Tønder Fjernvarmeselskab

Transkript

1 Tønder Fjernvarmeselskab Etablering af geotermisk anlæg Projektforslag iht. Varmeforsyningsloven og Projektbekendtgørelsen Maj 2011 Rev. 23. maj 2013

2 Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. 15. maj 2011 Etablering af geotermisk varmeanlæg Rev. 23. maj 2013 Projektansvarlig Ansvarlig for projektet er Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. Østergade 83 Postboks Tønder Kontaktperson: Driftsleder, Johnny Pedersen Tlf.: Fax: I planlægningsfasen bistås Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. af DFP A.m.b.a. Merkurvej Kolding Tlf.: Fax: Kontaktpersoner: Senioringeniør, Viktor Jensen Tlf.: Mobil: viktor.jensen@dfp.dk Nærværende projektforslag er udarbejdet af Projektleder, Christian Pedersen Tlf.: Mobil: christian.pedersen@dfp.dk 2

3 Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. 15. maj 2011 Etablering af geotermisk varmeanlæg Rev. 23. maj 2013 Indholdsfortegnelse 1 REDEGØRELSE FOR PROJEKTET Revision af 16. maj Indledning Baggrund Formål Sammenfatning og konklusion Organisation Kumulation med andre projekter Forsikring Indstilling og det videre forløb REDEGØRELSE FOR PROJEKTFORSLAGET Kort beskrivelse af projektet Forhold til lovgivning Forhold til berørte parter Arealafståelser og servitutpålæg Miljøforhold Varmeværket VURDERING AF PROJEKTFORSLAGET Selskabsøkonomi Brugerøkonomi Samfundsøkonomi Følsomhedsanalyse KONKLUSION

4 Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. 15. maj 2011 Etablering af geotermisk varmeanlæg Rev. 23. maj 2013 Bilagsfortegnelse: 1. Illustrationsplan 2. Matrikelkort 3. Fredning og naturbeskyttelse 4. Produktionsfordeling uden geotermi 5. Produktionsfordeling med geotermi 7 MW Bilag 5 er ikke opdateret mht. produktionsenhederne 5.2 Produktionsfordeling med geotermi 14 MW Bilag 5.2 er ikke opdateret mht. produktionsenhederne 6. Kalkulation af boreomkostning 6.2 Revideret anlægsbudget 20. maj Lån på 130 mio. kr. i Kommunekredit 7.2 Lån på 200 mio. kr. i Kommunekredit 8. Varmeprisberegning for geotermianlæg 7 MW 9. Varmeprisberegning for geotermianlæg 14 MW 10. Samfundsøkonomisk brændsels-, drifts- og investeringsudgift 7 MW 10.2 Samfundsøkonomisk brændsels-, drifts- og investeringsudgift 14 MW 11. Beregning af afgiftsprovenu 7 MW 11.2 Beregning af afgiftsprovenu 14 MW 12. Beregning af emissioner 7 MW 12.2 Beregning af emissioner 14 MW 13. VVW-screening af geotermisk varmeanlæg (er fremsendt separat) 14. Kortfattet projektbeskrivelse (udgår) 15. Kortbilag med ledningstrace 16. Redegørelse for konsekvens af saltmættet geotermivand 17. Godtgørelse af energiafgift for fjernvarmeværker 18. Samfundsøkonomisk analyse - forudsætninger 4

5 Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. 15. maj 2011 Etablering af geotermisk varmeanlæg Rev. 23. maj Redegørelse for projektet 1.0 Revision af 16. maj 2013 Revisionen af 16. maj 2013 er en opfølgning på de indkomne kommentarer i forbindelse med den afsluttende høring i marts - april måned 2013, som opsummeret i notat af 24. april 2013 fra Rambøll. Omfang af revisionen er aftalt på møde den 02. maj 2013 med repræsentanter for Tønder Kommune og Rambøll. Revisionen er primært en opdatering af de samfundsøkonomiske beregninger med de senest foreliggende beregningsforudsætninger fra Energistyrelsen fra september Ligeledes er de selskabsøkonomiske beregninger opdateret ud fra en budgetteret anlægssum på 200 mio. kr., som følge af de øgede rådgivnings- og forundersøgelsesomkostninger, der er påløbet projektet. Endvidere er der vedhæftet et nyt bilag 16 Redegørelse for konsekvens af saltmættet geotermivand. Rettelser i revisionen er markeret i venstre margen. I forbindelse med revisionen præciseres endvidere følgende forhold: Tønder Fjernvarme hilser det velkomment, at den nuværende varmeleverandør Brdr. Hartmann i forbindelse med etablering af geotermianlægget ønsker sig frigjort af yderligere leveringsforpligtelser til Tønder Fjernvarme. Tønder Fjernvarme disponerer i øjeblikket over en spids- og reservelastkapacitet på 44,8 MW og kan således levere den nødvendige spids- og reservelast uden etablering af nye anlæg. Tønder Fjernvarme disponerer således over 100 % reserve for største produktionsenhed og kan levere den nødvendige spidslast i form af naturgasfyrede kedelanlæg og reservelast i form af ældre oliefyrede kedelanlæg. Tønder Fjernvarme ønsker i forbindelse med afslutningen af varmeleveringen fra Brdr. Hartmann at overtage den af Brdr. Hartmann ejede transmissionsledning, der ligger langs jernbanen og via sportspladsen langs den gamle østbane til Østergade Centralen med et par afgreninger undervejs, hvorved Grønnevejs Centralen fortsat kan indgå som spids- og reservelast i forsyningen. Overtagelsen af transmissionsledningen er ikke en samfundsøkonomisk omkostning men alene en finansiel transaktion, der berører brugerøkonomien på kapitalomkostningerne. Tønder Fjernvarme planlægger og ønsker, at etablere det geotermiske anlæg med 2 sæt boringer (i alt 4 boringer) med en forventet effekt på 14 MW, der kan dække op til 90 % af det nuværende fjernvarmeforbrug i forsyningsområdet. 5

6 Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. 15. maj 2011 Etablering af geotermisk varmeanlæg Rev. 23. maj Indledning Med fokus på den globale opvarmning ønsker Tønder Fjernvarmeselskab at sikre en bæredygtig energiforsyning ved, at en del af varmeproduktionen baseres på vedvarende energi VE. I den forbindelse ansøger Tønder Fjernvarmeselskab om godkendelse af et projektforslag for etablering et geotermisk varmeanlæg. Dette er i harmoni med regeringens ønske om generelt at nedsætte CO 2 udledning i Danmark. Et geotermisk varmeanlæg er en anden type investering, end traditionelt fjernvarmeværk med forbrænding af enten fossile brændsler eller biobrændsler. Den største forskel er, at der er en relativ stor investering i opstartsfasen, men der er lave driftsudgifter, da der ikke er brændsler involveret. I områder med lavere temperaturer i det geotermiske reservoir, kan/skal man bruge varmepumper og drivvarme fra andre kilder så som flis, halm eller affald. I Tønder forventes en geotermivandstemperatur på C, hvorfor der i Tønder ikke forventes at være behov for varmepumper. Tønder Fjernvarmeselskab ansøger i den forbindelse Tønder Kommune om godkendelse iht. Varmeforsyningsloven til etablering af geotermisk varmeanlæg på matr Søndre Industrivej, Tønder Boringsplads for geotermianlæg 6

7 Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. 15. maj 2011 Etablering af geotermisk varmeanlæg Rev. 23. maj Baggrund Med baggrund i ovennævnte har Tønder Fjernvarmeselskab ladet udarbejde et projektforslag for etablering af et geotermisk varmeanlæg. Område for placering af geotermisk varmeanlæg er vist på matrikelkort. (bilag 2) 1.3 Formål Projektforslaget har til formål, at belyse de økonomiske og juridiske forhold omkring etablering af et geotermisk varmeanlæg til fjernvarmeforsyning af brugerne i Tønder med VE. Tønder Fjernvarmeselskab har derfor udarbejdet nærværende projektforslag, som skal udgøre grundlaget for byrådets godkendelse vedrørende placering af et geotermisk varmeanlæg (bilag 1) Projektforslaget fremsendes til Tønder Kommune med henblik på afgørelse efter 4 i Lov om varmeforsyning samt 6 stk. 2 i samme lov. 1.4 Sammenfatning og konklusion Tønder Fjernvarmeselskab ansøger herved Tønder Kommune om godkendelse af vedlagte projektforslag vedrørende opførelse af geotermisk varmeanlæg i Tønder. De opdaterede beregninger for såvel samfundsøkonomien som selskabsøkonomien og dermed også brugerøkonomien viser, at det mest fordelagtige projekt er etablering af det fulde geotermianlæg med 2 sæt (i alt 4 stk.) boringer med en forventet effekt på 14 MW. Derved kan 90 % af varmebehovet i Tønder Fjernvarmes forsyningsområde dækkes med bæredygtig og CO2-fri vedvarende energi. Ved etablering af det fulde geotermianlæg med 2 sæt boringer vil det endvidere være muligt at udvide forsyningsområdet til også at omfatte den resterende del af Tønder by, der i dag er uden fjernvarmeforsyning. Projektforslaget udarbejdet således, at det dokumenterer, at anlægget er både samfundsøkonomisk og selskabsøkonomisk fordelagtigt, selv om det uanset årsag måtte være nødvendigt at begrænse anlægget til etablering af kun 1 sæt boringer og en effekt på 7 MW, eller om der etableres det fulde geotermiske anlæg med 2 sæt boringer og en effekt på 14 MW. For yderligere at dokumentere dette er anlægssummen for ét sæt boringer hævet med 30 % i beregningerne, så en række usikkerhedsmomenter er fjernet. Der ansøges derfor om tilladelse til etablering af et geotermisk anlæg med 2 sæt boringer og en effekt på 14 MW. Godkendelse søges efter Lov om Varmeforsyning nr af 14. december 2011 samt Bekendtgørelse om godkendelse af projekter for kollektive varmeforsyningsanlæg nr af 13. december

8 Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. 15. maj 2011 Etablering af geotermisk varmeanlæg Rev. 23. maj 2013 Med henvisning til Bekendtgørelse nr stk. 2 har Kommunalbestyrelsen mulighed for at godkende dette projektforslag grundet den samfundsøkonomisk mere fordelagtige produktionsmetode. Etablering af en ca m hovedledning til eksisterende ledningsnet, kan godkendes under henvisning til bekendtgørelsens 8. Geotermi kan godkendes iht. bekendtgørelsens 15, da det ikke er et brændsel. Citat, Vejledning til BEK nr af 13. december 2005 med kommentarer, 13: Projekter der ikke anvender brændsler, f.eks. geotermi, varmepumper, solvarme, elpatroner (dyppekoger), overskudsvarme m.v. behandles ikke efter dette kapitel, men dog af resten af bestemmelsen, dvs. der skal laves et separat projektforslag, som følger resten af bestemmelserne i bekendtgørelsen. Da geotermisk energi ikke er defineret som et brændsel, må geotermi gerne fortrænge naturgas, ifølge Bekendtgørelse nr. 1295, samt vejledning til samme af december 2007 ( 13-15), hvor der erklæres, at geotermi ikke er et brændsel, da der ikke finder en kemisk proces sted. 1.5 Organisation Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. er bygherre for projektet. I projekteringsfasen bistås bygherre af Dansk Fjernvarmes Projektselskab A.m.b.a., som bygherrerådgiver. Endvidere er der tilknyttet en række specialrådgivere på det geotermiske og boretekniske område herunder: Erdwerk G.m.b.h., München Tysk ekspertise fra eksisterende anlæg GEUS Danmark og Grønlands geologiske undersøgelser Dansk Geotermi Aps Efterforskning og boreteknik Ross Engineering A/S Boreteknisk projektledelse Aalborg Universitet Esbjerg håndtering af saltmættet geotermivand 1.6 Kumulation med andre projekter På sigt kan der etableres en spids- og reservelastcentral samt akkumuleringstank på matriklen. Såfremt etableringen af det geotermiske varmeanlæg forløber som planlagt, kan en del af de individuelle naturgasfyrede ejendomme i Tønder blive konverteret til opvarmning med fjernvarme. Ændring af områdeafgrænsninger afhænger af kommunens varmeplanlægning. Herunder henvises til Energiministerens brev til kommunerne 28. januar 2009 omhandlende udvidelse af fjernvarme i individuelle naturgasområder. Ovenstående projekter er ikke indeholdt i nærværende projektforslag og vil medføre udarbejdelse af separate projektforslag. 8

9 Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. 15. maj 2011 Etablering af geotermisk varmeanlæg Rev. 23. maj Forsikring Tilbud på forsikringsdækning er indhentet og tegnes ved endelig projektgodkendelse. Forsikringsdækningen består af 3 elementer: 1. All Risk entrepriseforsikring 2. Ansvarsforsikring på 2 x kr. i h.t. Energistyrelsens krav 3. Efterforskningsrisiko med 90 % dækning af investeringen, da ressourcerne er veldokumenteret fra de tidligere boringer i Tønderområdet. Efterforskningsrisiko forsikringen tegnes med følgende dækninger: Omkostninger til udvikling af borested Omkostninger til boring Omkostninger til demobilisering/retablering af borested Finansielle omkostninger Forsikringspræmie Efterforskningsrisikodækningen omfatter både risikoen for ikke at finde det geotermiske vand og risikoen for nedsat eller manglende ydelse. 1.8 Indstilling og det videre forløb Der regnes med følgende rammetidsplan, i forbindelse med den politiske behandling af projektforslaget: Projektforslaget er udarbejdet og fremsendt til kommunen i maj 2011 Behandling i

10 Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. 15. maj 2011 Etablering af geotermisk varmeanlæg Rev. 23. maj 2013 Endelig godkendelse forventes således at foreligge ultimo juli, hvorefter proceduren for opstart af anlægsarbejdet kan påbegyndes. Fornyet EU udbud skal afholdes vedrørende boreriggen, da der tidligere opnåede option ikke længere kan udnyttes. Boreprojektledelse og boreledelse er kontraheret. Licitation på indretning af arbejdsplads og borepladsen er afholdt og kontraheret. Igangsætning afventer endelig godkendelse af Lokalplanen. Indvindingsplanen er udarbejdet og indsendes til behandling i Energistyrelsen, når Projektforslaget er politisk godkendt ultimo juni. Borestart vil i bedste fald kunne være primo marts 2014 med afslutning af boreaktiviteterne ultimo Bygning af overfladeanlægget og maskininstallation vil herefter kunne udføres i 2015 til opstart i sommeren

11 Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. 15. maj 2011 Etablering af geotermisk varmeanlæg Rev. 23. maj Redegørelse for projektforslaget 2.0 Kort beskrivelse af projektet Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. ønsker at etablere et geotermisk varmeanlæg på matr på Søndre Industrivej. Anlægget forventes at få en kapacitetsydelse på 14 eller alternativt 7 MW. Med en effekt på 14 MW vil der med den nuværende forbrugsprofil i Tønder Fjernvarme kunne produceres ca MWh pr. år svarende til knapt 90 % af behovet, og med en effekt på 7 MW vil der kunne produceres ca MWh pr. år svarende til knapt 58 % af behovet. Det geotermiske vand indvindes i godt meters dybde i et tykt og ubrudt lag af Bunter Sandstensformation. Vandet antages der at have en temperatur omkring 70 C. Boringerne består af to eller fire skrå boringer i forskellige retninger fra samme lokalitet på jordoverfladen, således de har en indbyrdes afstand på meter i Bunter Sandstensformation. Ud fra de foretagende forundersøgelser og en vurdering af tilslutningen til det eksisterende fjernvarmesystem er det besluttet at placere anlægget på matr på Søndre Industrivej. Når anlægget kommer i drift, vil der på grunden være en bygning indeholdende pumper og vekslere samt filtre og lignende. Desuden vil der være et bassin til opsamling af overskydende geotermivand, der er stærkt saltholdigt, og en overdækket betontank indeholdende rent saltholdigt geotermivand beregnet til udlevering til vintervedligeholdelse af veje. Under normale driftsforhold er der ingen emissioner eller spillevand for processen bortset fra støj fra pumper, som uden problemer kan holdes under gældende støjgrænser. Med hensyn til bygningsstørrelsen forventes denne at blive på omkring 250 m 2 i maksimalt 10 meters højde samt velfærds- og værkstedsbygning på 200 m 2 i maksimalt 5 meters højde. Udenomsarealerne forventes i stort omfang belagt med betonsten i kørefast udgave. Udover bygningerne vil der på arealet blive etableret et bassin, der kan rumme m 3 geotermivand, som det kan være nødvendigt at lukke ud i forbindelse med prøvepumpning og idriftsættelse af boringerne samt ved service og vedligeholdelsesarbejder. Bassinet tænkes udformet som delvis nedgravet og membranforet jordbassin. Bassinet opdeles eventuelt i to bassiner, så overfladevand fra pladsen kan opsamles og tilbageholdes separat. Overfladeanlæggets endelige størrelse og udformning vil først blive fastlagt på baggrund af prøvepumpning i anlægsfasen. 11

12 Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. 15. maj 2011 Etablering af geotermisk varmeanlæg Rev. 23. maj Forhold til lovgivning Området er omfattet af kommuneplan Tønder Kommune, samt lokalplan Industri Syd. Området hvorpå geotermianlægget skal opføres er beliggende i byzone. Der skal udfærdiges en ny lokalplan for området til geotermianlægget. Fredning og naturbeskyttelsesområder er vist på bilag 3. Der er ingen fredning og naturbeskyttelse på lokaliteten. Der er udarbejdet en SMV-screening der i form af et Scopingsnotat. Scopingen medfører, at der skal laves en miljøvurdering på 3 emner. Risiko for jordforurening Risiko for grundvandsforurening Støj i anlægsfasen Der er udarbejdet en revideret VVM-screening svarende til resultatet af SMV- Scopingsnotatet. VVM-screeningen er fremsendt separat til Kommunen. Tønder Kommune har på baggrund heraf besluttet, at anlægget ikke er VVMpligtigt. 2.2 Forhold til berørte parter Det oprindelige projekt blev sendt i til høring ved berørte parter den 23. juni DONG Gas Distribution A/S (DGD) anførte i et høringssvar, at DGD vil miste et naturgassalg på hhv. 7,7 og 12 mio. m 3, samt mistede distributionsbidrag på hhv. 2,4 og 3,9 mio. kr. Salg af naturgas er et liberaliseret marked og vedrører ikke projektet. En mistet distributionsbidrag på 2,4 3,9 mio. kr. vil ikke forrykke DGDs samlede selskabsøkonomi væsentligt. I den seneste aftale om levering af naturgas, mellem DONG Energy og Tønder Fjernvarmeselskab afspejles det bl.a., at DONG Energy har et kapacitetsproblem, hvor overskridelse af maksimale vintermængder er pålagt ekstrabetaling på 2,24 kr./m 3 for januar og februar og 1,88 kr./m 3 for december og marts. De maksimale vintermængder udgør m 3 af en samlet maksimal mængde på m 3. Gennemførelse af projektet vil således bidrage til at løse kapacitetsproblemet i naturgasnettet. Der er anførte i et høringssvar, at anlægsomkostningerne, driftsomkostningerne og den årlige varmeafsætning skulle udgøre ca. 200 mio. kr. for et 7 MW anlæg, at der i projektet ikke var afsat udgifter til bl.a. seismik, prøveboring, overfladeanlæg med varmepumper samt en lav udgift til boreforsikring. 12

13 Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. 15. maj 2011 Etablering af geotermisk varmeanlæg Rev. 23. maj 2013 Seismikken er udført og der er foretaget fem prøveboringer i Tønderområdet i forbindelse med planerne om etablering af et gaslager i Tønder. Boringerne giver et meget sikkert grundlag for projektet, som igen afspejles i en meget lav præmie på boreforsikringen. Der er indhentet tilbud på: All Risk entrepriseforsikring, Ansvarsforsikring på 2 x kr. i h.t. Energistyrelsens krav og Efterforskningsrisiko med 90 % dækning af investeringen, da ressourcerne er veldokumenteret fra de tidligere boringer i Tønderområdet. I Tønder skal der ikke etableres et stort overfladeanlæg med varmepumper eller lignende. Undersøgelserne fra GEUS viser, at geotermivandet har en temperatur på C. Fremløbstemperaturen i Tønder Fjernvarmeselskabs distributionsnet og tilhørende varmeinstallationer er mellem C, hvorfor der ikke er behov for et drivvarmeanlæg til at hæve temperaturen. Der var afholdt EU udbud. Kontrahering med boreledelse, borerig, diverse leverancer og serviceydelser er foretaget med forbehold for den kommunale godkendelse af projektet. Det samlede anlægsbudget for 2 sæt boringer med 14 MW effekt udgør 190 mio. kr. inklusiv 10 % til uforudsete omkostninger og 130 mio. kr. inklusiv 10 % til uforudsete omkostninger ét sæt boringer. Revideret anlægsbudget af 20. maj 2012 er vedlagt bilag 6.2. Der er ingen berettiget forventning om fortsat levering af industriel varme til Tønder Fjernvarme. Industrianlægget blev etableret i 1995 med en afskrivningsperiode på 20 år. Tønder Fjernvarmeselskab er ikke i det oprindelige projektforslag eller efterfølgende blevet pålagt forblivelsespligt til industrianlægget. Projektforslaget har herefter været under revision og genfremsendt til Tønder Kommune i maj I februar 2013 blev det reviderede projektforslag fra maj 2012 udsendt i supplerende partshøring og der indkom bemærkninger fra Brdr. Hartmann og fra DONG Gas Distribution. Bemærkningerne er opsummeret i Rambølls notat af 24. april 2013 og drøftet på mødet den 2. maj I nærværende revision af 16. maj 2013 er investeringen øget til 200 mio. kr. for det fulde 14 MW anlæg som følge af øgede forundersøgelses- og rådgiveromkostninger. Det tyske geotermiselskab, der har etableret en række anlæg omkring München, har vurderet, at anlægget i Tønder burde kunne etableres indenfor en budgetramme på 200 mio. kr. De aftalte revisioner er indarbejdet i nærværende revision af projektforslaget dateret 16. maj 2013 og fremgår af mødereferatet af 3. maj 2013 fra Rambøll. 13

14 Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. 15. maj 2011 Etablering af geotermisk varmeanlæg Rev. 23. maj Arealafståelser og servitutpålæg Tønder Fjernvarmeselskab har erhvervet matriklen hvorpå det geotermiske varmeanlæg skal opføres, fra Tønder Kommune. Der skal ikke pålægges servitutter på andre arealer i forbindelse med etablering af det geotermiske varmeanlæg. Der skal ikke ske arealafståelser eller pålægges servitutter, bortset fra almindelige ledningsservitutter, som følge af etablering af hovedledningen. 2.4 Miljøforhold Ved etablering af geotermianlægget er der en reduktion af de fleste emissioner i forhold til varme produceret på naturgas leveret egne kedler. Etablering af et 14 MW geotermisk varmeanlæg medfører, at ca. 89,5 % af varmeproduktionen produceres på VE. CO 2 emissionen reduceres med ton årligt og NO X med kg årligt Emissionerne ved etablering af et 14 MW geotermisk anlæg, er vist i nedenstående tabel. Emissioner CO 2 (tons) CH 4 (kg) N 2 O (kg) SO 2 (kg) NO x (kg) PM 2,5 (kg) Reference Projekt Ændring Naturgasforbruget reduceres med ca. 7,5 mio. Nm 3 årligt. Der er foretaget VVM-screening af det geotermiske varmeanlæg der er fremsendt separat. Etablering af et 7 MW geotermisk varmeanlæg medfører, at ca. 58 % af varmeproduktionen produceres på VE. Herunder CO 2 med ton årligt og NO X med kg årligt. Emissionerne er vist på nedenstående tabel samt (bilag 12) Emissioner CO 2 (tons) CH 4 (kg) N 2 O (kg) SO 2 (kg) NO x (kg) PM 2,5 (kg) Reference Projekt Ændring Naturgasforbruget reduceres med 4,8 mio. Nm 3 årligt. Redegørelse for konsekvens af saltmættet geotermivand er beskrevet på bilag

15 Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. 15. maj 2011 Etablering af geotermisk varmeanlæg Rev. 23. maj Varmeværket Varmeværket ved Tønder Fjernvarmeselskab er bestykket med naturgaskedler, der kun anvendes som spids- og reservelast. Den primære varmeproduktion stammer fra nærliggende industri, hvor varmen bliver produceret på naturgas turbiner. Varmebehov: MWh til opvarmning, MWh til varme brugsvand og MWh til ledningstab. I den verserende varmeprissag ved Energitilsynet har leverandøren Brdr. Hartmann klart tilkendegivet, at der ikke er nogen sammenhæng mellem kraftvarmeproduktionen på turbinen og varmeleverancen til Tønder Fjernvarme, da kraftvarmeproduktionen alene er betinget af fabrikkens produktionshensyn. Varmeleverancen skal derfor betragtes som naturgas produceret varme med en virkningsgrad på 100 %. Brdr. Hartmann afviser på den baggrund Energitilsynets tilkendegivelse af, at der bør regnes med en varmevirkningsgrad på 125 %. Det vurderes pt., at sagen uanset udfald vil blive anket til Landsretten og evt. videre til Højesteret. Brdr. Hartmann har endvidere i sagsforløbet nu tilkendegivet, at kraftvarmeanlægget og dampanlægget er nedslidt og vil blive nedlukket senest med udgangen af 2017, hvorefter fabrikken vil overgå til en mere tidssvarende energiforsyning. I projektforslaget er der fra første fase regnet med den nuværende forsyning som reference og med en høj drifts- og vedligeholdelsesomkostning, der løbende vurderedes at kunne dække, at holde det gamle anlæg kørende. Alternativet til den løbende høje drifts- og vedligeholdelsesomkostning ville være, at referencen skulle indeholde en betydelig reinvestering senest i 2017 til et nyt energiproduktionsanlæg. Hvad et sådant anlæg i givet fald skulle være, kan ikke vurderes, hvorfor det er valgt at regne med vedligeholdelse af det eksisterende anlæg som reference. 15

16 Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. 15. maj 2011 Etablering af geotermisk varmeanlæg Rev. 23. maj 2013 Eksisterende forhold er vist i nedenstående tabel Reference Varmeprod. Elprod. Energibehov Virkningsgrad MWh MWh GJ Varme El Egne kedler 3.156,7 0, ,8 96% 0% Indu. grundlast ,8 0, ,3 100% 0% Indu. spidslast ,5 0, ,3 100% 0% Varighedskurve for varmefordeling ved eksisterende forhold er vist på nedenstående figur (bilag 4). Varmeproduktionsfordelingen: 3,4 % Egne kedler, 73,2 % Industri grundlast, 23,4 % Industri spidslast. 16

17 Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. 15. maj 2011 Etablering af geotermisk varmeanlæg Rev. 23. maj 2013 Ændring af varmeproduktionsfordeling er vist nedenfor. Etableres det geotermiske varmeanlæg, med en effekt på 14 MW, er produktionsfordelingen som følgende: Projekt Varmeprod. Elprod. Energibehov Virkningsgrad MWh MWh GJ Varme El Reserve last 0,0 0,0 0,0 96% 0% Mellemlast 9.127,1 0, ,9 100% 0% Spidslast 503,4 0, ,9 100% 0% Geotermi ,5 0, ,3 100% 0% Geotermianlægget har et årligt elforbrug på MWh. Herudover er der drifts og vedligeholdelsesudgifter på kr. årligt. Varighedskurve for varmefordeling med et 14 MW geotermisk varmeanlæg er vist på nedenstående figur. Varmeproduktionsfordelingen: 10,5 % egne kedler og 89,5 % geotermi. Industri spids- og grundlast fra bilag 5.2 er erstattet af varmeproduktion på egne kedler, da Brdr. Hartmann under den supplerende høring har ønsket sig friholdt for at levere supplerende varme efter etablering af geotermianlægget. 17

18 Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. 15. maj 2011 Etablering af geotermisk varmeanlæg Rev. 23. maj 2013 Et geotermianlægget med 7 MW effekt, har et årligt elforbrug på MWh. Alternativ Varmeprod. Elprod. Energibehov Virkningsgrad MWh MWh GJ Varme El Reservelast 146,9 0,0 535,6 96% 0% Mellemlast ,9 0, ,7 100% 0% Spidslast 4.232,6 0, ,1 100% 0% Geotermi ,6 0, ,1 100% 0% Varighedskurve for varmefordeling med geotermisk varmeanlæg er vist på nedenstående figur (bilag 5). Varmeproduktionsfordelingen: 42,2 % egne kedler og 57,8 % geotermi. Industri spids- og grundlast fra Bilag 5 er erstattet af varmeproduktion på egne kedler, da Brdr. Hartmann under den supplerende høring har ønsket sig friholdt for at levere supplerende varme efter etablering af geotermianlægget. Produktionsfordeling på anlæggene i henhold til EnergyPRO beregninger, bilag 4 og 5. Drifts- og vedligeholdelses udgifterne til geotermianlægget er sat til kr. årligt eksklusivt elforbrug på MWh. 18

19 Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. 15. maj 2011 Etablering af geotermisk varmeanlæg Rev. 23. maj Vurdering af projektforslaget 3.0 Selskabsøkonomi Det geotermiske varmeanlæg etableres som udgangspunkt med to sæt borerør med en forventet kapacitet på 14 MW. Anlæggets endelige størrelse vil dog først blive fastlagt på baggrund af prøvepumpning i anlægsfasen. Hvis prøvepumpning viser en reduktion i den forventede effekt er det således muligt kun at etablere et sæt borerør, hvorved anlægget får en ydelse på 7 MW. Anlægsbudgettet for geotermiprojektet er på et tidligt projektstadie kalkuleret til ca. 80 mio. kr. (7 MW anlæg), men i projektforslaget fra maj 2011 er der i samfundsøkonomien taget udgangspunkt i en anlægsinvestering på 100 mio. kr. Siden maj 2011 er projektet blevet yderligere gennemarbejdet, og der er afholdt EU-licitation over boreledelse, leje af borerig og levering af diverse materiel og serviceydelser m.v. til boreprocessen. I den forbindelse er der nu foretaget en nøjere analyse og beregning af boreomkostningerne samt alle tilhørende rådgivningsomkostninger til teknisk og juridisk assistance m.v.. Denne nye analyse baseret på faktuel viden om ydelsernes omfang og pris resulterer i en samlet anlægssum som følger: Anlægsbudget 14 MW Indvindingsanlæg inkl. indretning og drift af byggeplads samt omkostninger til boreforsikring og boreledelse m.v. Overfladeanlæg inkl. grundudgifter og tilslutningsbidrag m.v. Fjernvarmearbejder inkl. Tilslutningsledning Diverse omkostninger herunder forundersøgelsesomkostninger Supplerende forundersøgelser og rådgivning (2013) Diverse uforudsete omkostninger I alt 148,3 mio. kr. 12,4 mio. kr. 5,0 mio. kr. 11,7 mio. kr. 10,0 mio. kr. 10,0 mio. kr. 197,4 mio. kr. Detaljeret anlægsbudget på to sæt boringer og en kapacitet på 14 MW er vist på bilag 6.2. De selskabsøkonomiske beregninger er opdateret ud fra en budgetteret anlægssum på 200 mio. kr., som følge af de øgede rådgivnings- og forundersøgelsesomkostninger, der er påløbet projektet. Anlægsbudget 7 MW Indvindingsanlæg inkl. indretning og drift af byggeplads samt omkostninger til boreforsikring og boreledelse m.v. Overfladeanlæg inkl. grundudgifter og tilslutningsbidrag m.v. Fjernvarmearbejder inkl. Tilslutningsledning Diverse omkostninger herunder forundersøgelsesomkostninger Diverse uforudsete omkostninger I alt 89,5 mio. kr. 10,9 mio. kr. 5,0 mio. kr. 9,9 mio. kr. 10,0 mio. kr. 125,3 mio. kr. 19

20 Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. 15. maj 2011 Etablering af geotermisk varmeanlæg Rev. 23. maj 2013 Detaljeret anlægsbudget på ét sæt boringer og en kapacitet på 7 MW er vist på bilag 6.2. Samfundsøkonomien og den tilhørende selskabsøkonomi beregnes ud fra en anlægsinvestering på 200 mio. kr. for 2 sæt boringer med en kapacitet på 14 MW. Tilsvarende beregnes samfundsøkonomi og tilhørende selskabsøkonomi for 1 sæt boringer med en kapacitet på 7 MW ud fra en anlægsinvestering på 130 mio. kr. i stedet for de tidligere anvendte 100 mio. kr.. Som det fremgår af beregningerne, er projektet meget robust overfor denne ændring i anlægsinvesteringen og risikoen afdækkes med forsikring mod øgede anlægsomkostninger som følge af hændelser under boreprocessen samt mod manglende ydelse. Etableres det geotermiske varmeanlæg, med en effekt på 14 MW, er anlægssummen på kr. På bilag 9 er der foretaget er konsekvensvurdering med en anlægsudgift på kr. Den gennemsnitlige produktionspris over 20 år for geotermisk varme leveret fra Tønder Fjernvarmeselskab er beregnet til 206 kr./mwh. (bilag 9) Udgift til drift og vedligehold udgør kr./år. Ved at flytte grundlasten fra industriel varmeproduktion og overskudsvarme samt egenproduktion til 500 kr./mwh til egenproduceret geotermisk varme af ca MWh årligt, er der en årlig besparelse på 24,2 mio. kr. Den selskabsøkonomiske konsekvensberegning ved udvidelsen med supplering af geotermisk varme viser således et årligt driftsresultat på kr. inklusiv amortisering af lån på 11,8 mio. kr./år (bilag 7.2). Køb af MWh industrivarme a' 500 kr./mwh Produktion af MWh geotermisk varme a' 206 kr./mwh (invest. 200 mio.kr.) Årligt besparelse ved varmeprod. pris på 206 kr./mwh (invest. 200 mio.kr.) Som det fremgår af bilag 9 falder varmeproduktionsprisen fra det geotermiske varmeanlæg i løbende priser med inflationen, hvilket betyder at den selskabsøkonomiske fordel vil stige i takt med inflation og stigende energipriser. Etableres det geotermiske varmeanlæg, med en effekt på 7 MW, er anlægssummen på kr. Den gennemsnitlige produktionspris over 20 år for geotermisk varme leveret fra Tønder Fjernvarmeselskab er beregnet til 222 kr./mwh (bilag 8). Udgift til drift og vedligehold udgør kr./år. Den årlige besparelse ved varmeproduktion på et 7 MW geotermisk varmeanlæg er kr./år Køb af MWh industrivarme a' 500 kr./mwh Produktion af MWh geotermisk varme a' 222 kr./mwh (invest. 130 mio.kr.) Årligt besparelse ved varmeprod. pris på 222 kr./mwh (invest. 130 mio.kr.)

21 Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. 15. maj 2011 Etablering af geotermisk varmeanlæg Rev. 23. maj Brugerøkonomi Brugerøkonomisk, vil Tønder Fjernvarmeselskabs årlige besparelse ved varmeproduktion på det geotermiske varmeanlæg frem for køb af industriel varme og overskudsvarme, komme borgerne tilkoblet Tønder Fjernvarmeselskabs ledningsnet til gode. Den selskabsøkonomiske årlige besparelse forventes at blive ca. 24,2 mio. kr. ved et geotermisk varmeanlæg på 14 MW. Fordelt på MWh solgt varme, vil det for et standardhus på 130 m 2 med et varmebehov på 18,1 MWh, betyde er årlig besparelse på ca kr. Etableres der et 7 MW geotermisk varmeanlæg er besparelsen ca Skitse Tønder geotermi 21

22 Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. 15. maj 2011 Etablering af geotermisk varmeanlæg Rev. 23. maj Samfundsøkonomi Udgifterne der ligger til grundlag for den samfundsøkonomiske analyse af geotermianlægget udgør ca kr. i det reviderede projektforslag. I samfundsøkonomien er der således regnet med en samlet udgift på kr. til etablering af det geotermiske anlæg. Forudsætningerne til den samfundsøkonomiske analyse er beskrevet på bilag 18. Som det fremgår af bilagene 10.2, 11.2 og 12.2 viser den samfundsøkonomiske analyse at der er en stor fordel for etablering af et geotermisk anlæg ud fra Energistyrelsens forudsætninger, april 2011, med tabelværdier september Resultatet kan ses på nedenstående skema. Forudsætningsskrivelse april 2011, tabelværdier september 2012 Drift og vedligehold Afgiftsprovenu (20 og investering % modregnes) Emissioner Brændsel Reference Projekt Alle priser er eksklusiv moms 20 % af den anførte afgiftsprovenu modregnes i de samlede omkostninger. I alt Den samfundsøkonomiske analyse er opstillet ved sammenligning af referencen, industriel spids- og grundlastvarmeproduktion fra industrien samt en mindre egenproduktion på naturgaskedler, i forhold til projektet, varmeproduktionen fra geotermisk anlæg som grundlast suppleret med overskudsvarme og varmeproduktion fra industrien. Varmeleverandøren har i Replik Plesner_1997-sep-.pdf oplyst, at der ikke er teknisk sammenhæng mellem elproduktionen på energianlægget og varmeleverancen til Tønder Fjernvarme. Der er regnet derfor med en varmevirkningsgrad på 100 %. I afgiftsprovenuet er regnet med en varmevirkningsgrad på 120 % (V-formel). Fordelingen er vist i nedenstående tabel. Reference Varmeprod. Elprod. Energibehov Driftstimer Virkningsgrad MWh MWh GJ timer/år Varme El Egne kedler 3.156,7 0, ,6 930,0 96% 0% Indu. grundlast ,8 0, , ,0 100% 0% Indu. spidslast ,5 0, , ,0 100% 0% Projekt Varmeprod. Elprod. Energibehov Driftstimer Virkningsgrad MWh MWh GJ timer/år Varme El Egne kedler 9.630,5 0, , ,0 96% 0% Indu. grundlast 0,0 0,0 0,0 0,0 100% 0% Indu. spidslast 0,0 0,0 0,0 0,0 100% 0% Geotermi ,5 0, , ,0 100% 0% Energiproduktionsanlæggene for industri grundlast og spidslast er naturgasfyret turbineanlæg. 22

23 Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. 15. maj 2011 Etablering af geotermisk varmeanlæg Rev. 23. maj Følsomhedsanalyse I en vurdering af den samfundsøkonomiske omkostning ved et projekt skal indgå en følsomhedsanalyse, der viser projektets følsomhed overfor ændringer i de givne forudsætninger. I henhold til referat af 7. marts 2012 udføres der følsomhedsanalyse på følgende parametre. Varmeprisen: Nuværende varmepris (kun selskabsøkonomi) Anlægsprisen: Anlægspris + 25% Ydelse: +/- 20% Gaspris: Stigning i Energistyrelsens forudsætninger med + 20% Elpris: Stigning i Energistyrelsens forudsætninger med + 20% Afskrivning: Afskrivningsperiode ændres fra 20 til 30 år Endvidere er der udført følsomhedsanalyse med kalkulationsrente på 3 % samt på et 7 MW geotermianlæg med et sæt boringer. Følsomhedsanalyse på samfundsøkonomien. Følsomhedsberegninger 14 MW geotermianlæg Fordel ved projekt (mio. kr.) Fordel % Iht. forudsætningsskrivelsen 14 MW 65,0 15% Anlægspris + 25% 6,6 2% Ydelse -20% 0,2 0% 100% dækning af varmebehov 103,0 24% Gaspris i forudsætninger + 20% 69,6 16% Elpris i forudsætninger + 20% 47,3 11% Afskrivninger over 30 år 96,0 22% Kalkulationsrente 3% 119,5 24% Iht. forudsætningsskrivelsen 7 MW 53,4 12% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% Figuren viser den samfundsøkonomiske fordel i procent ved projektet med ændrede forudsætninger i forhold til referencen. 23

24 Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. 15. maj 2011 Etablering af geotermisk varmeanlæg Rev. 23. maj 2013 Det tyske geotermiselskab har vurderet, at anlægget i Tønder burde kunne etableres indenfor en budgetramme på 200 mio. kr. Ydelsen er bestemt af formationens porøsitet og permeabilitet og kan først endelig fastlægges efter prøvepumpning. En del af boreforsikringen omfatter ydelsen på anlægget, hvorfor man er forsikret mod en for lav ydelse. Gas- og elpriserne følges normalt ad, hvorfor en stigning i gasprisen normalt følges af en stigning i elprisen. Afskrivning over 30 år og lav kalkulationsrente forbedrer den samfundsøkonomiske analyse. Alternativt er der foretaget en konsekvensberegning ved etablering af et sæt boringer, således det geotermiske varmeanlæg kan yde 7 MW. Anlægsinvesteringen til et geotermisk varmeanlæg på 7 MW udgør kr. Udgift til drift og vedligehold udgør kr./år. Forudsætningsskrivelse april 2011, tabelværdier september 2012 Brændsel Drift og vedligehold Afgiftsprovenu (20 og investering % modregnes) Reference Projekt Emissioner I alt Den samfundsøkonomiske analyse af referencen og et 7 MW geotermianlæg, viser et samfundsøkonomisk overskud på 53,4 mio. kr. til fordel for det 7 MW geotermiske varmeanlæg, svarende til en fordel på 12 %. Følsomhedsanalyse på selskabsøkonomien Følsomhedsberegninger 14 MW geotermianlæg Gennemsnitlig varmeproduktionspris (kr./mwh) 14 MW anlæg rente 3,5% MW anlæg rente 5% 222 Anlægspris + 25% 235 Ydelse -20% 258 Ydelse 100% dækning 184 Gaspris i forudsætninger + 20% - Elpris i forudsætninger + 20% 223 Afskrivninger over 30 år 194 Projekt 7 MW anlæg rente 3,5% 222 Ovenstående tabel viser den gennemsnitlige varmeproduktionspris på geotermianlægget ud fra de givne følsomhedsparametre. Til sammenligning er den nuværende varmekøbspris 500 kr./mwh. 24

25 Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. 15. maj 2011 Etablering af geotermisk varmeanlæg Rev. 23. maj Konklusion Etablering af et geotermisk varmeanlæg i Tønder er både en selskabsøkonomisk og samfundsøkonomisk gevinst. Under selskabsøkonomi bilag 4-9 er vist i fjernvarmeselskabets produktionsfordeling omkostninger ved tilslutning af et geotermisk varmeanlæg med en ydelse på 14 MW. Med de nuværende tariffer får Tønder Fjernvarmeselskab et positivt dækningsbidrag fra år 1, en forventet besparelse på 24,2 mio. kr. årligt. Besparelsen vil komme forbrugere tilsluttet Tønder Fjernvarmeselskabs ledningsnet til gode. Etableres et mindre geotermianlæg med ét sæt boringer, er det årlige dækningsbidrag på 14,5 mio. kr. En samfundsøkonomisk analyse af de opstillede scenarier, viser at der er en stor samfundsøkonomisk gevinst ved geotermianlægget. Ved etablering af et 14 MW geotermisk varmeanlæg, er der en fordel for geotermien på 62,8 mio. kr. svarende til 15 %. Etableres anlægget med ét sæt indvindinger svarende til en effekt på 7 MW, er den samfundsøkonomiske gevinst på 53,4 mio. kr. svarende til 12 %. Miljømæssigt er fjernvarmeløsningen med etablering af et geotermisk varmeanlæg en god løsning. Størstedelen af emissioner reduceres, herunder CO 2 med ton/år og NO X med kg/år. Den samlede andel af VE udgør ca. 89,5 % ved etablering af et 14 MW geotermisk varmeanlæg. Etableres anlægget, med en effekt på 7 MW, er den samlede andel af VE ca. 58 %. 25

26 Eventuel administration Veksler- og pumpebygning Eventuel kedelbygning Eventuel akkumuleringstank Rampe for udlevering af saltlage Brøndkælder Overdækket gylletank for ren saltlage Bassin

27 Matrikelkort Målforhold 1:2000 Dato 12/ Â Kort & Matrikelstyrelsen Signaturforklaring Bilag 2

28 Fredning og naturbeskyttelse Målforhold 1:5000 Dato 12/ Signaturforklaring Kort & Matrikelstyrelsen Bilag 3

29 Produktionsfordeling uden geotermi Tønder Fjernvarmeselskab Produktionsfordeling uden geotermi energypro Udskrevet/Side :51:18 / 1 Brugerlicens : Dansk Fjernvarmes Projektselskab A.m.b.a. Merkurvej 7 DK-6000 Kolding Grafisk layout 45 MW 11 kwh/nm3 47 MW MWh Naturgas Egne kedler Opvarmnings behov 10 MW 1 of 8 Bilag 4 Industri grundlast Industri spidslast 10 MW MWh Varmt brugsvand MWh Ledningstab energypro er udviklet af Energi- og Miljødata, Niels Jernesvej 10, 9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , Homepage:

30 Produktionsfordeling uden geotermi Tønder Fjernvarmeselskab Produktionsfordeling uden geotermi energypro Udskrevet/Side :50:53 / 1 Brugerlicens : Dansk Fjernvarmes Projektselskab A.m.b.a. Merkurvej 7 DK-6000 Kolding Varighedskurve for varmebehov 35 Varighedskurve for varmebehov (1. Januar 2010 til 1. Januar 2011) [MW] Time [Timer] Industri grundlast Industri spidslast Egne kedler energypro er udviklet af Energi- og Miljødata, Niels Jernesvej 10, 9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , Homepage: 2 of 8 Bilag 4

31 Produktionsfordeling uden geotermi Tønder Fjernvarmeselskab Produktionsfordeling uden geotermi energypro Udskrevet/Side :50:21 / 1 Brugerlicens : Dansk Fjernvarmes Projektselskab A.m.b.a. Merkurvej 7 DK-6000 Kolding Energiomsætning, Årlig Beregnet periode: Varmebehov: Opvarmningsbehov Varmt brugsvand Ledningstab Ialt Max. varmebehov ,0 MWh ,0 MWh ,0 MWh ,0 MWh 33,4 MW Varmeproduktioner: Egne kedler 3.156,7 MWh/år 3,4 % Industri grundlast ,8 MWh/år 73,2 % Industri spidslast ,5 MWh/år 23,4 % Ialt ,0 MWh/år 100,0 % Driftstimer: Ialt Af årlig [h/år] timer Egne kedler 930,0 10,6% Industri grundlast 8.400,0 95,9% Industri spidslast 4.471,0 51,0% Ud af total i periode 8.760,0 Starter: Egne kedler 107 Industri grundlast 13 Industri spidslast 115 Brændsler: Efter brændsel Naturgas Brændselsforbrug ,0 Nm3 Efter produktionsenhed Egne kedler 3.297,0 MWh = ,0 Nm3 Industri grundlast 0,0 MWh = 0,0 Nm3 Industri spidslast 0,0 MWh = 0,0 Nm3 Ialt 3.297,0 MWh energypro er udviklet af Energi- og Miljødata, Niels Jernesvej 10, 9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , Homepage: 3 of 8 Bilag 4

32 Produktionsfordeling uden geotermi Tønder Fjernvarmeselskab Produktionsfordeling uden geotermi energypro Udskrevet/Side :50:42 / 1 Brugerlicens : Dansk Fjernvarmes Projektselskab A.m.b.a. Merkurvej 7 DK-6000 Kolding Energiomsætning, Månedlig Beregnet periode: Varmebehov [MWh] Ialt Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec , , , , , , , , , , , , ,5 4 of 8 Bilag 4 Energianlæg: Egne kedler Brændselsforb. [Nm3] , , , ,8 116,3 0, , ,1 0,0 123,9 0, , ,8 Brændselsforb. [MWh] 3.297,0 702,9 627,6 258,5 1,3 0,0 21, ,5 0,0 1,4 0,0 23,8 286,7 Varme prod. [MWh] 3.156,7 673,0 600,9 247,5 1,2 0,0 20, ,1 0,0 1,3 0,0 22,8 274,5 Starter Driftstimer Energianlæg: Industri grundlast Varme prod. [MWh] , , , , , , , , , , , , ,7 Starter Driftstimer Energianlæg: Industri spidslast Varme prod. [MWh] , , , , ,3 422,2 0,0 0,0 0,0 0,0 488, , ,4 Starter Driftstimer Brændselsforbrug: Naturgas Brændselsforb. [Nm3] , , , ,8 116,3 0, , ,1 0,0 123,9 0, , ,8 Brændselsforb. [MWh] 3.297,0 702,9 627,6 258,5 1,3 0,0 21, ,5 0,0 1,4 0,0 23,8 286,7 Spids [MW] 13,971 13,971 11,624 10,568 0,477 2,122 2,591 4,352 0,000 0,596 0,000 4,349 10,216 energypro er udviklet af Energi- og Miljødata, Niels Jernesvej 10, 9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , Homepage:

33 Produktionsfordeling uden geotermi Tønder Fjernvarmeselskab Produktionsfordeling uden geotermi energypro Udskrevet/Side :51:08 / 1 Brugerlicens : Dansk Fjernvarmes Projektselskab A.m.b.a. Merkurvej 7 DK-6000 Kolding Forudsætningskatalog, Teknik 1 Projektbeskrivelse Ingen bemærkninger til forudsætningskataloget 2 Ydre forudsætninger Planperiode: Anvender danske helligdage 2.1 Vejrdata Dansk udendørs temperatur Symbol:T [ C] Gennemsnit Minimum Maksimum Januar, ,6-9,0 3,2 Februar, ,1-7,0 4,9 Marts, ,6-4,1 5,9 April, ,6 2,7 11,6 Maj, ,6 7,5 16,5 Juni, ,6 12,6 19,0 Juli, ,4 13,0 21,1 August, ,6 13,3 22,2 September, ,7 11,3 16,2 Oktober, ,1 4,6 14,6 November, ,0-0,8 9,2 December, ,6-6,3 5,8 Hele perioden 8,1-9,0 22,2 2.2 Indeks Ingen INDEKS defineret 3 Brændsler Naturgas 11,0000 kwh/nm3 4 Behov 4.2 Varmebehov Behov Opvarmningsbehov: Varmt brugsvand: Ledningstab: Symbol: HD1 Symbol: HD3 Symbol: HD2 Behov mængde Udvikling Opvarmningsbehov: MWh Udvikler sig ikke over årene Varmt brugsvand: MWh Udvikler sig ikke over årene Ledningstab: MWh Udvikler sig ikke over årene Total MWh energypro er udviklet af Energi- og Miljødata, Niels Jernesvej 10, 9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , Homepage: 5 of 8 Bilag 4

34 Produktionsfordeling uden geotermi Tønder Fjernvarmeselskab Produktionsfordeling uden geotermi energypro Udskrevet/Side :51:08 / 2 Brugerlicens : Dansk Fjernvarmes Projektselskab A.m.b.a. Merkurvej 7 DK-6000 Kolding Forudsætningskatalog, Teknik Behov Max behov Min behov Opvarmningsbehov [MW] 29,2 0,0 Varmt brugsvand [MW] 2,3 0,9 Ledningstab [MW] 1,8 1,8 Varmebehov, Detaljer Opvarmningsbehov: Vejrafhængig andel af behovet: 100,00 % Reference temperatur: 17,0 [ C] Formel for døgnforholdstal Max(17,0-T;0) Sæson for vejrafhængigt forbrug: til Døgncyklus Tid Forhold 05:00 135,00 09:00 110,00 12:00 80,00 17:00 90,00 22:00 75,00 Varmt brugsvand: Døgncyklus Tid Forhold 00:00 40,00 05:00 80,00 06:00 100,00 08:00 110,00 18:00 100,00 20:00 80,00 22:00 60,00 Månedsværdier MWh Januar 1.358,90 Februar 1.227,40 Marts 1.358,90 April 1.315,07 Maj 1.358,90 Juni 1.315,07 Juli 1.358,90 August 1.358,90 September 1.315,07 Oktober 1.358,90 November 1.315,07 December 1.358,90 Ledningstab: Månedsværdier MWh Januar 1.358,90 Februar 1.227,40 Marts 1.358,90 April 1.315,07 Maj 1.358,90 Juni 1.315,07 Juli 1.358,90 August 1.358,90 September 1.315,07 Oktober 1.358,90 November 1.315,07 December 1.358,90 energypro er udviklet af Energi- og Miljødata, Niels Jernesvej 10, 9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , Homepage: 6 of 8 Bilag 4

35 Produktionsfordeling uden geotermi Tønder Fjernvarmeselskab Produktionsfordeling uden geotermi energypro Udskrevet/Side :51:08 / 3 Brugerlicens : Dansk Fjernvarmes Projektselskab A.m.b.a. Merkurvej 7 DK-6000 Kolding Forudsætningskatalog, Teknik 5 Energianlæg Egne kedler Brændselstype: Naturgas Minimum køretid: 0 timer Brændsel [MW] Varme [MW] Varme [%] 1 47,0 45,0 95,7 Industri grundlast Brændselstype: (ingen brændsel) Minimum køretid: 0 timer Varme [MW] 1 10,0 Årlige udetider: :00 til :00 Industri spidslast Brændselstype: (ingen brændsel) Minimum køretid: 0 timer Varme [MW] 1 10,0 Årlige udetider: :00 til :00 5 Lagre 6 El-marked Planperioden er ikke inddelt i tarifperioder 7 Driftsstrategi Driftsstrategi er brugerdefineret Tarif perioder Egne kedler 4 Industri grundlast 2 Industri spidslast 3 Dellast tilladt Egne kedler Industri grundlast Industri spidslast Ja Ja Ja energypro er udviklet af Energi- og Miljødata, Niels Jernesvej 10, 9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , Homepage: 7 of 8 Bilag 4

36 Produktionsfordeling uden geotermi Tønder Fjernvarmeselskab Produktionsfordeling uden geotermi energypro Udskrevet/Side :51:08 / 4 Brugerlicens : Dansk Fjernvarmes Projektselskab A.m.b.a. Merkurvej 7 DK-6000 Kolding Forudsætningskatalog, Teknik Driftsstrategi Egne kedler Industri grundlast Industri spidslast Beregnet Beregnet Beregnet energypro er udviklet af Energi- og Miljødata, Niels Jernesvej 10, 9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , Homepage: 8 of 8 Bilag 4

37 Produktionsfordeling Tønder Fjernvarmeselskab Produktionsfordeling med geotermi energypro Udskrevet/Side :53:43 / 1 Brugerlicens : Dansk Fjernvarmes Projektselskab A.m.b.a. Merkurvej 7 DK-6000 Kolding Grafisk layout 45 MW 11 kwh/nm3 47 MW MWh Naturgas Egne kedler Opvarmnings behov 10 MW 1 of 8 Bilag 5 Industri grundlast Industri spidslast Geotermi 10 MW 7 MW MWh Varmt brugsvand MWh Ledningstab energypro er udviklet af Energi- og Miljødata, Niels Jernesvej 10, 9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , Homepage:

38 Produktionsfordeling Tønder Fjernvarmeselskab Produktionsfordeling med geotermi energypro Udskrevet/Side :53:14 / 1 Brugerlicens : Dansk Fjernvarmes Projektselskab A.m.b.a. Merkurvej 7 DK-6000 Kolding Varighedskurve for varmebehov 35 Varighedskurve for varmebehov (1. Januar 2010 til 1. Januar 2011) [MW] Time [Timer] Geotermi Industri grundlast Industri spidslast Egne kedler energypro er udviklet af Energi- og Miljødata, Niels Jernesvej 10, 9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , Homepage: 2 of 8 Bilag 5

39 Produktionsfordeling Tønder Fjernvarmeselskab Produktionsfordeling med geotermi energypro Udskrevet/Side :52:48 / 1 Brugerlicens : Dansk Fjernvarmes Projektselskab A.m.b.a. Merkurvej 7 DK-6000 Kolding Energiomsætning, Årlig Beregnet periode: Varmebehov: Opvarmningsbehov Varmt brugsvand Ledningstab Ialt Max. varmebehov ,0 MWh ,0 MWh ,0 MWh ,0 MWh 33,4 MW Varmeproduktioner: Egne kedler 146,9 MWh/år 0,2 % Industri grundlast ,9 MWh/år 37,4 % Industri spidslast 4.232,6 MWh/år 4,6 % Geotermi ,6 MWh/år 57,8 % Ialt ,0 MWh/år 100,0 % Driftstimer: Ialt Af årlig [h/år] timer Egne kedler 73,0 0,8% Industri grundlast 5.803,0 66,2% Industri spidslast 1.220,0 13,9% Geotermi 8.760,0 100,0% Ud af total i periode 8.760,0 Starter: Egne kedler 20 Industri grundlast 69 Industri spidslast 165 Geotermi 12 Brændsler: Efter brændsel Naturgas Brændselsforbrug ,5 Nm3 Efter produktionsenhed Egne kedler 153,4 MWh = ,5 Nm3 Industri grundlast 0,0 MWh = 0,0 Nm3 Industri spidslast 0,0 MWh = 0,0 Nm3 Geotermi 0,0 MWh = 0,0 Nm3 Ialt 153,4 MWh energypro er udviklet af Energi- og Miljødata, Niels Jernesvej 10, 9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , Homepage: 3 of 8 Bilag 5

40 Produktionsfordeling Tønder Fjernvarmeselskab Produktionsfordeling med geotermi energypro Udskrevet/Side :53:04 / 1 Brugerlicens : Dansk Fjernvarmes Projektselskab A.m.b.a. Merkurvej 7 DK-6000 Kolding Energiomsætning, Månedlig Beregnet periode: Varmebehov [MWh] Ialt Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec , , , , , , , , , , , , ,5 4 of 8 Bilag 5 Energianlæg: Egne kedler Brændselsforb. [Nm3] , , , ,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0, ,1 Brændselsforb. [MWh] 153,4 65,1 57,8 14,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 16,0 Varme prod. [MWh] 146,9 62,4 55,4 13,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 15,4 Starter Driftstimer Energianlæg: Industri grundlast Varme prod. [MWh] , , , , , ,9 121,9 0,0 0,0 198, , , ,0 Starter Driftstimer Energianlæg: Industri spidslast Varme prod. [MWh] 4.232, , ,3 681,2 92,2 6,5 0,0 0,0 0,0 0,0 3,4 128,4 662,1 Starter Driftstimer Energianlæg: Geotermi Varme prod. [MWh] , , , , , , , , , , , , ,0 Starter Driftstimer Brændselsforbrug: Naturgas Brændselsforb. [Nm3] , , , ,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0, ,1 Brændselsforb. [MWh] 153,4 65,1 57,8 14,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 16,0 Spids [MW] 6,660 6,660 4,313 3,257 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 2,905 energypro er udviklet af Energi- og Miljødata, Niels Jernesvej 10, 9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , Homepage:

41 Produktionsfordeling Tønder Fjernvarmeselskab Produktionsfordeling med geotermi energypro Udskrevet/Side :53:34 / 1 Brugerlicens : Dansk Fjernvarmes Projektselskab A.m.b.a. Merkurvej 7 DK-6000 Kolding Forudsætningskatalog, Teknik 1 Projektbeskrivelse Ingen bemærkninger til forudsætningskataloget 2 Ydre forudsætninger Planperiode: Anvender danske helligdage 2.1 Vejrdata Dansk udendørs temperatur Symbol:T [ C] Gennemsnit Minimum Maksimum Januar, ,6-9,0 3,2 Februar, ,1-7,0 4,9 Marts, ,6-4,1 5,9 April, ,6 2,7 11,6 Maj, ,6 7,5 16,5 Juni, ,6 12,6 19,0 Juli, ,4 13,0 21,1 August, ,6 13,3 22,2 September, ,7 11,3 16,2 Oktober, ,1 4,6 14,6 November, ,0-0,8 9,2 December, ,6-6,3 5,8 Hele perioden 8,1-9,0 22,2 2.2 Indeks Ingen INDEKS defineret 3 Brændsler Naturgas 11,0000 kwh/nm3 4 Behov 4.2 Varmebehov Behov Opvarmningsbehov: Varmt brugsvand: Ledningstab: Symbol: HD1 Symbol: HD3 Symbol: HD2 Behov mængde Udvikling Opvarmningsbehov: MWh Udvikler sig ikke over årene Varmt brugsvand: MWh Udvikler sig ikke over årene Ledningstab: MWh Udvikler sig ikke over årene Total MWh energypro er udviklet af Energi- og Miljødata, Niels Jernesvej 10, 9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , Homepage: 5 of 8 Bilag 5

42 Produktionsfordeling Tønder Fjernvarmeselskab Produktionsfordeling med geotermi energypro Udskrevet/Side :53:34 / 2 Brugerlicens : Dansk Fjernvarmes Projektselskab A.m.b.a. Merkurvej 7 DK-6000 Kolding Forudsætningskatalog, Teknik Behov Max behov Min behov Opvarmningsbehov [MW] 29,2 0,0 Varmt brugsvand [MW] 2,3 0,9 Ledningstab [MW] 1,8 1,8 Varmebehov, Detaljer Opvarmningsbehov: Vejrafhængig andel af behovet: 100,00 % Reference temperatur: 17,0 [ C] Formel for døgnforholdstal Max(17,0-T;0) Sæson for vejrafhængigt forbrug: til Døgncyklus Tid Forhold 05:00 135,00 09:00 110,00 12:00 80,00 17:00 90,00 22:00 75,00 Varmt brugsvand: Døgncyklus Tid Forhold 00:00 40,00 05:00 80,00 06:00 100,00 08:00 110,00 18:00 100,00 20:00 80,00 22:00 60,00 Månedsværdier MWh Januar 1.358,90 Februar 1.227,40 Marts 1.358,90 April 1.315,07 Maj 1.358,90 Juni 1.315,07 Juli 1.358,90 August 1.358,90 September 1.315,07 Oktober 1.358,90 November 1.315,07 December 1.358,90 Ledningstab: Månedsværdier MWh Januar 1.358,90 Februar 1.227,40 Marts 1.358,90 April 1.315,07 Maj 1.358,90 Juni 1.315,07 Juli 1.358,90 August 1.358,90 September 1.315,07 Oktober 1.358,90 November 1.315,07 December 1.358,90 energypro er udviklet af Energi- og Miljødata, Niels Jernesvej 10, 9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , Homepage: 6 of 8 Bilag 5

43 Produktionsfordeling Tønder Fjernvarmeselskab Produktionsfordeling med geotermi energypro Udskrevet/Side :53:34 / 3 Brugerlicens : Dansk Fjernvarmes Projektselskab A.m.b.a. Merkurvej 7 DK-6000 Kolding Forudsætningskatalog, Teknik 5 Energianlæg Egne kedler Brændselstype: Naturgas Minimum køretid: 0 timer Brændsel [MW] Varme [MW] Varme [%] 1 47,0 45,0 95,7 Industri grundlast Brændselstype: (ingen brændsel) Minimum køretid: 0 timer Varme [MW] 1 10,0 Årlige udetider: :00 til :00 Industri spidslast Brændselstype: (ingen brændsel) Minimum køretid: 0 timer Varme [MW] 1 10,0 Årlige udetider: :00 til :00 Geotermi Brændselstype: (ingen brændsel) Minimum køretid: 0 timer Varme [MW] 1 7,0 5 Lagre 6 El-marked Planperioden er ikke inddelt i tarifperioder 7 Driftsstrategi Driftsstrategi er brugerdefineret Tarif perioder energypro er udviklet af Energi- og Miljødata, Niels Jernesvej 10, 9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , Homepage: 7 of 8 Bilag 5

44 Produktionsfordeling Tønder Fjernvarmeselskab Produktionsfordeling med geotermi energypro Udskrevet/Side :53:34 / 4 Brugerlicens : Dansk Fjernvarmes Projektselskab A.m.b.a. Merkurvej 7 DK-6000 Kolding Forudsætningskatalog, Teknik Egne kedler 4 Industri grundlast 2 Industri spidslast 3 Geotermi 1 Dellast tilladt Egne kedler Industri grundlast Industri spidslast Geotermi Ja Ja Ja Ja Driftsstrategi Egne kedler Industri grundlast Industri spidslast Geotermi Beregnet Beregnet Beregnet Beregnet energypro er udviklet af Energi- og Miljødata, Niels Jernesvej 10, 9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , Homepage: 8 of 8 Bilag 5

45 Produktionsfordeling 14 MW Tønder Fjernvarmeselskab Produktionsfordeling med geotermi 14 MW energypro Udskrevet/Side :55:49 / 1 Brugerlicens : Dansk Fjernvarmes Projektselskab A.m.b.a. Merkurvej 7 DK-6000 Kolding Grafisk layout 11 kwh/nm3 47 MW 45 MW MWh Naturgas Egne kedler Opvarmnings behov 10 MW MWh Industri grundlast Varmt brugsvand 10 MW MWh Industri spidslast Ledningstab 14 MW Geotermi energypro er udviklet af Energi- og Miljødata, Niels Jernesvej 10, 9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , Homepage: Bilag 5.2

46 Produktionsfordeling 14 MW Tønder Fjernvarmeselskab Produktionsfordeling med geotermi 14 MW energypro Udskrevet/Side :55:22 / 1 Brugerlicens : Dansk Fjernvarmes Projektselskab A.m.b.a. Merkurvej 7 DK-6000 Kolding Varighedskurve for varmebehov 35 Varighedskurve for varmebehov (1. Januar 2010 til 1. Januar 2011) [MW] Time [Timer] Geotermi Industri grundlast Industri spidslast Egne kedler energypro er udviklet af Energi- og Miljødata, Niels Jernesvej 10, 9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , Homepage: Bilag 5.2

47 Produktionsfordeling 14 MW Tønder Fjernvarmeselskab Produktionsfordeling med geotermi 14 MW energypro Udskrevet/Side :54:50 / 1 Brugerlicens : Dansk Fjernvarmes Projektselskab A.m.b.a. Merkurvej 7 DK-6000 Kolding Energiomsætning, Årlig Beregnet periode: Varmebehov: Opvarmningsbehov Varmt brugsvand Ledningstab ,0 MWh Ialt ,0 MWh Max. varmebehov ,0 MWh ,0 MWh 33,4 MW Varmeproduktioner: Egne kedler 0,0 MWh/år 0,0 % Industri grundlast 9.127,1 MWh/år 9,9 % Industri spidslast 503,4 MWh/år 0,5 % Geotermi ,5 MWh/år 89,5 % Ialt ,0 MWh/år 100,0 % Driftstimer: Ialt Af årlig [h/år] timer Egne kedler 0,0 0,0% Industri grundlast 2.360,0 26,9% Industri spidslast 171,0 2,0% Geotermi 8.760,0 100,0% Ud af total i periode 8.760,0 Starter: Egne kedler 0 Industri grundlast 182 Industri spidslast 37 Geotermi 12 Brændsler: Efter brændsel Naturgas Brændselsforbrug 0,0 Nm3 Efter produktionsenhed Egne kedler 0,0 MWh = 0,0 Nm3 Industri grundlast 0,0 MWh = 0,0 Nm3 Industri spidslast 0,0 MWh = 0,0 Nm3 Geotermi 0,0 MWh = 0,0 Nm3 Ialt 0,0 MWh energypro er udviklet af Energi- og Miljødata, Niels Jernesvej 10, 9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , Homepage: Bilag 5.2

48 Produktionsfordeling 14 MW Tønder Fjernvarmeselskab Produktionsfordeling med geotermi 14 MW energypro Udskrevet/Side :55:00 / 1 Brugerlicens : Dansk Fjernvarmes Projektselskab A.m.b.a. Merkurvej 7 DK-6000 Kolding Energiomsætning, Månedlig Beregnet periode: Varmebehov [MWh] Ialt Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec , , , , , , , , , , , , ,5 Energianlæg: Egne kedler Energianlæg: Industri grundlast Varme prod. [MWh] 9.127, , , ,8 420,8 40,3 0,0 0,0 0,0 0,0 45,6 504, ,2 Starter Driftstimer Energianlæg: Industri spidslast Varme prod. [MWh] 503,4 190,0 176,2 59,9 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 77,1 Starter Driftstimer Energianlæg: Geotermi Varme prod. [MWh] , , , , , , , , , , , , ,2 Starter Driftstimer Brændselsforbrug: Naturgas Brændselsforb. [Nm3] 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Brændselsforb. [MWh] 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Spids [MW] 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 energypro er udviklet af Energi- og Miljødata, Niels Jernesvej 10, 9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , Homepage: Bilag 5.2

49 Produktionsfordeling 14 MW Tønder Fjernvarmeselskab Produktionsfordeling med geotermi 14 MW energypro Udskrevet/Side :55:39 / 1 Brugerlicens : Dansk Fjernvarmes Projektselskab A.m.b.a. Merkurvej 7 DK-6000 Kolding Forudsætningskatalog, Teknik 1 Projektbeskrivelse Ingen bemærkninger til forudsætningskataloget 2 Ydre forudsætninger Planperiode: Anvender danske helligdage 2.1 Vejrdata Dansk udendørs temperatur Symbol:T [ C] Gennemsnit Minimum Maksimum Januar, ,6-9,0 3,2 Februar, ,1-7,0 4,9 Marts, ,6-4,1 5,9 April, ,6 2,7 11,6 Maj, ,6 7,5 16,5 Juni, ,6 12,6 19,0 Juli, ,4 13,0 21,1 August, ,6 13,3 22,2 September, ,7 11,3 16,2 Oktober, ,1 4,6 14,6 November, ,0-0,8 9,2 December, ,6-6,3 5,8 Hele perioden 8,1-9,0 22,2 2.2 Indeks Ingen INDEKS defineret 3 Brændsler Naturgas 11,0000 kwh/nm3 4 Behov 4.2 Varmebehov Behov Opvarmningsbehov: Varmt brugsvand: Ledningstab: Symbol: HD1 Symbol: HD3 Symbol: HD2 Behov mængde Udvikling Opvarmningsbehov: MWh Udvikler sig ikke over årene Varmt brugsvand: MWh Udvikler sig ikke over årene Ledningstab: MWh Udvikler sig ikke over årene Total MWh energypro er udviklet af Energi- og Miljødata, Niels Jernesvej 10, 9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , Homepage: Bilag 5.2

50 Produktionsfordeling 14 MW Tønder Fjernvarmeselskab Produktionsfordeling med geotermi 14 MW energypro Udskrevet/Side :55:39 / 2 Brugerlicens : Dansk Fjernvarmes Projektselskab A.m.b.a. Merkurvej 7 DK-6000 Kolding Forudsætningskatalog, Teknik Behov Max behov Min behov Opvarmningsbehov [MW] 29,2 0,0 Varmt brugsvand [MW] 2,3 0,9 Ledningstab [MW] 1,8 1,8 Varmebehov, Detaljer Opvarmningsbehov: Vejrafhængig andel af behovet: 100,00 % Reference temperatur: 17,0 [ C] Formel for døgnforholdstal Max(17,0-T;0) Sæson for vejrafhængigt forbrug: til Døgncyklus Tid Forhold 05:00 135,00 09:00 110,00 12:00 80,00 17:00 90,00 22:00 75,00 Varmt brugsvand: Døgncyklus Tid Forhold 00:00 40,00 05:00 80,00 06:00 100,00 08:00 110,00 18:00 100,00 20:00 80,00 22:00 60,00 Månedsværdier MWh Januar 1.358,90 Februar 1.227,40 Marts 1.358,90 April 1.315,07 Maj 1.358,90 Juni 1.315,07 Juli 1.358,90 August 1.358,90 September 1.315,07 Oktober 1.358,90 November 1.315,07 December 1.358,90 Ledningstab: Månedsværdier MWh Januar 1.358,90 Februar 1.227,40 Marts 1.358,90 April 1.315,07 Maj 1.358,90 Juni 1.315,07 Juli 1.358,90 August 1.358,90 September 1.315,07 Oktober 1.358,90 November 1.315,07 December 1.358,90 energypro er udviklet af Energi- og Miljødata, Niels Jernesvej 10, 9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , Homepage: Bilag 5.2

51 Produktionsfordeling 14 MW Tønder Fjernvarmeselskab Produktionsfordeling med geotermi 14 MW energypro Udskrevet/Side :55:39 / 3 Brugerlicens : Dansk Fjernvarmes Projektselskab A.m.b.a. Merkurvej 7 DK-6000 Kolding Forudsætningskatalog, Teknik 5 Energianlæg Egne kedler Brændselstype: Naturgas Minimum køretid: 0 timer Brændsel [MW] Varme [MW] Varme [%] 1 47,0 45,0 95,7 Industri grundlast Brændselstype: (ingen brændsel) Minimum køretid: 0 timer Varme [MW] 1 10,0 Årlige udetider: :00 til :00 Industri spidslast Brændselstype: (ingen brændsel) Minimum køretid: 0 timer Varme [MW] 1 10,0 Årlige udetider: :00 til :00 Geotermi Brændselstype: (ingen brændsel) Minimum køretid: 0 timer Varme [MW] 1 14,0 5 Lagre 6 El-marked Planperioden er ikke inddelt i tarifperioder 7 Driftsstrategi Driftsstrategi er brugerdefineret Tarif perioder energypro er udviklet af Energi- og Miljødata, Niels Jernesvej 10, 9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , Homepage: Bilag 5.2

52 Produktionsfordeling 14 MW Tønder Fjernvarmeselskab Produktionsfordeling med geotermi 14 MW energypro Udskrevet/Side :55:39 / 4 Brugerlicens : Dansk Fjernvarmes Projektselskab A.m.b.a. Merkurvej 7 DK-6000 Kolding Forudsætningskatalog, Teknik Egne kedler 4 Industri grundlast 2 Industri spidslast 3 Geotermi 1 Dellast tilladt Egne kedler Industri grundlast Industri spidslast Geotermi Ja Ja Ja Ja Driftsstrategi Egne kedler Industri grundlast Industri spidslast Geotermi Beregnet Beregnet Beregnet Beregnet energypro er udviklet af Energi- og Miljødata, Niels Jernesvej 10, 9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , Homepage: Bilag 5.2

53 WELL SUMMARY - Tønder GT-01 WELL SCHEMATIC TIME ESTIMATE WELL NAME Tønder GT-01 WELL AREA Denmark WELL TYPE Vertical well MOBILIZATION WELL DEPTH 2125 m MD BRT Rig up 3 K Wellhead Sysytem DRILLING Depth 23" HOLE SECTION to 253 METERS 253 4,06 Hole Size/Depth Casing Size/Depth 18-5/8" CONDUCTOR/CEMENTING 253 3,11 DRILL 17-1/2" HOLE TO 1100 M ,09 23" Hole 18 5/8 " Conductor /8" CASING/ CEMENTING , m TVD 253 m TVD 1 DRILL 12-1/4" HOLE TO 1975M , m MD 253 m MD 9-5/8" LINER / CEMENTING ,11 DRILL 8-1/2" HOLE TO TD AT 2125 M ,42 1 OH LOGGING ,74 17½" Hole 13 3/8" Casing 1100 m TVD 1100 m TVD 1100 m MD 1100 m MD Total Mob Days 12 1/4" Hole 9 5/8" Casing 1975 m TVD 1970 m TVD 1975 m MD 1970 m MD Total Drilling COMPLETION COMPLETION OPERATIONS WITH DRILLING RIG ,22 2,90 Total Completion 2,90 DEMOB Rig down Total Demob 8½" Hole 2125 m TVD 2125 m MD 7" Screen WELL TOTAL: 2120 m TVD 2120 m MD MOBILIZATION DRILLING COMPLETION DEMOB WELL TOTAL 37,22 2,90 40,1 days Depth (mmd) Rig Up Drill 23" Hole to 295m ST 20 TIME vs DEPTH CURVE Run & Cement 18 5/8" Conductor to 295m. Drill 17½" Hole to 1100 m Run & Cement 13 3/8" Casing to 1100 m Drill 12 1/4" Hole to +/- 1975m Drill 8½" Hole to 2125 m Run & Cement 9 5/8" Liner to 1970 m Production Test, Suspend and Complete Well 3000 Days 0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00 35,00 40,00 45,00 50,00 55,00 Well Charges - Time Sensitive WELL COST ESTIMATE 23" Hole 17 1/2" Hole 12 1/4" and 8 1/2" Hole - Drilling rig Drilling Fluid Engineering Solids Control Cement Mud logging MWD Service Directional Service Drilling Equipment Rental Other Equipment Rental Wellhead Tubular handling Conductor Casing Disposal cost ROV / Diver Supply Base Support vessel Aviation Other transport Communication Safety and oil spill Wireline Formation Logging Coring Services Slickline Other wireline services Other Contract Services Preparation Personnel Operating Personnel Reporting Personnel SUB TOTAL: Well Charges - Non-Time Sensitive Wellsite Mobilisation / Demobilization Travel Insurance Reports & Analysis Inspections/Refurbishments Freight and Customs Fees SUB TOTAL: Consumables Wellhead Casing, Tubing and Accessories Drilling Fluid Chemicals Cement and Additives Fuel Drilling Bits Completion Perforating Liner Hanger Other purchase SUB TOTAL: TOTAL: TOTAL Dkk Bilag 6

54 Tønder Fjernvarmeselskab A.m.b.a. Opdateret den 22. maj 2013 Et sæt boringer excl. moms To sæt boringer excl. moms Anlægsbudget for geotermisk varmeanlæg 6-8 MW MW Indvindingsanlæg Indvindingsboring Afsat til horisontal boring Reinjektionsboring Afsat til horisontal boring Boreledelse Indretning og afrigning af boreplads Mobilisering og demobilisering af borerig Reservoir og mudderbassin m Pumpeleverance incl. kabel og transformer Reinjektionspumpe Prøvepumpningsomkostninger Boreforsikringer Grundudgifter og overfladeanlæg Arealkøb Byggestrøm og Eltilslutning - 2,0 MW Vandstikledning Kloakbidrag Rør- og elarbejde samt isolering m.v Pumpe- og vekslerbygning m Varmeveksler - Titanium PN Fjernvarmepumper og ventiler m.v Posefiltre på indvinding + patronfiltre på reinjektion Fjernvarme arbejder Hovedledning til eksisterende fjernvarmenet meter Tilslutningsarrangement og fællesstyring Omkostninger Forundersøgelsesomkostninger og gebyrer samt køb af data fra GEUS Myndigheds projektmateriale Supplerende GEUS vurderinger Prøveudtaging fra Tønder-5 og saltanalyse Projekthonorarer og byggeledelse Advokat salærer til udbud og kontrakter m.v Diverse udlæg og gebyrer Geotekniske undersøgelser af grunden Landinspektør, rettighedserhvervelser og lignende Omkostninger Supplerende forundersøgelserr og rådgivning (2013) Diverse uforudset og reserver Anlægsbudget Bilag 6.2 Rev. 22. maj 2013

55 AMORTISERING AF OBLIGATIONSLÅN Nom. beløb: ,00 kr serie 2,50 % opsat Annuitetslån, der afdrages over 100 terminer. Bidragssats 0,08% Nettobeløb: Provenu: Nutidsværdi: ,00 kr. ved kurs 95, ,60 kr ,60 kr. ved diskonteringsfaktor 3,00% Effektiv rente før skat: 3,00% p.a. Effektiv rente efter 0,00% skat: 3,00% p.a Afvikling pr. Adm. bidrag Afdrag Rente Ydelse inkl. bidrag Restgæld 16-Maj-13 Jun-13 Sep-13 Dec-13 Mar-14 Jun-14 Sep-14 Dec-14 Mar-15 Jun-15 Sep-15 Dec-15 Mar-16 Jun-16 Sep-16 Dec-16 Mar-17 Jun-17 Sep-17 Dec-17 Mar-18 Jun-18 Sep-18 Dec-18 Mar-19 Jun-19 Sep-19 Dec-19 Mar-20 Jun-20 Sep-20 Dec-20 Mar-21 Jun-21 Sep-21 Dec-21 Mar-22 Jun-22 Sep-22 0,00 0, , , , ,10 0, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , kl Side 1 af 3

56 AMORTISERING AF OBLIGATIONSLÅN Afvikling pr. Adm. bidrag Afdrag Rente Ydelse inkl. bidrag Restgæld Dec-22 Mar-23 Jun-23 Sep-23 Dec-23 Mar-24 Jun-24 Sep-24 Dec-24 Mar-25 Jun-25 Sep-25 Dec-25 Mar-26 Jun-26 Sep-26 Dec-26 Mar-27 Jun-27 Sep-27 Dec-27 Mar-28 Jun-28 Sep-28 Dec-28 Mar-29 Jun-29 Sep-29 Dec-29 Mar-30 Jun-30 Sep-30 Dec-30 Mar-31 Jun-31 Sep-31 Dec-31 Mar-32 Jun-32 Sep-32 Dec-32 Mar-33 Jun-33 Sep-33 Dec , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , kl Side 2 af 3

57 AMORTISERING AF OBLIGATIONSLÅN Afvikling pr. Adm. bidrag Afdrag Rente Ydelse inkl. bidrag Restgæld Mar-34 Jun-34 Sep-34 Dec-34 Mar-35 Jun-35 Sep-35 Dec-35 Mar-36 Jun-36 Sep-36 Dec-36 Mar-37 Jun-37 Sep-37 Dec-37 Mar-38 Jun , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,56 730, , , , ,63 365, , , ,96 0,00 NB! KommuneKredits regnemodeller er tænkt anvendt til budgettering af lån og kan derfor ikke opfattes som lånetilbud. Beregningerne er baseret på dagens anslåede obligationskurser. KommuneKredit tager forbehold for fejl og mangler i beregningerne kl Side 3 af 3

58 AMORTISERING AF OBLIGATIONSLÅN Nom. beløb: ,00 kr serie 2,50 % opsat Annuitetslån, der afdrages over 100 terminer. Bidragssats 0,08% Nettobeløb: Provenu: Nutidsværdi: ,00 kr. ved kurs 95, ,40 kr ,40 kr. ved diskonteringsfaktor 3,00% Effektiv rente før skat: 3,00% p.a. Effektiv rente efter 0,00% skat: 3,00% p.a Afvikling pr. Adm. bidrag Afdrag Rente Ydelse inkl. bidrag Restgæld 16-Maj-13 Jun-13 Sep-13 Dec-13 Mar-14 Jun-14 Sep-14 Dec-14 Mar-15 Jun-15 Sep-15 Dec-15 Mar-16 Jun-16 Sep-16 Dec-16 Mar-17 Jun-17 Sep-17 Dec-17 Mar-18 Jun-18 Sep-18 Dec-18 Mar-19 Jun-19 Sep-19 Dec-19 Mar-20 Jun-20 Sep-20 Dec-20 Mar-21 Jun-21 Sep-21 Dec-21 Mar-22 Jun-22 Sep-22 0,00 0, , , , ,40 0, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , kl Side 1 af 3

59 AMORTISERING AF OBLIGATIONSLÅN Afvikling pr. Adm. bidrag Afdrag Rente Ydelse inkl. bidrag Restgæld Dec-22 Mar-23 Jun-23 Sep-23 Dec-23 Mar-24 Jun-24 Sep-24 Dec-24 Mar-25 Jun-25 Sep-25 Dec-25 Mar-26 Jun-26 Sep-26 Dec-26 Mar-27 Jun-27 Sep-27 Dec-27 Mar-28 Jun-28 Sep-28 Dec-28 Mar-29 Jun-29 Sep-29 Dec-29 Mar-30 Jun-30 Sep-30 Dec-30 Mar-31 Jun-31 Sep-31 Dec-31 Mar-32 Jun-32 Sep-32 Dec-32 Mar-33 Jun-33 Sep-33 Dec , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , kl Side 2 af 3

60 AMORTISERING AF OBLIGATIONSLÅN Afvikling pr. Adm. bidrag Afdrag Rente Ydelse inkl. bidrag Restgæld Mar-34 Jun-34 Sep-34 Dec-34 Mar-35 Jun-35 Sep-35 Dec-35 Mar-36 Jun-36 Sep-36 Dec-36 Mar-37 Jun-37 Sep-37 Dec-37 Mar-38 Jun , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,10 562, , , ,05 0,00 NB! KommuneKredits regnemodeller er tænkt anvendt til budgettering af lån og kan derfor ikke opfattes som lånetilbud. Beregningerne er baseret på dagens anslåede obligationskurser. KommuneKredit tager forbehold for fejl og mangler i beregningerne kl Side 3 af 3

61 Tønder Fjernvarmeselskab 7 MW geotermianlæg uden varmepumpe Projektforslag for geotermianlæg Samlet Finansiering Garantiprovision 1% stiftelse Afskrivningsperiode 25 år Garantiprovision 0,5% løbende Ydelse på annuitetslån Rente 3,5 % Renteindtægt fra forhåndslån Rente 3,5 % p.a Reparation og vedligeholdelse kr Elforbrug MWh Driftsudgifter ialt Varmeproduktion MWh Varmetab i transmissionsledning MWh Varmeudbytte fra geotermianlæg Mwh Varmepris i løbende priser Kr./MWh Indekseringsfaktor på 2,0 % pr. år 1,0000 0,9800 0,9604 0,9412 0,9224 0,9039 0,8858 0,8681 0,8508 0,8337 0,8171 0,8007 0,7847 0,7690 0,7536 0,7386 0,7238 0,7093 0,6951 0,6812 0,6676 Varmepris i 2013 priser Kr./MWh Varmeprisberegning Bilag 8 Rev. 22. maj 2013

62 Tønder Fjernvarmeselskab 14 MW geotermianlæg uden varmepumpe Projektforslag for geotermianlæg Investeringsfordeling Samlet Finansiering Garantiprovision 1% stiftelse Afskrivningsperiode 25 år Garantiprovision 0,5% løbende Ydelse på annuitetslån 3% Rente 3,5 % Renteindtægt fra forhåndslån Rente 5 % p.a Reparation og vedligeholdelse kr Elforbrug MWh Driftsudgifter ialt Varmeproduktion MWh Varmetab i transmissionsledning MWh Varmeudbytte fra geotermianlæg Mwh Varmepris i løbende priser Kr./MWh Indekseringsfaktor på 2,0 % pr. år 1,0000 0,9800 0,9604 0,9412 0,9224 0,9039 0,8858 0,8681 0,8508 0,8337 0,8171 0,8007 0,7847 0,7690 0,7536 0,7386 0,7238 0,7093 0,6951 0,6812 0,6676 Varmepris i 2013 priser Kr./MWh Gennemsnitlig varmepris Kr./MWh 206 Varmeprisberegning Bilag 9 Rev. 22. maj 2013

63 Tønder Fjernvarmeselskab Projektforslag for geotermisk anlæg Samfundsøkonomisk brændsels-, drifts- og investeringsudgifter Beregningsforudsætninger Reference Varmeprod. Elprod. Energibehov Driftstimer Virkningsgrad Produktion ab anlæg MWh ,0 MWh MWh GJ timer/år Varme El Antal GJ Egne kedler 3.156,7 0, ,6 930,0 96% 0% Rente 5,0% Indu. grundlast ,8 0, , ,0 100% 0% Nettoafgiftsfaktor 1,17 Indu. spidslast ,5 0, , ,0 100% 0% Elforbrug geotermi (MWh) Projekt Varmeprod. Elprod. Energibehov Driftstimer Virkningsgrad MWh MWh GJ timer/år Varme El Egne kedler ,4 0, , ,0 96% 0% Indu. grundlast 0,0 0,0 0,0 0,0 100% 0% Indu. spidslast 0,0 0,0 0,0 0,0 100% 0% Geotermi ,6 0, , ,0 100% 0% Brændselspris pr. GJ udfra Energistyrelsens forudsætninger, september 2012 Året Naturgas an værk (kr./gj) 63,2 63,3 62,9 63,2 63,5 63,8 64,7 65,6 66,4 67,2 68,0 68,8 69,6 70,3 70,9 71,6 72,3 73,0 73,4 73,9 Geotermi (kr./gj) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 El Nord Pool uvægtet (kr./mwh) 360,0 366,9 345,8 333,0 350,7 340,3 356,5 366,4 323,2 344,3 364,2 304,4 324,0 351,0 365,9 384,1 403,3 414,6 429,5 466,7 El an virksomhed (kr./mwh) 551,7 564,1 543,3 526,7 547,8 535,1 554,8 566,8 521,0 547,4 572,8 498,6 524,3 559,5 578,4 600,0 627,4 641,5 660,9 708,1 Inflation 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 Brændselspris pr. år (inkl. nettoafgiftsfaktor) Året Reference kr.) Projekt (kr.) Investerings- og driftsudgift Reference Projekt Investeringspris Drift og vedligehold (kr./gj) Drift og vedligehold industriel varme 60 kr./mwh procuceret varme Drift og vedligehold (kr./gj) 3 3 Drift og vedligehold naturgas kedel 10 kr./mwh procuceret varme Drift og vedligehold (kr./år) Drift og vedligehold geotermi kr./år fra år 2013 eksklusiv elforbrug Elforbrug til geotermi (MWh) Ved beregning af el til pumper er anvendt "El an virksomhed (kr./mwh)" Investerings- og driftsudgift pr. år Året Reference (kr.) Projekt (kr.) Nutidsværdi af brændsels-, investerings- og driftsudgifter over 20 år Investering og Brændsel driftsudgifter Reference (kr.) Projekt (kr.) I alt Beregningen bygger på tal fra Energistyrelsen: Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet, april 2011, med tabelværdier september Samfundsøkonomisk brændsels-, drifts- og investeringsudgifter Bilag 10 rev. 22. maj 2013

64 Tønder Fjernvarmeselskab Projektforslag for geotermisk anlæg Samfundsøkonomisk brændsels-, drifts- og investeringsudgifter Beregningsforudsætninger Reference Varmeprod. Elprod. Energibehov Driftstimer Virkningsgrad Produktion ab anlæg MWh ,0 MWh MWh GJ timer/år Varme El Antal GJ Egne kedler 3.156,7 0, ,6 930,0 96% 0% Rente 5,0% Indu. grundlast ,8 0, , ,0 100% 0% Nettoafgiftsfaktor 1,17 Indu. spidslast ,5 0, , ,0 100% 0% Elforbrug geotermi (MWh) Projekt Varmeprod. Elprod. Energibehov Driftstimer Virkningsgrad MWh MWh GJ timer/år Varme El Egne kedler 9.630,5 0, , ,0 96% 0% Indu. grundlast 0,0 0,0 0,0 0,0 100% 0% Indu. spidslast 0,0 0,0 0,0 0,0 100% 0% Geotermi ,5 0, , ,0 100% 0% Brændselspris pr. GJ udfra Energistyrelsens forudsætninger, september 2012 Året Naturgas an værk (kr./gj) 63,2 63,3 62,9 63,2 63,5 63,8 64,7 65,6 66,4 67,2 68,0 68,8 69,6 70,3 70,9 71,6 72,3 73,0 73,4 73,9 Geotermi (kr./gj) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 El Nord Pool uvægtet (kr./mwh) 360,0 366,9 345,8 333,0 350,7 340,3 356,5 366,4 323,2 344,3 364,2 304,4 324,0 351,0 365,9 384,1 403,3 414,6 429,5 466,7 El an virksomhed (kr./mwh) 551,7 564,1 543,3 526,7 547,8 535,1 554,8 566,8 521,0 547,4 572,8 498,6 524,3 559,5 578,4 600,0 627,4 641,5 660,9 708,1 Inflation 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 Brændselspris pr. år (inkl. nettoafgiftsfaktor) Året Reference kr.) Projekt (kr.) Investerings- og driftsudgift Reference Projekt Investeringspris Drift og vedligehold (kr./gj) Drift og vedligehold industriel spids- og grundlast 60 kr./mwh procuceret el Drift og vedligehold (kr./gj) 3 3 Drift og vedligehold naturgas kedel 10 kr./mwh procuceret varme Drift og vedligehold (kr./år) Drift og vedligehold geotermi kr./år fra år 2013 eksklusiv elforbrug Elforbrug til geotermi (MWh) Ved beregning af el til pumper er anvendt "El an virksomhed (kr./mwh)" Investerings- og driftsudgift pr. år Året Reference (kr.) Projekt (kr.) Nutidsværdi af brændsels-, investerings- og driftsudgifter over 20 år Investering og Brændsel driftsudgifter Reference (kr.) Projekt (kr.) I alt Beregningen bygger på tal fra Energistyrelsen: Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet, april 2011, med tabelværdier september Samfundsøkonomisk brændsels-, drifts- og investeringsudgifter Bilag 10.2 rev. 22. maj 2013

65 Tønder Fjernvarmeselskab Projektforslag for geotermisk anlæg Afgiftsprovenu Beregningsforudsætninger Reference Varmeprod. Elprod. (Energibehov) Driftstimer Virkningsgrad Produktion ab anlæg MWh ,0 MWh MWh GJ timer/år Varme El Antal GJ Egne kedler 3.156,7 0, ,6 930,0 96% 0% Rente 5,0% Indu. grundlast ,8 0, , ,0 120% 0% Elforbrug geotermi (MWh) Indu. spidslast ,5 0, , ,0 120% 0% Naturgas MJ/Normal m 3 39,6 Projekt Varmeprod. Elprod. (Energibehov) Driftstimer Virkningsgrad MWh MWh GJ timer/år Varme El Egne kedler ,4 0, , ,0 96% 0% Indu. grundlast 0,0 0,0 0,0 0,0 120% 0% Indu. spidslast 0,0 0,0 0,0 0,0 120% 0% Geotermi ,6 0, , ,0 100% 0% Beregning afgifter, naturgas - motor Naturgas Energiafgift 279,5 284,5 289,6 øre/n m 3 CO ,7 38,4 øre/n m 3 NO X 14,1 14,4 14,6 øre/n m 3 Afgiftsprovenu 83,48 85,00 86,52 kr./gj Beregning afgifter, naturgaskedel Naturgaskedel Energiafgift 279,5 284,5 289,6 øre/n m 3 CO ,7 38,4 øre/n m 3 NO X 4,0 4,1 4,2 øre/n m 3 Afgiftsprovenu 80,93 82,40 83,89 kr./gj Beregning afgifter, elektricitet over kwh Elafgift Energiafgift 34,2 34,7 35,1 øre/kwh Energispareafgift 6,5 6,6 6,7 øre/kwh Afgiftsprovenu 407,00 413,00 418,00 kr./mwh Afgiftsprovenu kr./gj fastpris 2013 Året Naturgas, kraft-varme (kr./gj) 83,48 82,90 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 Naturgas, kedel (kr./gj) 80,93 80,36 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 Geotermi (kr./mwh el) 407,00 402,79 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 Inflation 1,033 1,059 1,083 Afgiftsprovenu kr. Året Reference (kr.) Projekt (kr.) Nutidsværdi over 20 år Reference (kr.) Projekt (kr.) Eventuel mistet afgiftsprovenu tillægges de samfundsmæssige udgifter ganget en faktor 0,2 (20 %). Beregningen bygger på tal fra Energistyrelsens forudsætninger, april 2011, samt gældende bekendtgørelser om afgifter. Beregning af afgiftsprovenu Bilag 11 rev. 22. maj 2013

66 Tønder Fjernvarmeselskab Projektforslag for geotermisk anlæg Afgiftsprovenu Beregningsforudsætninger Reference Varmeprod. Elprod. (Energibehov) Driftstimer Virkningsgrad Produktion ab anlæg MWh ,0 MWh MWh GJ timer/år Varme El Antal GJ Egne kedler 3.156,7 0, ,6 930,0 96% 0% Rente 5,0% Indu. grundlast ,8 0, , ,0 120% 0% Elforbrug geotermi (MWh) Indu. spidslast ,5 0, , ,0 120% 0% Naturgas MJ/Normal m 3 39,6 Projekt Varmeprod. Elprod. (Energibehov) Driftstimer Virkningsgrad MWh MWh GJ timer/år Varme El Egne kedler 9.630,5 0, , ,0 96% 0% Indu. grundlast 0,0 0,0 0,0 0,0 120% 0% Indu. spidslast 0,0 0,0 0,0 0,0 120% 0% Geotermi ,5 0, , ,0 100% 0% Beregning afgifter, naturgas - motor Naturgas Energiafgift 279,5 284,5 289,6 øre/n m 3 CO ,7 38,4 øre/n m 3 NO X 14,1 14,4 14,6 øre/n m 3 Afgiftsprovenu 83,48 85,00 86,52 kr./gj Beregning afgifter, naturgaskedel Naturgaskedel Energiafgift 279,5 284,5 289,6 øre/n m 3 CO ,7 38,4 øre/n m 3 NO X 4,0 4,1 4,2 øre/n m 3 Afgiftsprovenu 80,93 82,40 83,89 kr./gj Beregning afgifter, elektricitet over kwh Elafgift Energiafgift 34,2 34,7 35,1 øre/kwh Energispareafgift 6,5 6,6 6,7 øre/kwh Afgiftsprovenu 407,00 413,00 418,00 kr./mwh Afgiftsprovenu kr./gj fastpris 2013 Året Naturgas, kraft-varme (kr./gj) 83,48 82,90 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 82,50 Naturgas, kedel (kr./gj) 80,93 80,36 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 79,99 Geotermi (kr./mwh el) 407,00 402,79 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 398,59 Inflation 1,033 1,059 1,083 Afgiftsprovenu kr. Året Reference (kr.) Projekt (kr.) Nutidsværdi over 20 år Reference (kr.) Projekt (kr.) Eventuel mistet afgiftsprovenu tillægges de samfundsmæssige udgifter ganget en faktor 0,2 (20 %). Beregningen bygger på tal fra Energistyrelsens forudsætninger, april 2011, samt gældende bekendtgørelser om afgifter. Beregning af afgiftsprovenu Bilag 11.2 rev. 22. maj 2013

67 Tønder Fjernvarmeselskab Projektforslag for geotermisk anlæg Samfundsøkonomisk brændsels-, drifts- og investeringsudgifter Beregningsforudsætninger Reference Varmeprod. Elprod. Energibehov Driftstimer Virkningsgrad Produktion ab anlæg MWh ,0 MWh MWh GJ timer/år Varme El Antal GJ Egne kedler 3.156,7 0, ,6 930,0 96% 0% Rente 5,0% Indu. grundlast ,8 0, , ,0 100% 0% Nettoafgiftsfaktor 1,17 Indu. spidslast ,5 0, , ,0 100% 0% Elforbrug geotermi (MWh) Projekt Varmeprod. Elprod. Energibehov Driftstimer Virkningsgrad MWh MWh GJ timer/år Varme El Egne kedler ,4 0, , ,0 96% 0% Indu. grundlast 0,0 0,0 0,0 0,0 100% 0% Indu. spidslast 0,0 0,0 0,0 0,0 100% 0% Geotermi ,6 0, , ,0 100% 0% Brændselspris pr. GJ udfra Energistyrelsens forudsætninger, september 2012 Året Naturgas an værk (kr./gj) 63,2 63,3 62,9 63,2 63,5 63,8 64,7 65,6 66,4 67,2 68,0 68,8 69,6 70,3 70,9 71,6 72,3 73,0 73,4 73,9 Geotermi (kr./gj) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 El Nord Pool uvægtet (kr./mwh) 360,0 366,9 345,8 333,0 350,7 340,3 356,5 366,4 323,2 344,3 364,2 304,4 324,0 351,0 365,9 384,1 403,3 414,6 429,5 466,7 El an virksomhed (kr./mwh) 551,7 564,1 543,3 526,7 547,8 535,1 554,8 566,8 521,0 547,4 572,8 498,6 524,3 559,5 578,4 600,0 627,4 641,5 660,9 708,1 Inflation 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 Brændselspris pr. år (inkl. nettoafgiftsfaktor) Året Reference kr.) Projekt (kr.) Investerings- og driftsudgift Reference Projekt Investeringspris Drift og vedligehold (kr./gj) Drift og vedligehold industriel varme 60 kr./mwh procuceret varme Drift og vedligehold (kr./gj) 3 3 Drift og vedligehold naturgas kedel 10 kr./mwh procuceret varme Drift og vedligehold (kr./år) Drift og vedligehold geotermi kr./år fra år 2013 eksklusiv elforbrug Elforbrug til geotermi (MWh) Ved beregning af el til pumper er anvendt "El an virksomhed (kr./mwh)" Investerings- og driftsudgift pr. år Året Reference (kr.) Projekt (kr.) Nutidsværdi af brændsels-, investerings- og driftsudgifter over 20 år Investering og Brændsel driftsudgifter Reference (kr.) Projekt (kr.) I alt Beregningen bygger på tal fra Energistyrelsen: Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet, april 2011, med tabelværdier september Samfundsøkonomisk brændsels-, drifts- og investeringsudgifter Bilag 10 rev. 22. maj 2013

68 Tønder Fjernvarmeselskab Projektforslag for geotermisk anlæg Emissioner ved varmeproduktion Beregningsforudsætninger Reference Varmeprod. Elprod. Energibehov Driftstimer Virkningsgrad Produktion ab anlæg MWh ,0 MWh MWh GJ timer/år Varme El Antal GJ Egne kedler 3.156,7 0, ,6 930,0 96% 0% Rente 5,0% Indu. grundlast ,8 0, , ,0 100% 0% Nettoafgiftsfaktor 1,17 Indu. spidslast ,5 0, , ,0 100% 0% Elforbrug geotermi (MWh) Projekt Varmeprod. Elprod. Energibehov Driftstimer Virkningsgrad MWh MWh GJ timer/år Varme El Egne kedler 9.630,5 0, , ,0 96% 0% Indu. grundlast 0,0 0,0 0,0 0,0 100% 0% Indu. spidslast 0,0 0,0 0,0 0,0 100% 0% Geotermi ,5 0, , ,0 100% 0% Emissioner (pr. GJ) CO 2 (kg/gj) CH 4 (g/gj) N 2O (g/gj) SO 2 (g/gj) NO x (kg/gj) PM 2,5 (kg/gj) Naturgas, gasturbine 56,7 1,7 1,0 0,3 48,0 0,051 Naturgas, kedel 56,7 0,1 0,1 0,3 42,0 0,1 Geotermi / el CO 2 (kg/mwh) 341,4 275,6 260,2 268,5 262,4 232,6 212,8 201,5 179,4 184,5 188,8 155,4 156,9 152,5 153,8 152,7 156,2 161,0 157,6 163,5 CH 4 (g/mwh) 146,5 144,6 136,3 129,3 130,2 123,8 117,5 90,8 83,3 89,0 93,0 97,5 103,9 110,0 116,2 121,7 127,6 134,3 140,5 146,6 N 2O (g/mwh) 5,1 4,7 4,5 4,4 4,3 3,9 3,6 3,5 3,2 3,2 3,2 2,9 2,9 3,0 3,0 3,0 3,0 3,1 3,0 3,1 SO 2 (g/mwh) 209,9 219,4 223,8 173,5 167,2 156,1 142,4 139,9 128,6 128,6 132,3 115,0 104,4 103,3 103,5 101,9 103,3 101,4 100,9 103,2 NO x (g/mwh) 439,7 420,7 416,5 407,8 403,2 370,1 343,0 329,0 304,7 317,3 311,6 292,2 302,2 310,3 322,6 330,1 343,2 348,9 349,6 364,2 PM 2,5 (g/mwh) 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 Emissioner Reference CO 2 (tons) CH 4 (kg) N 2O (kg) SO 2 (kg) NO x (kg) PM 2,5 (kg) Projekt CO 2 (tons) CH 4 (kg) N 2O (kg) SO 2 (kg) NO x (kg) PM 2,5 (kg) Værdi af emissioner (kr./enhed) Året CO 2 (kr./tons) 62,1 77,4 91,7 105,8 119,5 132,9 147,6 162,3 167,7 173,1 178,5 183,9 189,3 194,7 200,1 205,5 210,9 216,3 221,7 227,2 CH 4 (kr./kg) 1,30 1,62 1,93 2,22 2,51 2,79 3,10 3,41 3,52 3,63 3,75 3,86 3,98 4,09 4,20 4,32 4,43 4,54 4,66 4,77 N 2O (kr./kg) 19,24 23,98 28,44 32,79 37,04 41,19 45,74 50,30 51,97 53,65 55,33 57,00 58,68 60,36 62,03 63,71 65,39 67,06 68,74 70,42 SO 2 (kr./kg) 94,6 94,6 94,6 94,6 94,6 94,6 94,6 94,6 94,6 94,6 94,6 94,6 94,6 94,6 94,6 94,6 94,6 94,6 94,6 94,6 NO x (kr./kg) 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 49,0 PM 2,5 (kr./kg) 111,7 111,7 111,7 111,7 111,7 111,7 111,7 111,7 111,7 111,7 111,7 111,7 111,7 111,7 111,7 111,7 111,7 111,7 111,7 111,7 Inflation 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 1,0327 Værdi af emissioner kr. Året Reference (kr.) Projekt (kr.) Nutidsværdi over 20 år Reference (kr.) Projekt (kr.) Beregningen bygger på tal fra Energistyrelsen: Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet, april 2011, med tabelværdier september 2012 Beregning af emissioner Bilag 12.2 rev. 22. maj 2013

69

70 Tønder Fjernvarme - Geotermiprojektet Konsekvenser af saltmættet geotermivand Bilag 16 af 16. maj 2013 Geotermivandet fra Nedre Bunter, som planlægges udnyttet som reservoir for geotermianlægget i Tønder, er på basis af de eksisterende vandanalyser fra bl.a. Tønder-5 tilbage i 1983 vurderet til at være saltmættet eller tilnærmelsesvis saltmættet, hvorfor der kan forventes saltudfældning i forbindelse med udnyttelsen. GEUS oplyser således data fra prøvepumpningen af Tønder-5: Med hensyn til udfældningsmængden ved udnyttelse af geotermivandet i form af afkøling fra ca. 70 C til 40 C eller mere, hvis der indsættes varmepumper, har der været estimeret en potentiel udfældning på 5 15 g/liter svarende til 4 12 g/kg ved en densitet på 1,20 1,25 kg/liter. En række forskellige muligheder for håndtering af udfældningsproblematikken har været vurderet og drøftet med forskellige eksperter. Konklusionen herpå er, at problematikken kan håndteres, men de mulige metoder indebærer en række fordele og ulemper, som skal afvejes. Side 1 af 4

71 Det amerikanske firma ThermoChem konkluderer i november 2011 således: Vores ønske er i videst mulig omfang at undgå tilsætning af inhibitorer og at begrænse fortynding mest mulig specielt i produktionsboringen, da dette vil nedsætte effektiviteten af anlægget. Prøveudtagning Det har gennem 2012 været planlagt at gennemføre en prøveudtagning eller prøvepumpning fra Tønder-5, med det formål at kunne komme tættere på en konklusion vedrørende den optimale håndtering af saltproblematikken. Dette har imidlertid vist sig at ville være formålsløst, da DONG i forbindelse med de afsluttende undersøgelser i 1983 har forurenet boringen ved nedpumpning af omkring m 3 ferskvand i boringen for at kunne vurdere permeabiliteten af formationen. En prøveudtagning ville således være formålsløs med henblik på analyse af saltproblematikken og er derfor opgivet. Der arbejdes p.t. med et feasibility studie for en mulig prøvepumpning af Tønder-3 eller 4. Side 2 af 4

72 Laboratorieundersøgelser På Aalborg Universitet Esbjergs laboratorium for kemi- og bioteknologi er der udført en forsøgsrække med håndtering af saltmættet brine i et laboratorieanlæg med pumper, varmevekslere, filtre og buffertank. De indledende forsøg er udført med almindeligt ledningsvand mættet med salt (NaCl) ved 80 C, der efterfølgende er cirkuleret og nedkølet i anlægget. Der er i den forbindelse konstateret udfældning af saltkrystaller, men disse er forblevet suspenderet i væsken, og der har ikke kunnet konstateres belægninger eller aflejringer i systemet. Det kan deraf konkluderes, at det er muligt at få det saltmættede vand gennem procesanlægget uden, at der dannes belægninger eller sker aflejringer. Men samtidig kan det konkluderes, at det er nødvendigt at fjerne en vis saltmængde fra vandet inden injektion i injektionsboringen eller af fortynde geotermivandet inde injektion. Disse resultater og konklusionen eftervises i øjeblikket med en kunstig brine fabrikeret af demineraliseret vand med tilsætning af NaCl og andre salte, der er målt ved analyserne fra Disse analyser vil være så tæt på det virkelige geotermivand, som det er muligt at komme uden en prøvepumpning. Konklusion De foreliggende oplysninger peger således på, at det er muligt at oppumpe og drive geotermivandet gennem procesanlægget med filtre og varmevekslere m.v. uden, at der skal ske fortynding eller tilsætning af inhibitorer. Der vil imidlertid ske en udfældning af krystallinsk salt, som imidlertid vil være suspenderet i væskestrømmen så længe der opretholdes turbulent strømning. Dette krystallinske salt skal ekstraheres fra væsken eller genopløses inden injektion i injektionsboringen. Teknisk løsning På baggrund af denne konklusion er der i forbindelse med udarbejdelsen af indvindingsplanen, der indsendes til Energistyrelsen besluttet, at udføre begge boringer med mulighed for Downhole Dilution som er en kendt teknik fra oliebranchen. Det består i princippet af et rør i boringens casing, hvorigennem der kan nedpumpes afiltet ferskvand direkte i boringen. Det forventes kun, at Downhole Dilution anvendes ved opstart og nedlukning af produktionen med det formål at forhindre udfældning ved stilstand. I driftssituationen sker fortyndingen i procesanlægget efter varmevekslingen, således af fortyndingen ikke påvirker effektiviteten af geotermianlægget. Det er beregnet at en fortynding med 2 3 % ferskvand vil forhindre udfældning ved de aktuelle driftstemperaturer. Dette svarer til en injektion af ferskvand på ca. 10 m 3 /h. Det forventes, at der kan anvendes ferskvand fra en nærliggende uudnyttet boring. Side 3 af 4

73 Kemisk behandling Den kemiske behandling forventes på denne måde reduceret til vedligeholdelse af injektionsboringen med injektion af syre i form af saltsyre til forebyggelse af udfældning af CaCO 3, SrSO 4, CaSO 4 og tilsvarende drypstensaflejringer. En sådan vedligeholdelse med udsyring af boringerne er normal procedure for alle geotermianlæg og indeholder ikke andre ioner end brint og klorid. Konsekvens Ovenstående konklusioner og valg af løsning indebærer ingen signifikant påvirkning hverken af anlægsøkonomi eller driftsøkonomi, hvorfor det ikke giver anledning til revision af hverken de samfundsøkonomiske eller selskabsøkonomiske beregninger. Ved udelukkende anvendelse af kendte teknologier reduceres endvidere projektrisikoen. Side 4 af 4