterende kerne-boringer.

6.3.4 Andre parametre med betydning for vurdering af produktions-potentialet

6.3.5 Vurdering af produktions-potentialet (PRO) for en given borelokalitet

Den semi-kvantitative metode kan samlet udtrykkes som et produktions-potentiale (PRO), som beregnes for hver af de mulige reservoirenheder på hver borelokalitet:

PRO = hnetsand ⋅ KF ⋅ [KSF ⋅ SF ⋅ CG] ⋅ P

hvor

hnetsand er net sand tykkelsen

KF er den laterale kontinuitetsfaktor af sandstenslagene (se Bilag B)

KSF er kornstørrelsesfaktoren

SF er sorteringsfaktoren

CG er cementeringsgraden

P er permeabiliteten vurderet ud fra en generaliseret permeabilitets/dybde-relation

De permeabilitets-reducerende parametre er samlet i de tre skalerings-faktorer (kornstørrelse, sortering, cementering).



Side 36 af 50

Den forventede net sand tykkelse defineres for alle potentielle reservoirenheder, idet interesseområdet – baseret på borings- og seismiske data – inddeles i delområder, hvor tykkelsen af reservoiret overstiger 10 m, og hvor tykkelsen er defineret som summen af sandstenslag med en tykkelse over 1 m, der er sammenhængende over 1 km. Bemærk at graden af sammenhæng (det vil sige den geologiske kontinuitet) i naturen blandt andet er bestemt af det enkelte sandstenslags udbredelse, samt af hvorvidt sandstenslagene skærer sig ned i hinanden og derved skaber en hydraulisk kontinuitet.

Produktions-potentialet for et givent reservoir er et udtryk for den mest sandsynlige gennemsnits (1D) transmissivitet forud for en boring.

6.3.6 Statistisk risikovurdering for transmissiviteten

Normalt angiver GEUS i forbindelse med den petrofysiske analyse (bilag A, trin 1) en række skemaer, som opsummerer en estimeret permeabilitet ud fra en gennemsnitsporøsitet. Denne estimerede værdi er imidlertid ikke statistisk bestemt og ikke et tilstrækkeligt præcist estimat for den resulterende transmissivitet for reservoiret. Transmissivitet (D) er defineret som produktet af permeabiliteten (K) og net-sand tykkelsen (h), hvor permeabilitet angives i enheden Darcy, og net-sand tykkelsen angives i enheden m. Det vil sige at D = K ⋅ h er et udtryk for, hvor let fluider kan strømme i en porøs bjergart.

Normalt er der ikke optaget en permeabilitetslog i de relevante boringer. Permeabiliteten kan derfor ikke bestemmes direkte ud fra de tolkede petrofysiske borehulslogs, men må beregnes ud fra porøsiteten, som kan tolkes fra logs. Relationen mellem porøsitet og permeabiliteten bestemmes ved kernemålinger af begge parametre. Da der almindeligvis ikke ses en entydig sammenhæng mellem permeabilitet og porøsitet, vil den tilhørende permeabilitet derfor kun kunne bestemmes med en vis variationsbredde, som umiddelbart kan betragtes som et udtryk for usikkerheden. Permeabilitets-bestemmelsen er en central usikkerhedsfaktor ved evaluering af et geotermisk potentiale.

De typiske sandstensformationer, der er relevante for geotermiske energi, har variation i porøsiteter, som er tilnærmelsesvis normalfordelte, hvorimod permeabiliteterne er tilnærmelsesvis log-normaltfordelte.

Hvis net sand tykkelsen for reservoiret er kendt, kan variationsbredden for transmissiviteten beregnes. Det vurderes, at den væsentligste usikkerhed er knyttet til bestemmelsen af permeabiliteten, hvilket igen slår igennem på beregningen af transmissiviteten. Der kan derfor fastlægges en minimums-, maksimums- og middelværdi for transmissiviteten, fastlagt på baggrund af P(K)10, P(K)90 og P(K)50 værdier for permeabilitets-fordelingen. Her er antaget, at usikkerheden på net sand tykkelsen er lille i forhold til usikkerheden på permeabilitets-bestemmelsen.

Ved den normale tæthed og kvalitet af det eksisterende datagrundlag, vil der for næsten alle evalueringer være en risiko for, at den er fejlbehæftet. For eksempel kan en geologisk kompleksitet – især ved stor afstand til de nærmeste boringer og ved en række mindre mellemliggende forkastninger – medføre, at et lithologisk skift fra et sandsten- til et lersten-domineret reservoir ikke kan identificeres. Dette kan resultere i, at transmissiviteten ved lokaliteten er lav, og reservoiret er uegnet til produktion. Skulle sådanne forhold dækkes af usikkerhedsintervallet for transmissiviteten, kan man risikere, at intervallet bliver så bredt, at evalueringen bliver ubrugelig til beskrivelse af det geotermiske potentiale.



Side 37 af 50

6.3.7 Statistisk risikovurdering for temperaturen

Antallet af temperaturdata i Det Danske Basin er begrænset og værdierne er målt på forskellige dybder og på forskellige tidspunkter. De resulterende geotermiske gradienter er derfor temmelig usikre, idet temperaturdatabasen også indeholder værdier, som er behæftet med målefejl, dårlig kalibrering eller som har været påvirket af lokale geologiske forhold (for eksempel salt strukturer) eller det forudgående borearbejde. Alt dette er med til at begrænse antallet af pålidelige datapunkter. De målte temperaturværdier viser store variationer i forhold til dybde, blandt andet som følge af laterale variationer i varmeledningsevnen som følge af variation i lithologi afspejlende aflejringsmiljøet for de geologiske lag.

En lav geotermisk gradient er ofte relateret til positive strukturelle elementer i undergrunden, mens høje værdier ofte findes i dybe sedimentbassiner, som indeholder relativt tykke lerstens-rige enheder. Der findes derfor en aflang zone med lave gradienter omkring Ringkøbing-Fyn Højderyggen, mens højere temperaturværdier findes længere mod vest i Nordsøen. I Det Danske Bassin varierer gradienten generelt fra ca. 20 til 30 °C/km. Hvis lokale anomalier udelukkes, og hvis der benyttes en gennemsnitlig årlig overfladetemperatur på 8 °C, kan en resulterende gradient på 23,2 °C/km betragtes som en minimal gennemsnitsværdi for den geotermiske gradient i det meste af det danske landområde. Aarhus Universitet har i mange år arbejdet med temperaturgradienter og indsamler løbende nye data til forbedring af de termiske modeller for undergrunden.

På grund af mangelfuldt detailkendskab til de enkelte enheders termiske egenskaber er det sjældent muligt at bestemme en præcis temperaturgradient. Normalt anvender man derfor en generaliseret temperaturgradient, som i bedste fald er bestemt ud fra de lokale data fra de nærmeste boringer. Man bør dog altid – om muligt – vise den resulterende temperaturgradient med usikkerhedsangivelse på de enkelte dataværdier.

Generelt kan usikkerheden på reservoirtemperaturen sættes til ± 10 % i mangel af bedre lokal/regional information.



Side 38 af 50

7 Konklusioner

Fjernvarmeproduktion baseret på geotermisk energi er kendetegnet ved, at usikkerhederne primært ligger i etableringsfasen og kun i mindre grad under driftsfasen. Desuden er usikkerhederne primært relateret til undergrundens beskaffenhed og egenskaber, hvilket betyder, at usikkerhederne primært relaterer sig til de seismiske forundersøgelser (Fase 1) og boringerne (Fase 2). Usikkerhederne er relativt høje frem til testen af den første boring i området, og i samspil med de relativt høje investeringer frem til dette punkt udgør usikkerhederne således en væsentlig barriere for udbredelsen af geotermi i den danske fjernvarmeforsyning.

Der er endnu begrænsede erfaringer med kommercielle forsikringer i den geotermiske sektor i Danmark. Udenlandske erfaringer indikerer dog, at især den såkaldte efterforskningsrisikoforsikring er meget dyr og alene fører til en forøgelse af anlægsomkostningerne på ca. 10 % svarende til en stigning i varmeproduktionsprisen på ca. 4 – 5 %. Desuden kan de seismiske forundersøgelser (Fase 1) ikke dækkes alene, men kun sammen med boringerne (Fase 2), mens etableringen af overfladeanlægget (Fase 3) og den efterfølgende drift ikke kan dækkes. Alt i alt betyder det, at de kommercielle forsikringer ikke er attraktive for fjernvarmeselskaberne.

Det EU-finansierede GEOFAR-projekt (Geothermal Finance and Awareness in European Regions) har undersøgt de økonomiske barrierer og kommercielle forsikringsordninger i en række lande herunder Tyskland og Frankrig. Projektet når frem til den konklusion, at de nuværende kommercielle forsikringsprodukter ikke er modne til at dække efterforskningsrisikoen. I stedet foreslås en fælles europæisk garantiordning, men denne ordning – som endnu ikke er vedtaget i EU – vil i bedste fald kunne give en delvis afdækning af efterforskningsrisikoen for 1 – 2 danske projekter.

Derfor synes en statslig dansk garantiordning at være den bedste vej til at overvinde den barriere som efterforskningsrisikoen i dag udgør i forhold til at udnytte det ikke ubetydelige danske potentiale for fjernvarmeproduktion baseret på geotermi. En sådan statslig garantiordning kan – såfremt den organiseres fornuftigt – tilgodese fjernvarmeselskabernes behov for en ordning, som

• er permanent, • fra begyndelsen er gennemsigtig vedrørende betingelserne, • er fleksibel vedrørende det enkelte fjernvarmeselskabs valg af grænse for acceptable vandledende

egenskaber (transmissivitet) og temperatur, • dækker alle faser og investeringer, • har acceptable egenomkostninger, • og styres af et organ med indgående viden om dansk undergrund og danske produktionsforhold.

Det vurderes, at en sådan statslig garantiordning vil kunne etableres for 20 mio. kr. Hertil kommer trækningsrettigheder på minimum 150 mio. kr. Ved kun at lade garantiordningen dække en del af investeringerne sikres det, at det enkelte fjernvarmeselskab altid tilskyndes til at fortsætte et projekt, medmindre der ikke er anden udvej end at opgive.

På trods af det stedvist begrænsede kendskab til undergrundens opbygning og ikke mindst egenskaber vurderes det, at GEUS på baggrund af kvalitative vurderinger, semi-kvantitative estimater og



Side 39 af 50

ekspertvurderinger vil være i stand til at sætte tal på de geologiske usikkerheder, således at disse kan anvendes til at afgøre, om et projekt skal kunne indgå i den foreslåede garantiordning, samt hvor stor dækningen i givet fald skal være.

Det er vigtigt at understrege, at det forslag til en statslig garantiordning, som beskrives i denne redegørelse, er af principiel karakter. De overordnede principper, som beskrives her, skal efterfølgende detaljeres og bearbejdes yderligere, således at de kan håndteres og administreres i praksis.

Redegørelse vedrørende forsikring af geotermiske reserver Bilag A F&U-projekt nr. 2011-7


Side 40 af 50

Baggrund for GEUS’ evalueringsmodel for geotermiske prospekter

GEUS har dokumenteret, at der findes enorme geotermiske ressourcer i den danske undergrund (Mathiesen et. al. 2009). Undergrunden i Danmark består primært af dybe sedimentære bassiner med tykke lagserier, som blandt andet indeholder en række sandstensreservoirer. En sandsten er opbygget af sammenkittede sandkorn, hvor der i porerum mellem sandkornene findes varmt vand, der kan udnyttes til opvarmningsformål.

De mest velegnede reservoirer til geotermisk energiudnyttelse findes på dybder mellem ca. 800 og 3000 m, hvor reservoirernes temperatur og egenskaber er optimale. Foruden reservoirernes dybde og temperatur er deres vertikale tykkelse, laterale og vertikale kontinuitet, porøsitet (relativt porerumsvolumen) og ikke mindst permeabilitet (gennemstrømmelighed) samt det enkelte reservoirs aflejringsmiljø og begravelseshistorie de mest kritiske faktorer. Kontinuitet er et udtryk for, hvor sammenhængende et givent reservoir er, både som følge af den oprindelige fordeling af porøse sandstenslag i forhold til tætte lerstenslag (bestemt af miljøforholdene på aflejringstidspunktet), men også som følge af efterfølgende brudzoner (forkastninger), som opsprækker reservoiret i begrænsede enheder uden tilstrækkelig vandvolumen og hydraulisk forbindelse (kommunikation). Reservoirernes begravelseshistorie beskriver de påvirkninger, sandstenslagene gennemlever især i form af mekaniske (kompaktion) og kemiske (cementering, udfældning af nye mineraler etc.) omdannelser (samlet kaldet diagenese) fra de er blevet aflejret for millioner af år siden og til i dag, hvor de befinder sig dybt i undergrunden. En lang række faktorer har således haft betydning for undergrundens beskaffenhed og indgår derfor i vurderingen af et geotermisk prospekt.

De fleste data fra undergrunden stammer fra GEUS’ systematiske opsamling, registrering og bearbejdning af resultater fra tidligere tiders efterforskning efter olie og gas. Data består primært af refleksionsseismiske data og data fra dybe boringer (petrofysiske målinger, borespåner og kerner). Disse data repræsenterer en meget stor værdi og opbevares derfor på en moderne og nemt tilgængelig måde.

En væsentlig barriere for udnyttelse af den store danske geotermiske ressource er de geologiske risici, der er knyttet til mangelfuld viden om undergrundens detaljerede opbygning. Reduktion af efterforskningsrisikoen kræver viden om undergrundens opbygning og beskaffenhed, så det er muligt at etablere de mest pålidelige og detaljerede geologiske modeller og prognoser. Usikkerheden i prognoserne er både relateret til de komplicerede geologiske forhold i undergrunden og til utilstrækkelige og ujævnt fordelte geologiske data, hvilket medfører, at de regionale geologiske modeller for de potentielle geotermiske reservoirer ofte er usikre, når det kommer til specifikke vurderinger af lokale geotermiske prospekter. Det er derfor vigtigt, at identificere de mest optimale og sammenhængende sandstensreservoirer, som for et givent område har tilstrækkelig produktionskapacitet af varmt vand.

Alle geotermiske prospekter er i efterforskningsfasen forbundet med en vis usikkerhed. Baseret på GEUS’ regionale geologiske modeller vurderes chancen for succes ofte til at ligge mellem 10 og 90 % afhængig af områdets undergrund. GEUS sigter løbende efter at indskrænke dette udfaldsrum ved at kombinere mange års erfaring, eksisterende data, nye data og samle dem i robuste geologiske modeller for undergrunden. Ud fra den eksisterende viden er der således områder i Danmark, hvor undergrundens opbygning og sammensætning vurderes som værende særdeles velegnet til geotermisk produktion med meget lav efterforskningsrisiko. Tilsvarende er der områder, hvor undergrunden er meget dårligt kendt med deraf



Side 41 af 50

følgende stor efterforskningsrisiko, samt områder der vurderes at være mindre egnede eller ligefrem uegnede til geotermisk produktion ud fra de i dag anvendte metoder for geotermisk produktion.

GEUS har med udgangspunkt i en løbende erfaringsopsamling udarbejdet en trinvis modningsprocedure (arbejdsgang), hvor alle relevante tilgængelige data vurderes, og hvor de væsentligste faktorer (tykkelse, lateral og vertikal kontinuitet, temperatur, dannelses- og begravelseshistorie, diagenetiske ændringer etc.) vurderes og estimeres før yderligere investeringer indledes. Hvis den indledende vurdering er tilstrækkelig positiv i forhold til etablering af geotermisk produktion følger herefter en række geofaglige trin, der har til formål at mindske de efterforskningsmæssige risici og dermed de tekniske og økonomiske usikkerheder og eventuelt tilhørende økonomiske tab, så grundlaget for en beslutning om etablering af et geotermiske anlæg trinvis styrkes. Formålet er således at indsnævre udfaldsrummet og øge sikkerheden i vurderingerne og prognoserne, således at beslutningsgrundlaget for gennemførelse eller opgivelse af et givent projekt styrkes. Modningsproceduren justeres efterhånden som ny viden og erfaring opstår.

Modningsproceduren indeholder således en række trin med geofaglige aktiviteter og er opstillet for trinvist at minimere efterforskningsrisikoen og styrke beslutningsgrundlaget for fortsættelse eller opgivelse af et geotermisk projekt (se figur A.1):

1. Foreløbig Geologisk Model: Opstilling af en foreløbig geologisk model baseret på de nærmeste relevante lokale data (dybe boringer og seismiske data) kombineret med GEUS’ regionale geologiske modeller.

1a. Hvis der findes ikke-frigivne seismiske eller boringsdata i eller nær lokalområdet kan projektejeren overveje at søge adgang til disse data, da de kan styrke sikkerheden af den lokale geologiske model.

2. Seismisk Indsamlingsprogram: Hvis den foreløbige geologiske model og vurdering er tilstrækkelig positiv, vil næste trin oftest være at indsamle en tilstrækkelig mængde nye seismiske data, så en detaljeret seismisk kortlægning af lokalområdet kan foretages, blandt andet for at sikre at det geotermiske prospekt ikke gennemskæres af større forkastninger. En opdateret geologisk model udarbejdes på grundlag af trin 1 suppleret med tolkning og kortlægning af de nye data.

3. Foreløbig Reservoirsimulering: Hvis den opdaterede geologiske model forudsiger, at der findes reservoirer med et geotermisk potentiale i lokalområdet, bør en foreløbig simulering af reservoirets mulige vandproduktion foretages for at få et estimat og tilhørende usikkerheder m.m. for den mængde af varmt vand, der kan indvindes.

4. Boreprognose: Hvis reservoir simuleringen for den valgte lokalitet er tilfredsstillende med hensyn til tilstedeværelse af et eller flere reservoirer med gode sandstenslag med geotermisk potentiale, tilstrækkelig afstand til forkastninger m.m. vil næste trin være at opstille en egentlig boreprognose for en efterforskningsboring.

5. Efterforskningsboring: I forbindelse med udførelsen af efterforskningsboringen (-erne) gennemføres der grundige pumpetests i de potentielle sandstenslag, for at få afklaret om undergrunden er velegnet til geotermisk varmeproduktion.

6. Evaluering af efterforskningsboring: Efter afslutning af efterforskningsboringen (-erne) og pumpetesten vurderes resultaterne med fokus på reservoirets (-ernes) dybde, tykkelse, egenskaber og kvalitet, samt



Side 42 af 50

deres vandproduktion. Resultaterne evalueres i forhold til den tidligere geologiske model og boreprognosen, og reservoirmodellen opdateres med de nye data. Herefter vurderes det om det geotermiske potentiale er tilstrækkeligt til at projektet ønskes fortsat.

7. Detaljeret reservoirmodel: Hvis projektet ønskes fortsat udarbejdes en detaljeret og opdateret reservoirmodel baseret på samtlige nye og ældre data, og der udarbejdes prognoser for eventuelle yderligere boringer.

8. Opdatering af regional geologisk model: Samtlige nye data integreres med de eksisterende data, og GEUS’ regionale geologiske model for undergrundens opbygning opdateres baseret på de nye boringsinformationer og seismiske data, hvorved modellen styrkes og sikkerheden i fremtidige vurderinger af efterforskningsrisici øges.

Afhængig af de lokale geologiske forhold og det lokale fjernvarmeselskabs ønsker kan rækkefølgen og omfanget af undersøgelser i ovenstående model tilpasses.



Side 43 af 50

Hø

j

Mod

erat

Lav

Meg

et L

av

Tid

RisikoNiveau

Trin

1F

orel

øbi

g G

eolo

gisk

M

ode

l

Trin

3F

orel

øbi

g R

eser

voirs

imul

erin

g

Trin

2N

yt S

eis

mis

kIn

dsa

mlin

gspr

ogra

m

Trin

4B

ore

pro

gnos

eT

rin 5

Eft

erfo

rskn

ings

borin

gT

rin 6

Eva

luer

ing

af

Eft

erfo

rskn

ings

borin

g

Trin

7D

eta

ljere

t R

eser

voirm

odel

Trin

8O

pdat

erin

g a

f R

egio

nal

geo

log

isk

mod

el

Pro

jekt

et

Sto

ppe

s

Pro

jekt

et

Sto

ppe

s

Pro

jekt

et

Sto

ppe

s

Pro

jekt

et

Sto

ppe

s

Min

imer

ing

af

den

Ge

ote

rmis

ke E

fterf

ors

knin

gsri

siko

Pro

jekt

et

Sto

ppe

s

Figu

r A.1

. Fig

uren

vise

r i sk

emat

isk fo

rm G

EUS’

trin

vise

mod

ning

spro

cedu

re fo

r min

imer

ing

af e

fter

fors

knin

gsris

ikoe

n. E

t giv

ent g

eote

rmisk

pro

spek

t kan

so

m u

dgan

gspu

nkt h

ave

en la

v (s

tiple

t blå

stre

g) ti

l høj

(ful

dt o

ptru

kken

sort

stre

g) e

fter

fors

knin

gsris

iko

afhæ

ngig

af u

nder

grun

dens

loka

le b

eska

ffenh

ed.

Ved

at u

dfør

e en

rækk

e ge

ofag

lige

unde

rsøg

else

r, he

rund

er in

dsam

ling

af n

ye se

ismisk

e da

ta, ø

ges m

ulig

hede

rne

for a

t vur

dere

den

loka

le

efte

rfor

skni

ngsr

isiko

, og

derv

ed st

yrke

s bes

lutn

ings

grun

dlag

et fo

r, om

det

geo

term

iske

proj

ekt s

kal f

orts

ætt

es e

ller e

vent

uelt

opgi

ves (

'Pro

jekt

et

stop

pes')

. Den

røde

stre

g an

give

r tid

spun

ktet

i de

n tr

invi

sse

mod

ning

spro

cedu

re, h

vor d

er e

r ind

sam

let n

ye se

ismisk

e da

ta. D

en st

iple

de b

lå li

nje

vise

r ef

terf

orsk

ning

srisi

koen

i et

om

råde

med

god

e da

ta o

g ve

ldok

umen

tere

t elle

r uko

mpl

icer

et g

eolo

gi.



Side 44 af 50

Trin 1 – Den indledende undersøgelse – Foreløbig geologisk model

Den indledende undersøgelse indeholder en tolkning og kortlægning af undergrunden baseret på de tilgængelige og relevante seismiske data i lokalområdet (figur A.1, trin 1). Derudover foretages en detaljeret stratigrafisk analyse og kvantitativ vurdering af de petrofysiske borehulsmålinger fra de nærmeste relevante boringer for at undersøge, om de relevante formationer findes i lokalområdets undergrund og for at vurdere deres reservoiregenskaber. Endvidere bliver målinger og beskrivelser af relevante kerner eller sidevægskerner fra boringerne anvendt, hvis sådanne forefindes.

Baseret på erfaringer fra tidligere undersøgelser af geotermiske projekter antages det generelt, at den samlede regionale tykkelse af et sandstensreservoir skal være mindst 25 m, og at reservoiret skal ligge i dybdeintervallet 800–3.000 m. Minimumtykkelsen på 25 m er blandt andet antaget på baggrund af geologiske og økonomiske betragtninger. Den geologiske risiko for, at et givent reservoir ikke er til stede i et lokalområdes undergrund med tilstrækkelig kvalitet, mindskes, jo tykkere brutto sandstensintervallet er. Udover de geologiske forhold spiller økonomiske forhold også en vigtig rolle; en mindre tykkelse end minimumstykkelsen på 25 m kan derfor være tilstrækkelig til produktion i et lokalområde afhængig af reservoirets kvalitet (det vil sige porøsitet og permeabilitet) og lokale drifts- og afsætningsøkonomiske forhold.

Den nedre dybdeafskæring ved 3.000 m er begrundet i ønsket om at undgå, at porøsiteten og permeabiliteten i reservoiret bliver så lav, at tilstrækkelig produktion af varmt formationsvand forhindres. Den øvre grænse på 800 m er valgt for at sikre, at formationsvandet har en minimumstemperatur på 20 – 30 °C. Disse generelle retningslinjer kan ændres afhængig af den anvendte teknologi til ekstraktion af varmen fra formationsvandet. Undersøgelsen vil oftest blive dokumenteret i form af en engelsksproget geologisk-teknisk rapport og et kort opsummerende dansk notat. Den geologisk-tekniske rapport er udformet, så den kan indgå i et eventuelt senere udbudsmateriale og som en del af grundlaget for en risikovurdering i forbindelse med en forsikring eller garantiordning.

Trin 2 – Seismisk indsamlingsprogram

Det er afgørende, at en robust geologisk model for undergrundens opbygning kan etableres tæt på det område, hvor den geotermiske varme ønskes udnyttet. I de fleste tilfælde kan geologiske formationsgrænser erkendes i eksisterende dybe boringer og følges via seismiske data ind i et givent interesseområde med tilstrækkelig præcision. Herved kan tykkelsen og dybden af de geologiske lag og reservoirer normalt vurderes med en rimelig præcision, ofte +/- 10 % nøjagtighed (figur A.1, trin 2).

De seismiske data skal således sikre, at formationen med kendte reservoirer findes og er sammenhængende over større områder, men skal også indikere, om undergrunden i interesseområdet er relativt uforstyrret, eller om den er stærkt deformeret af bevægelser (foldninger og forkastninger) efter dannelsen af reservoirerne. Tilstedeværelse af folder og forkastninger medfører ofte, at den geologiske model er behæftet med større usikkerhed, da det kan være vanskeligere at følge de seismiske laggrænser med sikkerhed. Endvidere kan forkastninger danne hydrauliske barrierer, idet de bryder lagenes kontinuitet og være uigennemtrængelige for vand.



Side 45 af 50

Omfanget af det seismiske indsamlingsprogram afhænger således af undergrundens geologiske kompleksitet, kvaliteten de eksisterende seismiske data i området, tætheden af linjeføringen og af hvor langt, der er til dybe boringer, som vurderes at være geologisk repræsentative for det lokale interesseområde. Indsamling af nye moderne seismiske data skal styrke vurderingen af reservoirernes dybde og tykkelse, blandt andet med henblik på ajourføring af den geologiske model, udarbejdelse af en boreprognose, samt opstilling af en bedre prognose for produktionskapaciteten af reservoiret, og dermed sikre:

• at de potentielle reservoirenheder kan genfindes på de nye seismiske data • at reservoirenhedernes seismiske tykkelse ikke afviger væsentlig fra minimumskravet • at der ikke kan identificeres forkastninger under lokaliteten • at boringerne ikke placeres inden for en afstand af ca. 2 km fra kendte eller nye forkastninger • at de potentielle reservoirenheder ligger i dybde intervallet 800–3.000 m

Efter indsamlingen af de nye seismiske data og processering af disse integreres de nye data med de eksisterende, og en samlet tolkningsrapport udarbejdes på engelsk med et kort ledsagende dansk resumé.

Trin 3 – Foreløbig reservoirsimulering

En foreløbig 3D reservoirsimulering (figur A.1, trin 3) udarbejdes på basis af de eksisterende data, tolkningen af de nyindsamlede seismiske data samt de tolkningsarbejder og vurderingsarbejder, der er udført i forbindelse med modningsprocedurens trin 1 og 2. For at minimere risikoen for, at forkastninger kan virke forstyrrende for vandbevægelsen og produktionen anses 2 km normalt for at være minimumsafstanden til større forkastninger, hvis præcise forløb ikke altid kendes på grund af utilstrækkelig seismisk dækning og dataopløselighed. Indsamling af nye seismiske data i trin 2 skal derfor sikre en mere præcis identifikation af forkastningernes forløb.

For at vurdere reservoirets produktivitet udføres produktionsberegninger ved hjælp af en reservoirsimuleringsmodel og standardantagelser om brønddesign m.m. Reservoirsimuleringsmodellen laves på baggrund af den geologiske model, der integrerer alle relevante og betydende data. Reservoirsimulering udføres for at tydeliggøre usikkerheden i det ofte relative sparsomme datagrundlag, som danner basis for reservoirmodellen. Herved opnås et resultat, som kan illustrere efterforskningsusikkerheden i området. Vurderingen af petrofysiske og seismiske data danner baggrunden for, hvordan de essentielle reservoiregenskaber såsom porøsitet og permeabilitet varierer med dybden. En generel relation for faldende porøsitet med dybden indlægges baseret på GEUS’ samlede datasæt, men ofte vil man tillade lokale laterale variationer i reservoirparametrene. En præcis vurdering af det geotermiske potentiale forudsætter ydermere, at det lokale aflejringsmiljø for reservoiret kan vurderes i tilstrækkelig detalje, at den diagenetiske udvikling af reservoiret kan vurderes og eventuelt undersøges på basis af tilgængelige lokale data og prøvemateriale (kerner, sidevægskerner eller borespåner fra gamle boringer), samt at den kan sættes i relation til den lokale indsynkningshistorie. Da geologiske variationer ofte er springvise og ikke-lineære, er opstillingen af reservoirmodellen ofte af afgørende betydning for de simulerede produktionsrater. Det bør derfor altid overvejes at udføre en foreløbig reservoirsimulering af den forventede produktionskapacitet i det givne område.



Side 46 af 50

For at tydeliggøre usikkerheder i de enkelte reservoirparametre gennemregnes reservoirmodellen med ”lav”, ”høj” og ”mest sandsynlig” værdier for de enkelte input parametre. Reservoirmodellen vil ligeledes tage høje for markante forkastninger, som vil blive modelleret som en hydraulisk barriere (”no-flow” grænse), idet det antages, at forkastninger ofte har forseglende egenskaber – dette repræsenterer således det mest konservative udfald.

Trin 4 – Boreprognose

På baggrund af aktiviteterne og de tolkede data i trin 1 – 3 udarbejdes en boreprognose for den første efterforskningsboring. Prognosen beskriver tykkelse, dybde og beskaffenhed (lithologi) af de geologiske lag, der forventes gennemboret. Prognosen udarbejdes på engelsk, så den kan indgå i udbudsmaterialet i forbindelse med indhentning af tilbud på borerig etc.

Trin 5 – Efterforskningsboring

Dette trin indebærer udførelse af en eller flere efterforskningsboringer med efterfølgende pumpetest, der skal vise om forventningerne til reservoirets (-ernes) produktion kan indfries. Efterforskningsboringerne udføres af kompetente borefirmaer kontraheret via offentlige udbudsrunder. I forbindelse med selve borearbejdet kan GEUS bistå med specialistvurderinger af den gennemborede lagserie, resultaternes betydning og vurdering af pumpetest, samt justering og opdatering af reservoirmodellen.

Boringerne – ofte et 'doublet' anlæg bestående af én produktions- og én injektionsboring med efterfølgende tests – har til formål at påvise de produktive sandstenslag og teste lagene, herunder vurdere temperatur, vandledende egenskaber, vandkemi samt hydraulisk forbindelse mellem boringerne.

Den første boring har typisk karakter af at være en efterforskningsboring. De gennemborede lag undersøges ved, at de opborede borespåner undersøges, og ved at udføre en række petrofysiske målinger i borehullet (logs), som beskriver de geologiske lags fysiske beskaffenhed. Logs benyttes til at fastlægge dybderne til de forskellige lagtyper, deres sammensætning og egenskaber og til at lokalisere de bedste dele af de geotermiske sandstensreservoirer. Sammen med kernetagning danner log-data det bedste grundlag for en vurdering af hvilket (-e) af de mulige reservoirer, der vil være bedst egnet til en geotermisk produktion.

Vurderes det, at et eller flere lag er egnede til produktion, sættes der forerør og eventuelt filtre i det bedst egnede lag, og reservoiret pumpetestes for at verificere, at ydeevnen er acceptabel. Efterfølgende bores den anden boring, hvor reservoiret ligeledes testes, og der testes yderligere for den hydrauliske forbindelse (kommunikationen) mellem boringerne.

Trin 6 – Evaluering af efterforskningsboringen (-erne)

Efter borekampagnen vurderes samtlige resultater med fokus på dybde, tykkelse og temperatur af reservoiret (-erne) samt egenskaberne, kvaliteten og den mulige vandproduktion. Resultaterne evalueres grundigt, og den tidligere udarbejdede reservoirmodel justeres og opdateres med de nye data. Herefter vurderes det om det geotermiske potentiale er tilstrækkeligt til etablering af et anlæg.

Trin 7 – Detaljeret reservoirmodel



Side 47 af 50

Hvis projektet ønskes fortsat, udarbejdes en detaljeret reservoirmodel baseret på samtlige nye og ældre data. Reservoirmodellen danner udgangspunkt for valg af placering af eventuelle supplerende boringer og valg af design af anlæg.

Trin 8 – Opdatering af regional geologisk model

De indsamlede nye seismiske data og data fra efterforskningsboringerne supplerer den eksisterende viden om undergrunden. GEUS integrerer de nye data med de eksisterende data, hvorved GEUS’ regionale geologiske modeller for undergrundens opbygning opdateres og styrkes, således at sikkerheden i fremtidige vurderinger af efterforskningsrisici øges. Denne aktivitet foretager GEUS som led i den løbende forskningsaktivitet.

Redegørelse vedrørende forsikring af geotermiske reserver Bilag B F&U-projekt nr. 2011-7


Side 48 af 50

Eksempel på matrix af aflejringsmiljø-afhængige kontinuitetsfaktorer

Tabel 1:

Hovedsagelig flettede flod aflejringer (for eksempel Bunter Sandsten)

Tabel 2: Hovedsagelig kyst aflejringer (for eksempel Gassum & Nedre Jura/Nedre Kridt)

Net/gross-forhold

> 50 % af sandstenslagene er… Net/gross-forhold

> 50 % af sandstenslagene er…

< 5 m 5 – 10 m > 10 m < 5 m 5 – 10 m > 10 m < 25 % 0,2 0,3 0,4 < 25 % 0,4 0,5 0,6

25 – 50 % 0,3 0,4 0,5 25 – 50 % 0,5 0,6 0,7 50 – 75 % 0,4 0,5 0,6 50 – 75 % 0,6 0,7 0,8

> 75 % 0,5 0,6 0,7 > 75 % 0,7 0,8 0,9

Tabel 3: Bestemmelse af Kontinuitetsfaktor ud fra tykkelse af sandstenslag og net/gross-forhold

Boring/Reservoir Gennemsnitlig tykkelse af sandstenslag Net/gross-forhold

Kontinuitetsfaktor

Boring-1

Nedre Kridt Tynde: < 5 m 0,3 0,5

Nedre Jura (Medium) – tynde: < 5 m 0,24 0,4

Gassum Medium: 5–10 m 0,52 0,7

Bunter Sandsten (Tyk) – medium: 5–10 m 0,36 0,4

Boring-2

Nedre Kridt Tynde: < 5 m 0,31 0,5

Nedre Jura Tyk–medium: 5–10 m 0,45 0,7

Gassum Tynde: < 5 m 0,41 0,5

Redegørelse vedrørende forsikring af geotermiske reserver Bilag C F&U-projekt nr. 2011-7


Side 49 af 50

Eksempel på vurdering af de enkelte sandstensreservoirers egenskaber baseret på petrofysiske analyser af boringsdata

Nam

eD

epth

int.

Gro

ssR

eser

voir

/N

et re

serv

oir

Thic

knes

s of

the

Gra

in s

ize

Sort

ing

Cem

enta

tion

m

thic

knes

s m

Gro

ss ra

tioth

ickn

ess

[m]

thic

kest

san

dsto

ne m

M

inEx

pect

.M

axM

inEx

pect

.M

axM

inEx

pect

,M

axM

inEx

pect

.M

axA

rnag

er G

reen

sand

1480

-151

520

3545

0,60

0,80

1,00

1228

4510

2530

Fin

e-m

ediu

m0,

4W

ell

5,0

Loos

e-w

eak

5,0

Low

er C

reta

ceou

s un

diff

.15

15-1

575

4560

750,

100,

300,

505

1838

210

15F

ine-

med

ium

0,4

Wel

l5,

0Lo

ose-

wea

k5,

0M

iddl

e-U

pper

Jur

assi

c un

diff

.15

75-1

620

3045

600,

300,

600,

909

2754

515

25F

ine-

med

ium

0,4

Wel

l-mod

erat

e3,

0Lo

ose-

wea

k5,

0F

jerr

itsle

v F

m E

q.16

20-1

750

110

130

150

0,05

0,10

0,15

613

231

510

Ver

y fin

e0,

1W

ell

5,0

Loos

e-w

eak

5,0

L. J

uras

sic

2; T

S10

-TS

11

1750

-178

015

3045

0,30

0,50

0,70

515

325

1020

Fin

e-m

ediu

m0,

4W

ell-m

oder

ate

3,0

Loos

e-w

eak

5,0

L. J

uras

sic

1; T

S7-

TS

1017

80-1

845

5065

800,

500,

700,

9025

4672

1030

50F

ine

0,3

Wel

l-mod

erat

e3,

0Lo

ose-

mod

erat

e1,

0

B

ase

Gas

sum

Fm

-T

S7

1845

-188

020

3550

0,40

0,60

0,90

821

455

1525

Fin

e-m

ediu

m0,

4W

ell

5,0

Wea

k2,

0K

åger

öd F

m18

80-2

090

185

210

235

0,20

0,40

0,60

3784

141

1025

40C

oars

e7,

0P

oor

0,3

Wea

k-m

oder

ate

1,0

Mag

larp

Fm

Uni

t B &

C20

90-2

320

205

230

255

0,05

0,15

0,25

1035

641

1020

Fin

e-co

arse

1,0

Mod

erat

e 1,

0W

eak-

mod

erat

e1,

0B

unte

r S

ands

tone

Fm

2320

-247

010

015

020

00,

400,

600,

8040

9016

015

5070

Fin

e-co

arse

1,0

Mod

erat

e1,

0W

eak

2,0

Ljun

ghus

en S

ands

tone

2470

-252

025

5075

0,80

0,90

1,00

2045

7540

4550

Med

ium

-coa

rse

1,8

Wel

l5,

0W

eak

2,0

Stra

tigra

phic

uni

ts w

ith p

ossi

ble

rese

rvoi

rsR

eser

voirs

Gassum

Fm

ssFm

Redegørelse vedrørende forsikring af geotermiske reserver Bilag D F&U-projekt nr. 2011-7


Side 50 af 50

Skalerings-faktorer til vurdering produktions-potentialet (PRO)

Kornstørrelse (middel)

Coarse D50 = 1 mm 7

Medium – Coarse D50 = 0.5 mm 1.8

Fine – Medium; occ. Coarse 1 Fine – Coarse 1 Medium D50 = 0.38 mm 1

Fine – Medium D50 = 0.25 mm 0.4

Fine D50 = 0.18 mm 0.3

Very Fine – Fine 0.2 Very Fine D50 = 0.1 mm 0.1

Sorteringsgrad

Well 5

Well – Moderate 3 Moderate 1

Moderate – Poor 1

Poor 0.5

Very Poor 0.2 Cementeringsgrad

Loose – Weak 5

Weak 2

Loose – Moderate 1 Weak – Moderate 1

Moderate 0.2


0-4

BILAG 4

MATERIALE FRA KOMMUNEKREDIT


0-5

BILAG 5

PRINCIPSKITSE – GEOTERMIBRØND

Btm of Cellar

Well head TVD RT (est Tops m)

253 264(preinstalled and cemented) 253 m MD BGL 253 m MD RT

Top of 13 ⅜" cement

+/- 1700 m MD BRT

13⅜" 68lbs/ft K55 17½" TD Liner hanger 1741 2846

Premium Connection 1850 m MD BRT

13⅜" Shoe

+/-1850 m MD BRT

1875 3094

1931 3197

1959 3249

1974 3276

1992 3309

2183 3660

2196 3684

Top of 9⅝" cement

+/- 2250 m MD BRT

12 ¼" TD

9⅝" 47lbs/ft K55 or L80 2424 m MD BRT Screens hanger 9 ⅝" Liner Shoe

Premium Connection 2424 m MD BRT 2424 4102

5" Sand Screens

Set in Gassum Formation

2533 43028½" TD

TD: 2550 m MD BRT in the Vinding Formation 2550 4334

2602 4429

DRAWN: W.DYL

Oddesund

Vinding

Gassum

Fjerritslev F-IV member

TBG HGR

CHALK/Chert

Vedsted Fm

Frederikshavn Fm

Børglum Fm

Haldager Sand Fm

Fjerritslev F-III member

Fjerritslev F-II member

Fjerritslev F-I member

Kvols - 2 (vertical)BASE CASE WELL SCHEMATIC - GASSUM COMPLETION

RT - GROUND LEVEL +/- 10 M

9-5/8" Quaternary120 m MD BGL GROUND WATER AQUIFER

18⅝" 87,5 lbs/ft K-55

15 mar 2012

(INJECTOR/PRODUCER)

REVISION: 3

KCl - Glycol

1.2 - 1.3 sg

Low Solids

Drilling Fluid

1.2 sg

NB MD [m] for the longest well

Water

& Bentonite

1.2 sg


0-6

BILAG 6 TIDSPLAN

Viborg GeotermiNB! Tidsplan tæller fra styregrupens beslutning om at igangsætte arbejdet.

0 Borearbejder0.1 Drill Kvols 20.2 Test0.3 Skid to Kvols 30.4 Drill Kvols 30.5 Test0.6 Skid to Kvols 40.7 Drill Kvols 40.8 Test0.9 Skid to Kvols 50.10 Drill Kvols 50.11 Test0.12 Skid to Kvols 60.13 Drill Kvols 60.14 Test0.15 Skid to Kvols 70.16 Drill Kvols 70.17 Test0.18 Skid to Kvols 80.19 Drill Kvols 80.20 Test0.21 Skid to Kvols 90.22 Drill Kvols 90.23 Test

1 Driftsfilosofi og funktion1.1 Funktionsbeskrivelse1.2 Hydraulik og pumpebestykning1.3 Tekniske krav og specifikationer1.4 Driftsfilosofi2 Transmissionsledninger

2.1 Fastlæggelse af tracé2.2 Udbudsmaterial2.3 Tilbudsfase2.4 Udførelse3 Underpresning

3.1 Fastlæggelse af metode3.2 Udbudsmaterial3.3 Tilbudsfase3.4 Udførelse4 Pumpestationer

4.1 Udbud ingeniør4.2 Design4.3 Arkitekt4.4 Projektering4.5 Udbudsmaterial4.6 Tilbudsfase4.7 Udførelse5 Overfladeanlæg

5.1 Design5.2 Arkitekt5.3 Projektering5.4 Udbudsmateriale5.5 Tilbudsfase5.6 Udførelse5.7 Funktionstest6 Maskinudbud

6.1 Fastlæggelse af ydelser mv.6.2 Udbudsmateriale6.3 Tilbudsfase6.4 Levering/instalering6.5 Funktionstest7 Arkæologiske undersøgelser

7.1 Undersøgelser i tracé

Viborg GeotermiNB! Tidsplan tæller fra styregrupens beslutning om at igangsætte arbejdet.

1 Landzonetiladelse1.1 Beskrivelse og ansøgning1.2 Sagsbehandling1.3 Klagefrist2 Vandløbskrydsninger

2.1 Beskrivelse og ansøgning2.2 Sagsbehandling2.3 Klagefrist3 § 3 dispensation

3.1 Beskrivelse og ansøgning3.2 Sagsbehandling3.3 Klagefrist3 § 3 dispensation

2.1 Beskrivelse og ansøgning2.2 Sagsbehandling2.3 Klagefrist4 Fortidsminder

4.1 Beskrivelse og ansøgning4.2 Sagsbehandling4.3 Klagefrist5 Grundvandssænkning

4.1 Beskrivelse og ansøgning4.2 Sagsbehandling4.3 Klagefrist

Tidsplan 07.03.2012 (Worst Case)

7 8 9 10 11 122012

5 61 2 3 4 7 8 9 101 2 3 4 5 6

6 7 8 9 101 2 3 4 5

12 1

11 12 1 7 8 9 102 3 4 5 6

Tidsplan 01.03.2012 (Worst Case)

2012

Anlægsarbejde

2013 201411 12 1 2 3 4

Tilladelser

2 3 42013 2014

11

\\DKRAMAALFIL01\SAGARKIV\2009\09495022\dok\B01236-2-CEJ.xls


7-7

BILAG 7 MATERIALE VEDR. AFTALE MELLEM ØVRIGE BYER

Sct. Mathias Gade 23, 8800 Viborg

Tlf. 87 27 47 00, Fax 86 62 63 43

A D V O K A T F I R M A E T

STEFFENSEN HORSTMANN

104405 TLC/KAV

1. juli 2011

STATUSNOTAT PR. 1. JULI 2011

vedr. samarbejdet om geotermi

Som opfølgning på møde den 27. maj 2011 – og det udarbejdede referat – er der udarbejdet dette

opfølgende notat:

1: Udbud på boreledelse for Skive, Tønder og ÅbenråRødekro er i gangsat. Prækvalifikationsfasen

er udløbet. Der er indkommet anmodning om prækvalifikation fra en ansøger. Tine Ladefoged ar

bejde i øjeblikket på udfærdigelse af selve udbudsmaterialet, som der skal afgives tilbud på bag

grund af.

2: Udbud på borerig er i gangsat og der er prækvalificerede fire tilbudsgivere. Den femte ansøger

fremsendte ikke det krævede materiale og blev derfor afvist.

Tine Ladefoged og Lars Andersen arbejder i øjeblikket på udfærdigelse af udbudsdokumenter til

borerig til brug for afgivelse af tilbud.

3: Udbud på de øvrige ydelser er i det væsentligste igangsat. Udbudsbekendtgørelserne er sendt til

parterne i takt med, at de er offentliggjort i EUdatabasen.

På mødet den 27. maj 2011 blev der udleveret liste over forventede udbud. Flere af disse udbud er

dog udgået ellers udbudt sammen.

Der er på nuværende tidspunkt følgende aktuelle udbud:

Drilling rig

Drilling bits

Cementing service

Drilling Fluid Materials

Directional Drilling and MWD

Mud logging

2

Line hanger, sand screens og well heads: forventes offentliggjort senest mandag den 4. juli

2011

Wireline logging

Der mangler følgende udbud:

Casing

Cuttings handling and disposal

Eventuelle andre lidt mindre udbud, som nævnt på listen, f.eks. udbud af Skurby Rengø

ringsservice, mad, brøndbore, boreplads, diesel, el osv.

Nogle af de sidstnævnte udbud vil formentlig blive lokale udbud. Peter Sørensen har udarbejdet

regneakt med fordeling af forventede omkostninger, som er indarbejdet i dette notat. (Jeg har til

ladt mig at rette lidt heri!)

Forventede omkostninger for udbud af geotermi, for samarbejdet mellem Viborg, Skive, Tønder

og AabenraaRødekro

Juni 2011

Total kr. Pr. part kr.

Udbud vedrørende boreledelse for Skive, Tønder og Aabenraa,

til fordeling mellem 3 parter 400.000 133.000

Udbud vedrørende services til prøveboring og efterfølgende boringer

ca. 16 udbud á kr. 120.000 til fordeling mellem 4 parter 2.000.000 500.000

Udbud borerig for hele projektet 500.000 125.000

Udgift til boreledelse for udarbejdelse af ca. 16 udbud,

anslået til 2 x 250.000 500.000 125.000

Forventet samlet udbudsudgift inden igangsættelse af boring 3.400.000 883.000

Alle beløb er ekskl. moms.

3

Når alle udbud er afholdt og tilbud indkommet på de enkelte ydelser, vil disse blive forelagt alle

parter. Hver enkelt part kan så afgøre, om projektet ønskes fortsat.

Viborg, den 1. juli 2011

Tine Blach Ladefoged Christensen

Sct. Mathias Gade 23, 8800 Viborg

Tlf. 87 27 47 00, Fax 86 62 63 43

A D V O K A T F I R M A E T

STEFFENSEN

HORSTMANN

104405 TLC/KAV

31. maj 2011

REFERAT FRA MØDE D. 27. MAJ 2011

vedr. samarbejde om geotermi

Deltagere:

Fra Åbenrå-Rødekro Fjernvarme: Peter Sørensen og Per Horup

Fra Skive Kommune: Lars Yde og Karl Krogshede

Fra Tønder Fjernvarme: Johnny Petersen, Peter Nørkær og rådgiver Victor Jensen

Fra Viborg Fjernvarme: Henry Juul Nielsen

Advokat Tine Ladefoged

Formål:

Der var aftalt et møde mellem ovennævnte parter med henblik på at drøfte mulighederne for at

samarbejde om at udbyde en række opgaver i forbindelse med prøveboringer efter geotermisk

varme hos de enkelte parter. Der vurderes at være en stor besparelse ved at være flere om ud-

buddene, idet tilbudsgiverne i så fald har mulighed for at lave en langvarig kontrakt med den følge,

at priserne forventes væsentlig lavere.

Udbuddet af opgaver og indkøb vil ske på en sådan måde, at der er option på yderligere arbej-

de/indkøb således, at udbudspligten er afløftet også for så vidt angår en evt. videreførelse af pro-

jektet.

Boreledelse:

Viborgprojektet er nok det mest fremskredne projekt. Der har været udbud boreledelse og Ross

Engineering A/S er udpeget hertil.

Dette udbud er afsluttet og der er ikke mulighed for udvidelse af opgaven uden fornyet EU-udbud.

2

De øvrige parter gav tilsagn om, at der hurtigst muligt iværksættes udbud på boreledelse i over-

ensstemmelse med det udbud, som har været holdt i Viborg.

Tine Ladefoged igangsætter dette snarest og kan indhente evt. teknisk assistance hertil.

Borerig:

Der er allerede forud for mødet givet accept fra alle parter til at være en del af udbuddet på bore-

rig. Der er således udsendt udbudsbekendtgørelse med ansøgning om prækvalifikation til borerig,

hvor der udbudt 4 prøveboringer og med mulighed for udvidelse med op til 22.

Der ansøgningsfrist for anmodning om prækvalifikation til d. 9. juni 2011. Ansøgningerne sendes til

Viborg Fjernvarme og evalueres bl.a. af Sigurd Solem, Dansk Geotermi Aps og Ross Engineeringder

er valgt som boreleder på projektet i Viborg og som har opstillet de tekniske krav til boreriggen.

Der vil blive prækvalificeret mellem 3 og 5, der skal afgive tilbud på opgaven. Boreriggen er udbudt

som udbud med forhandling efter forsyningsvirksomhedsdirektivet.

Det er aftalt, at der skal være fokus på omkostninger, idet der godt kan tåles en lidt senere opstart

med borearbejdet, hvis der er en væsentlig besparelse herved.

Tidsaspektet for start af boringer skal også indgå ved vurderingen.

Øvrige udbud relateret til boreprocessen:

For at kunne gennemføre prøveboring skal der foruden borerig indkøbes en række andre tjeneste-

ydelser og varer. Der er udleveret liste over forventede udbud.

Det bemærkes, at der kan forekomme ændringer heri, da der kan være behov for yderligere ting,

ligesom enkelte udbud også kan udgå, hvis dette kan slås sammen med andre indkøb.

Der er tale om et omfattende projekt med en grad af kompleksitet, der medfører, at hele proces-

sen ikke er detailplanlagt i enkeltheder.

Alle parter tilkendegav at ville deltage i de til prøveboring fornødne udbud.

Udbuddene igangsættes snarest og i forhåbentlig henhold til den tidsplan, som blev udleveret. Da

borelederen er afgørende for den tekniske beskrivelse i disse udbud – og da det er alene er Viborg

Fjernvarme, der har valgt en boreleder – accepteres det af de øvrige parter, at Viborgs boreleder

3

(Ross Engineering) opstiller kravene, som den senere valgte boreleder for de øvrige parter således

må ”affinde” sig med.

Forsikringsudbud:

Alle parter vil gerne deltage i fælles udbud på forsikring, der forestås af Willis og eventuelt March,

såfremt de kan og vil medvirke. Henry Juul undersøger straks, hvilket materiale, der er påkrævet

for at igangsætte udbud på forsikring samt om anden mægler skal medvirke heri.

Overladeanlæg, boreplads m.v.:

Udbud på overfladeanlæg og boreplads er lokale udbud. I Viborg er der truffet afgørelse om, at

boreplads udbydes som bygge-/anlægsprojekt efter tilbudsloven, da værdien af borepladsen vur-

deres at være omkring kr. 500.000. Dog forventes det, at beskrivelsen af borepladsen kan genbru-

ges således, at der reelt også er et samarbejde herom (og en besparelse herved).

Pumper og filter kan være fælles udbud, men afventer indtil videre prøveboringerne.

Transport af boreaffald kunne måske også være en opgave, der kan indkøbes lokalt. Der kan evt.

laves et fælles udbud med 4 delaftaler således, at opgaven kan udføres af også mindre firmaer.

Status:

Udbud iværksættes på alle parters vegne.

Når tilbud foreligger udsendes disse til alle parter til godkendelse inden kontraktindgåelse.

Der laves et standardiseret brønddesign, der er uafhængig af den geografiske placering. Detail-

planlægning af den enkelte brønd sker senere i forløbet og af den udvalgte boreleder.

Rækkefølgen af boringernes geografiske placering er ikke endelig afklaret, men det forventes, at

første prøveboring sker i Viborg, derefter prøveboring i Skive. Hvis der er basis for at gå videre

med projektet i Viborg, vil der formentlig blive boret yderligere brønde der. Detailplanlægningen

afventer også en tilkendegivelse om, hvornår de enkelte parter forventer at være klar til prøvebo-

ring. Skive har tilkendegivet at være klar omkring oktober 2011.

Skive Kommune har dog på nuværende tidspunkt ikke en formelt godkendelse på tiltag i projektet.

Dette forventes at foreligge snarest.

Omkostninger:

Parterne er enige om, at dele omkostningerne på følgende måde:

4

- Rådgiverdelen: i lige forhold med ¼ til hver

- Borearbejdet m.v.: i forhold til ”forbrug”.

Viborg har gennemført flere udbud, der erfaringsmæssigt har kostet kr. 400.000 ekskl. moms pr.

styk. Det vurderes imidlertid, at de kommende udbud vil være lavere rent størrelsesmæssigt.

Ross Engineering A/S har fast priser på de enkelte udbud, og som udgør kr. 250.000 ekskl. moms

for alle udbuddene. Dog er der ikke givet priser på alle de udbud, som nu er identificeret og som

forventes afholdt. Tilbuddet er afgivet til Viborg Fjernvarme, men det forhold, at udbuddet nu sker

på vegne af flere ordregivende myndigheder og at omfanget heraf er større, vurderes ikke at have

indflydelse på denne pris, idet arbejdet ikke forøges i væsentlig grad i konsekvens heraf.

Dertil kommer omkostninger til Tine Ladefoged for juridisk bistand med udbuddene. Omkostnin-

gerne til boreledelse for juridisk bistand for Viborg har været ca. kr. 160.000 ekskl. moms. De øvri-

ge udbud vurderes at være mindre samt med mulighed for et vist genbrug, hvorfor der i gennem-

snit vurderes at være en omkostning til juridisk bistand i niveau kr. 120.000 ekskl. moms pr. ud-

bud. Deri er indeholdt omkostninger til kontraktudarbejdelse, hvor der antages bistand fra en ad-

vokat, som Ross Engineering A/S er bekendt med, og som arbejder med sådanne kontrakter.

Udbuddet på borerig vurderes dog at udgøre et større beløb som følge af omfanget og kompleksi-

teten af dette udbud. Dette udbud vurderes at være i niveau kr. 500.000 ekskl. moms.

Priserne på selve borearbejdet kendes ikke, da tilbud ikke er indkommet, men der er udleveret

budget for de forventede omkostninger til prøveboringen i Viborg. Budgettet er udarbejdet af

Ross Engineering A/S og er alene forventede omkostninger.

Det foreslås, at alle regninger sendes til Viborg Fjernvarme, der fører regnskab herover og i første

omgang betaler regningerne. Viborg Fjernvarme fordeler omkostningerne på de enkelte parter og

fremsender opkrævning herpå. Alle parter har ret til fuld indsigt i regnskabet.

Besparelserne ved at gå sammen om projektet skal komme alle parter til gode

Evt. arbejde, der alene udføres for en enkelt part eller flere af disse – f.eks. boreledelse - fremsen-

des alene til den eller de involverede parter.

Hver part laver individuel aftale med Sigurd Solem, Dansk Geotermi ApS. Sigurd Solem bistår i så-

vel planlægnings- som udførelsesfase.

5

Generelt:

Henry Juul oplyste, at man i Viborg har gode erfaringer med orientering af borgere i form af infor-

mationsmøder m.v.

Karl Krogshede undersøger om der er fællesregler for affaldshåndtering i de enkelte kommuner –

og i benægtende fald forsøges det, at få reglerne ensartede med henblik på optimal arbejdspro-

ces.

Der er lavet seismiske undersøgelser i Viborg. Dette vurderes ikke nødvendigt de øvrige steder.

VVM-screening burde være ”nok” således at en VVM-redegørelse ikke er påkrævet. Der arbejdes

lokalt med dette emne. Dog vil Karl Krogshede forsøge at få en ensartet praksis i kommunerne på

dette punkt i det omfang, at de geografiske forskelle/anlæggenes placering ikke giver anledning til

forskelsbehandling.

I Viborg anvendes et forum, der kaldes basecamp, som er en portal, hvortil alle deltagere har ad-

gang og kan gøre sig bekendt med alle dokumenter. Henry Juul vil åbne en tilsvarende portal for

dette fælles projekt, hvor dokumenter uploades. Alle parterne har adgang til basecamp og kan læ-

se og uploade dokumenter. Der sendes mail ud til de registrerede, når der uploades nye dokumen-

ter.

Alle parter sender navn og mail-adresse på de personer, der fra de enkelte deltagere skal have ad-

gang til BaseCamp

Viborg 31. maj 2011

Tine Ladefoged/Henry Juul Nielsen


8-8

BILAG 8 BEREGNINGER - RAMBØLL

1/2

Rambøll Danmark A/S CVR-NR 35128417 Medlem af FRI

Dato 2012-03-08 Rambøll Prinsensgade 11 DK-9000 Aalborg T +45 9935 7500 F +45 9935 7505 www.ramboll.com/energy

NOTAT Projekt Viborg Geotermi – forudsætninger til projektforslag

Kunde Viborg Geotermi

Notat nr. -

Dato 2012-03-08

Til -

Fra Christian Engstrøm Jensen

Kopi til -

1. Indledning

Nedenstående forudsætninger, er de forudsætninger der er an-vendt i forbindelse med udarbejdelse af Varmeforsyningsprojektet for geotermianlægget. Varmeforsyningsprojektet er fremsendt til Viborg kommune på mail den 30. marts 2011 og godkendt af klima- og miljøudvalget, den 11. august 2011.

2. Beregningsforudsætninger til varmeforsyningsprojekt

Til de samfundsøkonomiske beregninger anvendes Energistyrelsens Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområ-det - Maj 2009, hvor ikke andet er nævnt.

Planperioden løber fra 2011 til 2030. Alle beregninger er udført i prisniveau 2010 Som kalkulationsrente er anvendt 6 % Det geotermiske anlæg forudsættes idriftsat primo 2011 I beregningerne er der anvendt følgende gaspriser fra

energistyrelsens forudsætningskatalog: for værkerne Sto-holm, Skals og Løgstrup er anvendt tabel 5, naturgaspris for fjernvarmeværker. Som gaspris til Viborg Kraftvarme-værk er anvendt tabel 3 (CIF-priser), tillagt Viborg kraft-varmeværks faktiske omkostninger til transmission og di-stribution af naturgas. For værkerne i Stoholm, Løgstrup og Skals anvendes tabel 5, som indeholder naturgaspriser inkl. transportomkostninger. Begge tabeller findes i Energistyrel-sens forudsætningskatalog .

Reinvesteringer i eksisterende produktionsanlæg. Viborg Kraftvarmeværk 100 mill. kr. i 2016 Stoholm Varmeværk 5 mill kr. i 2019 Løgstrup Varmeværk 5 mill kr. i 2019 Skals Varmeværk 5 mill kr. i 2019

2/2

Som varmepris fra Affaldskraftvarmeværket anvendes tabel 8.1 og 8.2 fra bilag. Af-faldsvarmeprisen er inkl. affaldsvarmeafgift og transmissionsbidrag. Affaldsvarme-prisen er i år 2012 indregnet til 286 kr./MWh og i år 2032 udgør affaldsvarmeprisen 237 kr./MWh begge priser er inkl. affaldsvarmeafgift og transmissionsbidrag. Og be-nyttes både samfunds og selskabsøkonomisk.

Investeringer i forbindelse med det geotermiske anlæg fremgår af nedenstående ta-bel, investeringerne indeholder endvidere omkostninger til etablering af transmissi-onsledninger fra Kvols og frem til de respektive værker inkl. tilslutningsanlæg på værkerne.

8 MW 149 mill. kr. 16 MW 200 mill. kr. 24 MW 243 mill. kr. 32 MW 282 mill kr.

GENERELT

Projekt navn Viborg Geotermi - referenceScenarie navn 32 MW

Reference

scenarie eller følsomhedscenarie eller følsomhed

AnlægProduktionsanlæg 10Individuelle anlæg 1Ledningsnet 1

TidsdataStart år 2012Slutår 2031periode 20

Prisniveau 2010

SamfundsøkonomiKalkulationsrente 5%Forvridningsfaktor 20%Nettoafgiftsfaktor 17%

SelskabsøkonomiKalkulationsrente 5%Byggerente 0%

LånRente 5%

Forbruger økonomiMoms 25%

AndetØkonomi Mio.kr. 1000000

Varme TJEl GWh

ReferenceVarme

Energypro 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 20311 Viborg CC MWh 280.018 280.323 198.047 196.951 161.568 161.994 280.505 163.577 257.668 161.689 254.988 279.835 163.760 162.968 162.603 161.689 280.627 311.930 312.234 311.0772 Viborg kedler MWh 50.724 51.159 132.948 134.699 171.079 169.132 50.807 167.904 75.310 169.539 76.113 51.290 169.361 168.027 169.046 169.539 51.933 19.382 19.247 19.9183 Stoholm motor MWh 17.056 17.128 13.393 16.893 15.990 16.871 17.117 17.128 17.208 17.081 17.076 17.083 17.018 16.914 16.893 17.081 17.155 17.117 17.128 17.1004 Stoholm kedler MWh 551 516 4.226 762 1.717 757 521 516 518 552 549 544 713 704 762 552 549 521 516 5185 Løgstør motor MWh 14.205 15.509 11.378 11.373 11.441 11.511 14.806 11.655 16.532 11.702 16.375 16.411 11.800 11.759 11.695 14.925 16.482 16.436 16.462 16.4276 Løgstør kedler MWh 1.606 476 4.718 4.893 5.009 5.001 1.852 5.147 512 5.252 571 537 5.250 5.184 5.281 2.029 539 522 504 5137 Skals motor MWh 10.473 10.595 5.226 5.183 5.231 5.247 10.478 11.056 11.151 5.252 10.907 10.383 5.305 5.284 5.252 10.881 10.356 10.462 10.536 10.5108 Skals kedler MWh 8.360 8.284 13.623 13.701 13.711 13.610 8.388 7.823 7.809 13.609 7.947 8.474 13.667 13.565 13.632 7.980 8.583 8.404 8.342 8.3379 Affaldsforbrænding MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

10 Geotermi MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Samlet produktionsaMWh 382992 383988 383559 384455 385747 384122 384474 384806 386707 384676 384527 384559 386873 384405 385165 384676 386224 384775 384970 384401

Viborg Geotermi -Samf.- og selskabsøkonomi i faste 2010-priserScenarie: 32 MW

Oversigt Nutidsværdiberegning fra 2012 til 2031

Selskabsøkonomi 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Samlet selskabsøkonomi for scenariet

Reference Geotermi 32 MWEnhed Nutidsværdi Nutidsværdi

Brændselsomkostninger Mio.kr. 2.267 870Elsalg Mio.kr. -1.329 -554Drift og vedligehold Mio.kr. 682 774Varmepris Mio.kr. 0 0Kapitalomkostninger Mio.kr. 430 430CO2ækv-omkostninger Mio.kr. 178 65Afgifter Mio.kr. 916 338I alt Mio.kr. 3.144 1924

Delresultater

Produktionsanlæg

Anlæg 1 Anlæg 2 Anlæg 3 Anlæg 4 Anlæg 5 Anlæg 6 Anlæg 7 Anlæg 8 Anlæg 9 Anlæg 10Viborg CC Viborg kedlerStoholm motoStoholm kedlLøgstør motoLøgstør kedleSkals motor Skals kedler AffaldsforbræGeotermi

Enhed Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi NutidsværdiBrændselsomkostninger Mio.kr. 1.515 429 117 3 95 11 60 38 0 0Elsalg Mio.kr. -1.163 0 -75 0 -57 0 -33 0 0 0Eltilskud Mio.kr. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Drift og vedligehold Mio.kr. 547 24 10 0 8 0 4 1 0 87Varmepris Mio.kr. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Kapitalomkostninger Mio.kr. 86 0 4 0 4 0 4 0 0 332CO2ækv-omkostninger Mio.kr. 94 60 7 0 6 1 4 5 0 0Afgifter Mio.kr. 510 286 34 2 31 7 21 25 0 0I alt Mio.kr. 1.588 798 97 6 86 20 60 69 0 420

Ledningsnet

Ledning 1 Ledning 2 Ledning 3 Ledning 4 Ledning 5Ledning 1 Ledning 2 Ledning 3 Ledning 4 Ledning 5

Enhed Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi NutidsværdiBrændselsomkostninger Mio.kr. 0 0 0 0 0Drift og vedligehold Mio.kr. 0 0 0 0 0Varmepris Mio.kr. 0 0 0 0 0Kapitalomkostninger Mio.kr. 0 0 0 0 0CO2ækv-omkostninger Mio.kr. 0 0 0 0 0Afgifter Mio.kr. 0 0 0 0 0I alt Mio.kr. 0 0 0 0 0

GENERELT

Projekt navn Viborg Geotermi - geotermi 32 MWScenarie navn 32 MW

Reference




Prisniveau 2010



LånRente 5%



Varme TJEl GWh

Geotermi 32MWVarme

Energypro 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 20311 Viborg CC MWh 124.419 127.281 107.367 107.001 79.353 78.622 126.307 80.632 120.826 79.292 119.181 125.637 80.571 81.789 81.302 79.292 126.124 130.265 131.118 130.8132 Viborg kedler MWh 13.365 12.778 32.014 32.051 60.882 60.423 13.241 59.309 19.563 60.121 20.218 13.826 60.369 57.830 57.926 60.107 14.224 9.442 9.266 9.0213 Stoholm motor MWh 376 561 465 405 456 466 473 561 405 457 451 466 568 465 405 457 457 473 561 4654 Stoholm kedler MWh 372 477 431 378 392 405 416 477 394 396 394 405 488 431 378 396 400 416 477 4315 Løgstør motor MWh 1.224 1.434 1.295 1.318 1.411 1.473 1.718 1.651 1.833 1.625 1.832 1.860 1.774 1.652 1.627 1.818 1.858 1.878 1.913 1.8396 Løgstør kedler MWh 53 39 168 192 213 227 57 229 62 270 84 74 235 250 261 90 85 61 59 627 Skals motor MWh 551 689 472 477 519 541 641 790 657 488 684 615 562 504 519 694 604 631 710 6258 Skals kedler MWh 138 175 289 232 272 250 146 75 51 292 96 176 323 257 190 85 181 156 154 1359 Affaldsforbrænding MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

10 Geotermi MWh 242.841 241.027 241.482 242.769 242.613 242.093 241.872 241.556 243.303 242.087 241.987 241.877 242.461 241.651 242.927 242.087 242.660 241.848 241.184 241.435


Viborg Geotermi -Samf.- og selskabsøkonomi i faste 2010-priserScenarie: 32 MW




Geotermi 32 MReferenceEnhed Nutidsværdi Nutidsværdi

Brændselsomkostninger Mio.kr. 870 2267Elsalg Mio.kr. -554 -1329Drift og vedligehold Mio.kr. 774 682Varmepris Mio.kr. 0 0Kapitalomkostninger Mio.kr. 430 430CO2ækv-omkostninger Mio.kr. 65 178Afgifter Mio.kr. 338 916I alt Mio.kr. 1.924 3144

Delresultater

Produktionsanlæg


Enhed Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi NutidsværdiBrændselsomkostninger Mio.kr. 712 137 3 2 11 1 4 1 0 0Elsalg Mio.kr. -543 0 -2 0 -7 0 -2 0 0 0Eltilskud Mio.kr. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Drift og vedligehold Mio.kr. 513 8 0 0 1 0 0 0 0 252Varmepris Mio.kr. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Kapitalomkostninger Mio.kr. 86 0 4 0 4 0 4 0 0 332CO2ækv-omkostninger Mio.kr. 44 19 0 0 1 0 0 0 0 0Afgifter Mio.kr. 240 90 1 1 4 0 1 0 0 0I alt Mio.kr. 1.052 254 6 3 13 1 8 1 0 585

Ledningsnet



GENERELT

Projekt navn Viborg Geotermi - Affald - ReferenceScenarie navn 32 MW - Affald

Reference




Prisniveau 2010



LånRente 5%



Varme TJEl GWh

ReferenceVarme

Energypro 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 20311 Viborg CC MWh 1505702 280.018 280.323 96.648 97.623 81.119 81.180 105.357 82.520 100.729 80.936 98.902 104.626 82.702 81.545 82.276 81.241 104.992 107.610 107.549 107.3672 Viborg kedler MWh 300511 50.724 51.159 15.713 15.855 30.926 30.224 7.272 29.386 12.744 30.344 12.468 7.677 30.084 30.289 30.371 30.040 7.854 5.019 4.820 5.0123 Stoholm motor MWh 207658 17.056 17.128 13.393 16.893 14.870 16.871 17.117 17.128 17.208 17.081 17.076 17.083 17.018 16.914 16.893 17.081 17.155 17.117 17.128 17.1004 Stoholm kedler MWh 12284 551 516 4.226 762 2.838 757 521 516 518 552 549 544 713 704 762 552 549 521 516 5185 Løgstør motor MWh 170686 14.205 15.509 11.378 11.373 11.441 11.511 14.806 11.655 16.532 11.702 16.378 16.411 11.800 11.759 11.695 14.925 16.482 16.436 16.462 16.4276 Løgstør kedler MWh 36420 1.606 476 4.718 4.893 5.009 5.001 1.852 5.147 512 5.252 568 537 5.250 5.184 5.281 2.029 539 522 504 5137 Skals motor MWh 100984 10.473 10.595 5.406 5.353 5.300 5.422 10.017 10.128 10.171 5.390 9.879 9.943 5.464 5.443 5.390 10.001 9.906 9.953 9.975 9.9488 Skals kedler MWh 134299 8.360 8.284 13.443 13.531 13.642 13.435 8.849 8.751 8.789 13.471 8.975 8.914 13.508 13.406 13.494 8.860 9.033 8.912 8.904 8.8999 Affaldsforbrænding MWh 2325527 0 0 218.667 218.172 220.602 219.722 218.678 219.576 219.504 219.933 219.732 218.823 220.335 219.161 219.003 219.933 219.714 218.678 219.126 218.616

10 Geotermi MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


Viborg Geotermi -Samf.- og selskabsøkonomi i faste 2010-priserScenarie: 32 MW - Affald




Reference Geotermi 32 MWEnhed Nutidsværdi Nutidsværdi

Brændselsomkostninger Mio.kr. 1.197 220Elsalg Mio.kr. -757 -154Drift og vedligehold Mio.kr. 633 690Varmepris Mio.kr. 356 357Kapitalomkostninger Mio.kr. 430 430CO2ækv-omkostninger Mio.kr. 83 13Afgifter Mio.kr. 674 300I alt Mio.kr. 2.616 1856

Delresultater

Produktionsanlæg


Enhed Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi NutidsværdiBrændselsomkostninger Mio.kr. 783 92 117 4 95 11 59 38 0 0Elsalg Mio.kr. -593 0 -75 0 -57 0 -32 0 0 0Eltilskud Mio.kr. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Drift og vedligehold Mio.kr. 517 5 10 0 8 0 4 1 0 87Varmepris Mio.kr. 0 0 0 0 0 0 0 0 356 0Kapitalomkostninger Mio.kr. 86 0 4 0 4 0 4 0 0 332CO2ækv-omkostninger Mio.kr. 47 12 7 0 6 1 3 5 0 0Afgifter Mio.kr. 276 65 34 2 31 7 20 26 212 0I alt Mio.kr. 1.117 174 97 7 86 20 58 71 568 420

Ledningsnet



GENERELT

Projekt navn Viborg Geotermi - Affald - Geotermi 32 MWScenarie navn 32 MW - Affald

Reference




Prisniveau 2010



LånRente 5%



Varme TJEl GWh

Geotermi 32MWVarme

Energypro 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 20311 Viborg CC MWh 389340 124.419 127.281 14.860 14.677 13.703 14.372 15.347 15.103 14.677 13.703 14.190 15.042 15.590 14.433 13.946 13.703 15.103 15.347 15.773 14.8602 Viborg kedler MWh 36108 13.365 12.778 602 783 1.998 1.439 611 1.266 755 1.869 1.370 890 1.205 975 1.430 1.869 854 611 596 6023 Stoholm motor MWh 5821 376 561 465 405 456 466 473 561 405 457 451 466 568 465 405 457 457 473 561 4654 Stoholm kedler MWh 161 18 5 4 5 26 22 11 5 5 24 24 22 10 4 5 24 23 11 5 45 Løgstør motor MWh 19929 1.224 1.434 1.295 1.318 1.411 1.473 1.718 1.651 1.833 1.625 1.832 1.860 1.774 1.652 1.627 1.818 1.858 1.878 1.913 1.8396 Løgstør kedler MWh 1743 53 39 168 192 213 227 57 229 62 270 84 74 235 250 261 90 85 61 59 627 Skals motor MWh 6964 551 689 472 477 488 488 610 689 583 451 599 610 509 466 488 583 604 615 689 6048 Skals kedler MWh 2752 138 175 289 232 304 303 177 175 125 329 181 181 376 294 222 196 181 172 175 1569 Affaldsforbrænding MWh 2332833 0 0 219.539 219.272 221.019 220.053 220.064 219.932 220.097 220.227 220.193 219.966 220.651 219.572 219.305 220.227 220.818 220.064 219.932 219.539

10 Geotermi MWh 1998447 242.841 241.027 145.862 147.141 146.128 145.274 145.439 145.194 148.179 145.702 145.600 145.442 145.955 146.290 147.489 145.688 146.233 145.575 145.266 146.269


Viborg Geotermi -Samf.- og selskabsøkonomi i faste 2010-priserScenarie: 32 MW - Affald




Geotermi 32 MReferenceEnhed Nutidsværdi Nutidsværdi

Brændselsomkostninger Mio.kr. 220 1197Elsalg Mio.kr. -154 -757Drift og vedligehold Mio.kr. 690 633Varmepris Mio.kr. 357 356Kapitalomkostninger Mio.kr. 430 430CO2ækv-omkostninger Mio.kr. 13 83Afgifter Mio.kr. 300 674I alt Mio.kr. 1.856 2616

Delresultater

Produktionsanlæg


Enhed Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi NutidsværdiBrændselsomkostninger Mio.kr. 190 10 3 0 11 1 4 1 0 0Elsalg Mio.kr. -143 0 -2 0 -7 0 -2 0 0 0Eltilskud Mio.kr. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Drift og vedligehold Mio.kr. 492 1 0 0 1 0 0 0 0 197Varmepris Mio.kr. 0 0 0 0 0 0 0 0 357 0Kapitalomkostninger Mio.kr. 86 0 4 0 4 0 4 0 0 332CO2ækv-omkostninger Mio.kr. 11 1 0 0 1 0 0 0 0 0Afgifter Mio.kr. 72 8 1 0 4 0 1 1 213 0I alt Mio.kr. 708 20 6 0 13 1 8 1 570 529

Ledningsnet



1/7


Dato 2012-03-08 Rambøll Prinsensgade 11 DK-9000 Aalborg T +45 9935 7500 F +45 9935 7505 www.ramboll.com/energy Ref. 9495022

NOTAT Projekt Viborg Geotermi

Kunde Viborg Fjernvarme

Notat Sammenstilling af anlægsoverslag

Dato 2012-03-08

1. Indledning

Nærværende sammenstilling indeholder de anlægsoverslag der er benyttet i forbindelse med den seneste projektredegørelse for pro-jekt Viborg Geotermi, ”Viborg Geotermi – Projektredegørelse Marts 2012”. Alle priser i overslagene er ekskl. moms.

2. Ledningsanlæg

Overslaget for etableringen af ledningsanlægget er i alt kr. 75.000.000,00 og er baseret på en 32 MW løsning. Den endelige kapacitet fra anlægget i Kvols, foreligger først efter prøvepumpning og reservoirtesten.

Ledningsanlæg I alt

Rørleverance 35.300.000,00 Smedearbejder 16.100.000,00 Jordarbejder 23.600.000,00 I alt 75.000.000,00

Der er allerede indhentet tilbud på leverancen af præisolerede rør til entrepriserne. Der er i denne forbindelse mulighed for at ændre dimension afhængigt af de endelige forhold. Der er afholdt prækvalifikation af smede- og jordentreprenører, men der er endnu ikke indhentet tilbud på arbejderne. Derfor er der anvendt erfaringspriser. Alle tilbuds- og prækvalifikationer er sket i henhold til EU’s udbuds-direktiver. Se bilag 1.

2/7

3. Øvrige Anlægsarbejder

Det samlede overslag for øvrige anlægsarbejder lyder på kr. 79.000.000,00. Arbejderne om-fatter:

Etablering af overfladeanlæg i Kvols med tilhørende maskin- og el arbejder Etablering af 2 pumpestationer på ledningssystemet Etablering af tilslutningsanlæg.

Der er endnu ikke indhentet tilbud på disse ydelser, hvorfor dette overslag bygger på erfa-ringstal og overslag indhentet fra leverandører.

Kr.

Overfladeanlæg 14.200.000,00 Maskinudstyr 32.800.000,00 El mv. 10.000.000,00 Pumpestationer 7.500.000,00 Tilslutningsanlæg 14.500.000,00 Anlægsbudget i alt 79.000.000,00

Se bilag 2.

3/7

Bilag 1. Ledningsarbejder:

Rørleverance:

Rørleverance I alt

Logstor A/S 35.300.000,00 Smedearbejder:

Svejsning Dim Antal I alt Kvols - Løgstrup ø355 1000 4.468.611,84 Løgstrup - Viborg ø323,9 850 3.027.253,61 Kvols - Stoholm ø168,1 1900 3.015.300,00 Løgstrup1 ø219,1 320 660.791,58 Løgstrup ø114,3 130 140.043,10 Løgstrup - Skals ø168,1 1080 1.713.960,00 Svejsning 13.050.000,00 Håndtering, mv. 3.050.000,00

16.100.000,00

Jordarbejder:

Overslag

lbm 32.000

bredde 18

0 Generelt 0,1 Anstilling, drift og ledelse % 12,5% 16.000.000,00 2.000.000,00

0,2 Indretning rørdepoter stk 4 200.000,00 800.000,00 0,3 Transport rør 16 m stk 2.250 250,00 562.500,00 0,4 Rydning 5 % lbm 1.600 300,00 480.000,00 0,6 Retablering beplantning 1% m2 3.840 25,00 96.000,00 0,7 Afspæringsmateriel mv. langs veje lbm 2.000 200,00 400.000,00

1 Normal tracé i åbent land. Udgravning lbm 32.000 1,1 Muldafrømning 0,3 m m3 49.050 16,50 809.325,00

1,2 Udgravning 3 m3/lbm m3 96.000 12,00 1.152.000,00 1,3 Svejsehuller pr. 16 m, kun i breden 4 m3/stk m3 8.000 20,00 160.000,00 1,4 Afretningslag 0,2 m3/m m3 6.400 100,00 640.000,00 1,5 Nedlægning rør + opklodsning stk 2.250 200,00 450.000,00

Normal trassé i åbent land. Tilbagefyldning

1,9 Omkringfyldning 0,5 m3/lbm m3 20.000 100,00 2.000.000,00 1,10 Advarselsbånd lbm 32.000 125,00 4.000.000,00 1,11 Tilfyldning 1,5 m3/lbm m3 52.000 25,00 1.300.000,00 1,12 Muldudlægning 0,3m m3 39.240 16,50 647.460,00 1,13 Bortkørsel overskudsjord 10 % m3 9.600 100,00 960.000,00 2,2 Tillæg dybere tracé 2 - 3m 5 % lbm 1.000

2,2,1 Udgravning + 2,5 m3/lbm m3 2.500 12,00 30.000,00 2,2,2 Svejsehuller + 4 m3/lbm m3 250 20,00 5.000,00 2,2,3 Tilfyldning + 2,5 m3/lbm m3 2.500 25,00 62.500,00

3 Dræn i ledningsgrav 10 % lbm 3.200

4/7

3,1 Ø110 PE dræn lbm 3.200 100,00 320.000,00 3,2 Udløb til grøft eller tilslutning pr 500 m stk 6 5.000,00 32.000,00

4 Aftapning/Ventil brønde stk 30

4,1 Udluftning og aftapningsbrønd ø125 cm. stk 30 15.000,00 450.000,00

4,2 Ventilbrønde ø125 cm stk 4 15.000,00 60.000,00

7 Grundvandssænkning 20 % lbm 6.400

- 7,1 Dræn i ledningsgrav lbm 6.400 100,00 640.000,00 7,2 Pumpesump 4 stk pr. 1.000 m stk 26 1.500,00 38.400,00 7,3 Leje og drift pumper 4 stk / 1.000 m 3 uger uger 102 4.000,00 409.600,00 7,4 Lænsning svejsehuller stk 200 1.500,00 300.000,00

8 Ekstrafundering < 6m UT 2 % lbm 500

- 8,1 Udskiftning blød bund 3 m³/m m3 1.500 200,00 300.000,00 8,2 Udskiftning blød bund under vand m3 1.500 250,00 375.000,00

-

9 Krysninger stk 11

-

9,1 Grusveje stk 5 10.000,00 50.000,00

9,2 Asfalt < 5m brede stk 3 18.900,00 56.700,00

9,3 Asfalt < 8m brede stk 5 30.240,00 151.200,00

9,4 Krydsning vandløb Bundbrede < 2 m stk 3 10.000,00 30.000,00

9,5 Krydsning vandløb Bundbrede >5 m stk 1 50.000,00 50.000,00

10 Diverse tillæg pos 1 10,1 Tillæg stejle skråninger lbm 500 1.500,00 750.000,00

10,2 Retablering asfalt på cykelsti og vej m² 5.000 500,00 2.500.000,00 10,3 retablering af grusvej / sti lbm 1.400 250,00 350.000,00 10,5 Tillæg retablering grønne områder lbm 1.000 50,00 50.000,00

I alt

23.467.685,00

Afrundet

23.600.000,00

5/7

Bilag 2. Øvrige anlægsoverslag:

Bygningsarbejder, Overfladeanlæg:

Overfladeanlæg m² Enhedspris i alt

Maskinbygning 570 14.000,00 7.980.000,00 Brøndbygning 750 6.000,00 4.500.000,00

12.480.000,00

Anlægsarbejder Enhed Enhedspris i alt

Belægning 2500 200,00 500.000,00 Ledningsarbejder 1 500.000,00 500.000,00 Jordarbejder 1 500.000,00 500.000,00 Kloak 1 250.000,00 250.000,00

1.750.000,00

I alt 14.230.000,00

Afrundet beløb 14.200.000,00

Maskinleverancer mv.:

Pumper, instalation el mv.

Enhed Enhedspris i alt

Dykpumper 4 1.250.000,00 5.000.000,00 In - Line pumper 6 325.000,00 1.950.000,00 Injektionspumper 3 500.000,00 1.500.000,00 Varmevekslere 4 1.500.000,00 6.000.000,00 Ventiler 1 2.500.000,00 2.500.000,00 Rørføring mv. 1 8.000.000,00 8.000.000,00 Isolering 1 2.500.000,00 2.500.000,00 Filteranlæg 4 725.000,00 2.900.000,00 Filterpumper 3 150.000,00 450.000,00 NH3 generator 1 2.000.000,00 2.000.000,00

32.800.000,00

El – arbejder, Kvols:

El-arbejder


Transformer 1 5.000.000,00 5.000.000,00 Kabelarbejder 1 2.000.000,00 2.000.000,00 Tilslutning/montage 1 1.000.000,00 1.000.000,00 Øvrig El-SRO 1 2.000.000,00 2.000.000,00

10.000.000,00

Pumpestationer:

6/7

Pumpestationer m² Enhedspris i alt

Løgstrup 140 14.000,00 1.960.000,00 Skivevej 70 14.000,00 980.000,00

2.940.000,00

Anlægsarbejder Enhed Enhedspris i alt

Belægning 1250 200,00 250.000,00 Jordarbejder 2 140.000,00 280.000,00 Kloak 2 25.000,00 50.000,00

580.000,00

Bygninger i alt 3.520.000,00

Pumper, instalation el mv.


Løgstrup 6 300.000,00 1.800.000,00 Skivevej 2 65.000,00 130.000,00 Rørarbejder L 1 700.000,00 700.000,00 Rørarbejder S 1 150.000,00 150.000,00 Elarbejder L 1 250.000,00 250.000,00 Elarbejder S 1 100.000,00 100.000,00 Ventiler 1 350.000,00 350.000,00 El- SRO 1 500.000,00 500.000,00 Pumper mv. i alt 3.980.000,00

Pumpestationer i alt 7.500.000,00

Tilslutningsanlæg:

Tilslutning Stoholm Enhed Enhedspris i alt

Bygearbejder 50 20.000,00 1.000.000,00 Maskin og rør 1 2.000.000,00 2.000.000,00

3.000.000,00

Tilslutning Løgstrup Enhed Enhedspris i alt

Bygearbejder 60 20.000,00 1.200.000,00 Maskin og rør 1 2.000.000,00 2.000.000,00

3.200.000,00

Tilslutning Skals Enhed Enhedspris i alt

Bygearbejder 1 500.000,00 500.000,00 Maskin og rør 1 2.000.000,00 2.000.000,00

2.500.000,00

7/7

Tilslutning Skals Enhed Enhedspris i alt

Bygearbejder 1 800.000,00 800.000,00 Maskin og rør 1 5.000.000,00 5.000.000,00

5.800.000,00

Tilslutningsanlæg 14.500.000,00

SelskabsøkonomiskeberegningerforGeotermianlæggetinkl.

følsomhedsberegninger

I dette bilag fremgår de selskabsøkonomiske beregninger hvor et evt. affaldskraftvarmeværk ved Kjellerup indgår.

Af nedenstående tabel fremgår de selskabsøkonomiske balancerede varmepriser for geotermianlæggets forskellige størrelser i kombination med affaldskraftvarmeværket.

Når resultater fra ovenstående tabel sammenholdes med resultater fra beregninger i afsnit 6.2 i redegørelsen (se nedenstående tabel), ses det, at hvis der kommer et affaldsfyret kraftvarmeværk ved Kjellerup, vil det kun gøre varme billigere, samtlige balancerede varmepriser er lavere når geotermianlægget kombineres med et affaldskraftvarmeværk.

Tilsvarende i afsnit 6.2 er der gennemført en række følsomhedsberegninger, disse fremgår af nedenstående figur. Jf. konklusionen i afsnit 6.2, har alle de forskellige størrelser af geotermianlægget i kombination med affaldskraftvarmeværket en lavere varmepris end referenceanlægget.

Alle beregningerne er gennemført som balancerede varmepriser.

Anlæggene der er mærket med A- indeholder beregninger vedr. affaldskraftvarmeværket.

Geotermi med

affald

Reference 8 MW

geotermi

16 MW

geotermi

24 MW

geotermi

32 MW

geotermi

Kr./MWh Kr./MWh Kr./MWh Kr./MWh Kr./MWh

Varmepris 458 435 404 392 387

Besparelse - 23 54 66 71

Geotermi uden

affald

Reference 8 MW

geotermi

16 MW

geotermi

24 MW

geotermi

32 MW

geotermi

Kr./MWh Kr./MWh Kr./MWh Kr./MWh Kr./MWh

Varmepris 568 529 477 436 401

Besparelse - 39 91 132 167


0-9

BILAG 9

ENERGISTYRELSEN - INDVINDINGSPLAN

1/4

Dato 2012-03-12 Rambøll Hannemanns Allé 53 DK-2300 København S T +45 5161 1000 F +45 5161 1001 www.ramboll.dk Ref. 9495022


REFERAT Projekt Viborg Geotermi Emne Møde med Energistyrelsen vedr. indvindingsplan Dato 2012-03-05 Tidspunkt 9:00-13:00 Sted Rambøll, Ørestaden Møde nr. Referent Niels Richardt, Christian Engstrøm Jensen Deltagere Mette Søndergaard, Energistyrelsen (ENS)

Rolf Kallesøe, ENS Vibeke Nilsson Levi, ENS Kåre Pedersen, Ross Engineering (fra kl. 10:00) Christian Engstrøm Jensen, Rambøll Niels Richardt, Rambøll

Fraværende Kopi til Mødedeltagerne, Viborg Geotermi, Viborg Geotermi projektteam

Dagsorden 1. Præsentation af mødedeltagerne og indledende snak 2. Ansøgning om godkendelse af indvindingsplanen 3. Samlet rapport med indvindingsplan 4. Tidsplan 5. Eventuelt

1. Præsentation af mødedeltagerne og indledende snak Efter en kort præsentation af mødedeltagerne fortalte ENS om de-res roller i forhold til geotermi. Mette har for nylig overtaget rollen som koordinator for ENS's geotermigruppe fra Vibeke. I forhold til Viborg Geotermi er det Katja Scharmann, der har været kontakt-person hos ENS gennem det meste af projektforløbet, men Katja er nu trådt ud af geotermigruppen. Rolf oplyste, at der i de seneste år er sket en fornyelse af tilladelserne til lagring og til udnyttelse af andre råstoffer end olie, således at alle tilladelserne i højere grad ligner hinanden. Der har været en vis begrebsforvirring omkring indvindingsplaner, udviklingsplaner m.v. ENS foretrækker betegnelsen indvindings-plan. Viborg Geotermi’s ansøgning om godkendelse af indvindingsplan er den første efter de nye udbudsregler er trådt i kraft, og behandlin-gen af denne er retningsgivende for fremtidige ansøgninger. Det er vigtigt at ansøgningerne lever op til de krav i undergrundsloven, som tilladelserne gives med baggrund i. Dette vil sandsynligvis på

2/4

et senere tidspunkt resultere i et paradigme for indvindingsplaner og ansøgninger. Som det også fremgår af brevet fra ENS til Viborg Geotermi den 24. februar 2012, har ENS været alvorligt bekymret for grundlaget for geotermiprojektet i Kvols/Viborg. Det er meget vigtigt for ENS, at indvindingsplanen er gennemarbejdet og underbygger, at der planlægges en optimal udnyttelse af den geotermiske ressource i koncessionsområdet, og at der er ud-sigt til en sund projektøkonomi. Der var en generel drøftelse af, at der i fjernevarmesektoren har været en del snak, om hvor billigt det er muligt at bore, og dermed gennemføre geotermiprojekter. Energistyrelsen ønsker ingen gentagelse af den dårlige økonomi i barmarksværkerne indenfor geotermi, hvilket Rambøll heller ikke ønsker at medvirke til. Energistyrelsen vil for en god ordens skyld gøre opmærksom på, at det er rettighedshave-rens (altså Viborg Fjernvarme, Skals Kraftvarmeværk A.m.b.a., Boligselskabet Viborg, Sto-holm Fjernvarmeværk, Løgstrup Varmeværk, Overlund Fjernvarmeværk A.m.b.a., Energi Viborg Kraftvarme A/S, Boligselskabet Sct. Jørgen Viborg-Kjellerup og Dansk Geotermi ApS) ansvar at vurdere risici og projektøkonomi. De efterfølgende diskussioner viste, at hovedparten af det materiale, som ENS ønsker, alle-rede er udarbejdet. Det skal blot sammenskrives til en samlet rapport (indvindingsplan), og alle originalrapporter og andet materiale, der henvises til, skal vedlægges som bilag.

2. Ansøgning om godkendelse af indvindingsplanen Krav/ønsker til indhold i selve ansøgningsdokumentet: Selve ansøgningen om godkendelse af indvindingsplanen skal være et ganske kortfattet do-kument, hvor der med henvisning til paragraf 10 i undergrundsloven ansøges om godken-delse af den vedlagte indvindingsplan. Ansøgningen skal indeholde:

Den ansøgte ressources størrelse (XX MW over YY år) Antallet af boringer (op til ZZ boringer) Transmissionsledninger Overordnet projektøkonomi

Det anbefales at sætte effekt, årlig ydelse og antallet af boringer højt, således at det ikke bliver nødvendigt med en supplerende ansøgning inden for en nær fremtid. Projektet må meget gerne faseopdeles.

3. Samlet rapport med indvindingsplan De enkelte punkter i Bilag 1 til ENS's brev af 24. februar 2012 blev gennemgået. Her følger en kort beskrivelse af en række nøglepunkter. Beskrivelserne skal ses som et supplement til kommentarerne/ønskerne i Bilag 1. Projektmodel og tidsplan: Tidsplanen skal være mere detaljeret end i Varmeforsynings-projektet.

3/4

Rækkefølgen for udførelse af boringer blev diskuteret, specielt muligheden for allerede med Kvols-4 at efterprøve mere usikre dele af reservoiret (dybere liggende reservoir, evt. forekomst af forkastninger). Indvindingsplanen skal beskrive de overordnede kriterier for valg af rækkefølge. Beskrivelsen af beslutningsgrundlag for at ændre eller stoppe geotermiprojektet er meget vigtig. Risikoen for forkastninger og valget af forkastninger i reservoirmodellen blev disku-teret. I indvindingsplanen beskrives risikoen for gennemgående forkastninger og disses stør-relse, og at de to modellerede forkastninger til dels skal ses som generiske forkastninger. Der var en grundig diskussion af valget af antal brønde og brøndplacering. ENS ønsker som udgangspunkt en optimal udnyttelse af ressourcen og ønsker derfor, at der udarbejdes en "maksimumkonfiguration", hvor der placeres så mange brønde som muligt/rimeligt på strukturen i forhold til 30-årig tilladelse. Herfra kan der så barberes ned til det nødvendige antal boringer (og det teknisk mulige antal med én boreplads). Illustrationer: ENS ønsker letforståelige "færdige" illustrationer inklusive signaturforklarin-ger. Beskrivelsen af reservoir management skal primært indeholde en beskrivelse af, at der ligger en række drifts- og vedligeholdelsesopgaver på boringerne, og at der efter en produk-tionsperiode på 1-2 år skal foretages en evaluering af driften mundende ud i en eventuel ju-stering af produktion/injektion og øvrige reservoirmanagement.

4. Tidsplan Kvols-3 kan udføres, inden Energistyrelsens godkendelse af indvindingsplan foreligger. Indvindingsplanen skal være godkendt af Energistyrelsen, inden påbegyndelse af den tredje boring (Kvols-4). Da tidsplanen imidlertid er meget stram, er det aftalt med Energistyrelsen, at det er en mulighed at opdele udarbejdelsen af indvindingsplanen i to faser, hvor første fase indeholder diskussion af brøndmønster og relaterede emner, og fase 2 indeholder de resterende dele indvindingsplanen, idet beskrivelse af brøndmønsteret og placeringen af Kvols-4 er det mest væsentlige i den nuværende fase af projektet. Påbegyndelse af Kvols-4 vil kunne accepteres på baggrund af Energistyrelsens godkendelse af indvindingsplanens fa-se 1 (og et godkendt boreprogram for boringen), mens en godkendelse fra Energistyrelsen af den færdige, samlede indvindingsplan skal foreligge inden påbegyndelse af de efterføl-gende boringer samt andre anlægsmæssige arbejder. Da Kvols-4 i bedste fald er klar til opstart ultimo april, skal fase 1 i indvindingsplanen pga. påske være klar ultimo marts, således at Energistyrelsens godkendelse af fase 1 i indvin-dingsplanen kan foreligge inden påbegyndelse af denne boring ultimo april. Med hensyn til boreprogrammer for kommende boringer forventes disse at kunne godken-des på under 3 uger, når der er tale om boringer, der konstruktionsmæssigt ikke adskiller sig fra de foregående.

4/4

5. Eventuelt

ENS understregede, at projektteamet er velkomment til at stille spørgsmål løbende under arbejdet med udarbejdelse af indvindingsplanen og til at indsende udkast til forskellige dele af indvindingsplanen til kommentering.

viborg geotermi - bi- lag …dom.viborg.dk/db/dagsord.nsf/69147069b83c7e5dc1256c54002e6773/… ·...

Documents