Vestforbrænding RAMBØLL. Resume. Kommune Lyngby-Taarbæk Kommune

Resume forslag Etape B1+B2 Investeringer B1+B2 Fordelt i projektforslag Kommune Lyngby-Taarbæk Kommune Fordeling I alt VF DTU-HF Mølleåv DC Kunder Distributionsselskab Vestforbrænding Fjernvarmenet ekskl. samkøringsforbindelse 1000 kr 205.570 205.570 Alle beløb er ekskl. moms Reference Stik maksimal 1000 kr 21.464 21.464 Varmebehov Medtaget Samkøringsledning VF til DTU-HF 1000 kr 12.587 12.587 Potentielt varmebehov ved maksimal tilslutning uden besparelse c MWh 296.691 296.691 priotal tilbagebet. Net og stik i alt, inkl. samkøringsforbindelse 1000 kr 239.622 239.622 0 0 0 Nye kunder med aktuel tilslutning og besparelse Udbygning Gas ref gl B1+B2 1000 kr/mwh år B1 B1+B2 1 15A Rørdamshave 3 1 MWh 1.350 1.350 1,4 7,9 0 1 Brugerinvesteringer maksimal alle 1000 kr 43.927 43.927 2 1A 3 1 MWh 1.234 1.234 1,2 6,7 0 1 Afpropning realiseret 1000 kr 875 875 3 1B 0 3 1 MWh 224 224 1,2 8,1 0 1 Brugerinvesteringer realiseret inkl afprop 44.802 44.802 0 0 0 4 3A 3 1 MWh 14.624 14.624 1,3 7,1 0 1 5 3B + 3C 3 1 MWh 5.766 5.766 2,0 10,9 0 1 Tryksektionering DTU-HF på DTU (reserve evt. veksle 1000 kr 12.000 0 12.000 6 4A Virum, zone 0,1,2,3 3 3 1 MWh 24.290 24.290 1,5 8,0 0 1 VF opdim DN350 etape A minus sparet 350m DN200 1000 kr 2.700 2.700 7 5A + 5B + 5i 3 1 MWh 14.201 14.201 2,7 14,2 0 1 VF opdimensionering i Vadstrupvej til DN200 1000 kr 0 0 8 12A Ravnholm, Lundtofte øst 3 1 MWh 10.633 10.633 1,4 7,3 0 1 VF opdimensionering af shunt til 60 MW 1000 kr 500 500 9 17+12D Traceet Kom. Plan til.14/2013 1 1 MWh 21.389 21.389 1,2 2,4 1 1 VF Afsat beløb i etape A 1000 kr 0 0 10 6A Sorgenfri Slot mv 3 1 MWh 1.993 1.993 8,6 45,5 0 1 VF Ny spidslast Eremitageparken 1000 kr 5.000 5.000 11 7A 0 3 1 MWh 11.059 11.059 2,1 10,5 0 1 VF 3 Elkedler i Virum-Sorgenfri 1000 kr 15.000 15.000 12 8A Lyngby Stadion mv 3 1 MWh 7.824 7.824 1,7 8,8 0 1 DC/DTU Spidslast elkedler 1000 kr 8.000 0 8.000 13 9C Bondebyen syd 3 1 MWh 611 611 1,0 5,3 0 1 Manglende/ekstra spidslast 1000 kr -3.290-3.290 14 12B Ravnholm og Lundtofte vest 0 3 1 MWh 27.277 27.277 0,8 5,1 0 1 Mølleåværket røggaskondens VP 1000 kr 6.973 6.973 15 DTU-HF VF samkøring 3 1 MWh 151.000 151.000 1 1 -Energisparetilskud til røggaskond. 1000 kr -2.500-2.500 Varmebehov der indgår i fjernvarmeforsyningen 1 VP ny beb. MWh 293.476 293.476 Mølleåværket spildevandsvarmepumpe 1000 kr 29.000 29.000 Heraf samkøring med DTU-HF 2 Gas ny beb. MWh 151.000 -Energisparetilskud til VP 1000 kr -4.800-4.800 Heraf ny fjernvarmeforsyning 3 Gas eks. beb. MWh 142.476 1,7 8,0 Fjernkølevarmepumpe marginalt 1000 kr 5.000 5.000 Heraf ny bebyggelse med alternative varmepumper MWh 25.230 400 m DN200 til DTU-HF transmissionsledning 1000 kr 3.000 3.000 Heraf konvertering fra gas til fjernvarme MWh 119.925 40 MW 400 m DN200 til fra VP til gasmotorbygning 1000 kr 3.000 3.000 Heraf konvertering i Virum Sorgenfri MWh 60.340 20 MW DC, DTU-HF og Vestforbrænding, SRO mv.. 1000 kr 3.000 3.000 Varmebehov an net for nye kunder MWh 298.837 Øvrige investeringer i alt 1000 kr 82.582 33.910 12.000 28.673 8.000 Samlet investering i kollektive anlæg 1000 kr 322.204 Samlet investering i brugeranlæg 1000 kr 43.707 139.594 Netto investeringer for alle 1000 kr 367.006 318.334 12.000 28.673 8.000 Samlet investering 1000 kr 365.503 139.594 Kompensation iht. bekendtgørelsen. 1000 kr 2.126 2.126 Prisfaktor på gas, samfund og forbruger 1,00 I alt inkl. Kompensation 1000 kr 369.133 320.460 12.000 28.673 8.000 Prisfaktor på el, nordpool og forbruger 1,00 Fradag af kundeinstallationer 1000 kr -43.927-43.927 Prisfaktor på variabel og fast fjernvarmepris 0,94 I alt uden kundeinstallationer 1000 kr 325.206 276.533 12.000 28.673 8.000 43.927 Prisfaktor på CO2 1,00 VF investerer i kundeinstallationer over 40 MWh 1000 kr 33.386 33.386-33.386 Samfundsøkonomisk nuværdigevinst ved fjernvarme, ved: 4,0% 1000 kr 125.522 VF stikledningsbidrag fra kunder under 40 MWh 1000 kr -1.200-1.200 1.200 Samfundsøkonomisk intern forrentning % 8,2% VF modtager byggemodningsbidrag 1000 kr -31.098-31.098 31.098 Selskabsøkonomisk gevinst faste priser Diskonteringsrente 2,0% 1000 kr 200.276 I alt inkl. Medfinansiering fra kunder 1000 kr 326.294 277.621 12.000 28.673 8.000 42.839 Selskabsøkonomisk forrentning % 8,6% Brugerøkonomisk nuværdigevinst inkl. Neutral økonomi for DTU-HF 1000 kr 153.488 Kontrolsum for alt inkl. Kompensation 0 Brugernes gennemsnitsbesparelse det første år ift. Ny gaskedel % 19% Kontrolsum for fordeling på alle parter 0 Mølleåprojektets økonomiske gevinst 1000 kr 22.270 Brugere under 40 MWh og ny bebyggelse finansierer Lokalsamfundets nuværdigevinst Brutto 1000 kr 376.034 Kundeinstallationer under 40 MWh 1000 kr 10.541 Lokalsamfundets interne forrentning % 14% Stikledningsbidrag 1000 kr 1.200 Nettet er forberedt til at forsyne alle villaområder på lang sigt, ja/nej ja Byggemodningsbidrag ny bebyggelse anslået 1000 kr 31.098 Samkøring med Mølleåværket ja Brugerne i alt 1000 kr 42.839 Samkøring med DTU Kraftvarmeværk med DN350 til DTU og tryksektion. ja Investeringer i kundeinstallationer i alt 43.927 Investeringer i forslag Kunderne bidrager med -1.088 Hovedledning opdimensioneret til DN350 i etape A mio.kr 6 Øvrige distributionsnet mio.kr 212 Korrektion brugerinvest, tilslutningsbidrag og byggemodning Specifikation Stikledninger mio.kr 21 Fratrækker alle brugerinvesteringer 1000 kr -43.927 af netto tilsl. VF-forslag-050-forslag for fjernvarme til Lyngby Etape B2 230916 Bilag 2 beregninger.xlsb Page 1 30-09-2016 10:14

Resume Net i alt mio.kr 240 +VF brugerinvest. Over, MWh 40 1000 kr 33.386 Tryksektionering DTU-HF på DTU (reserve evt. veksler mv) mio.kr 12 -Stikledningsbidrag fra små kunder 1000 kr -1.200 Netto investering mio.kr 67 -Byggemodningsbidrag fra ny bebyggelse 1000 kr -31.098 Øvrige mio.kr 0 -Netto tilslutningsafgift 1000 kr 14.309 1.088 Øvrige investeringer mio.kr 79 Opdeling i underetaper 1000 Kr Kundeinstallationer, maksimal mio.kr 44 Net Stik net Net+stikBrugerinst Net i alt Vestforbrænding syd og øst Afpropning af gasstik mio.kr 1 15A Rørdamshave 76 1.859 1.936 398 2.333 Kompensation iht. bekendtgørelsen mio.kr 2 12A Ravnholm, Lundtofte øst 458 14.017 14.475 2.294 16.769 DTU-HF VF samkøring 0 12.587 12.587 0 12.587 I alt investering mv. mio.kr 366 VF syd og øst 534 28.463 28.997 2.691 31.689 Resume af projektforslagets resultat Potentielt varmebehov MWh 296.691 Vestforbrænding midt Netto efter besparelser og tilslutning MWh 293.476 5A + 5B + 5i 3.623 34.909 38.531 6.159 44.690 An net MWh 298.837 17+12D Traceet Kom. Plan til.14/2013 4.884 19.943 24.827 5.897 30.724 Samfundsøkonomi, nuværdigevinst Mio.kr 126 8A Lyngby Stadion mv 882 12.612 13.494 1.857 15.351 Samfundsøkonomi intern forrenting % 8% 9C Bondebyen syd 164 446 610 644 1.254 Selskabsøkonomi, nuværdigevinst Mio.kr 200 12B Ravnholm og Lundtofte vest 4.624 18.367 22.991 6.756 29.747 Lokalsamfund, nuværdigevinst Mio.kr 153 7A 1.635 21.553 23.188 3.417 26.604 Brugerbesparelse i gennemsnit 1. år % 19% VF midt 15.812 107.830 123.641 24.730 148.371 Nye kunder tilsluttet 1 15A Rørdamshave MWh 1.350 1.350 Vestforbrænding Vest 2 1A MWh 1.234 1.234 1A 0 1.504 1.504 427 1.931 3 1B MWh 224 224 1B 267 0 267 181 448 4 3A MWh 14.624 14.624 3A 569 18.505 19.074 3.056 22.130 5 3B + 3C MWh 5.766 5.766 3B + 3C 393 11.274 11.667 1.455 13.122 6 4A Virum, zone 0,1,2,3 MWh 24.290 24.290 4A Virum, zone 0,1,2,3 2.970 34.279 37.248 10.354 47.602 7 5A + 5B + 5i MWh 14.056 14.056 6A Sorgenfri Slot mv 920 16.303 17.223 1.033 18.257 8 12A Ravnholm, Lundtofte øst MWh 10.633 10.633 Vestforbrænding Vest 5.119 81.865 86.983 16.506 103.489 9 17+12D Traceet Kom. Plan til.14/2013 MWh 17.112 17.112 Afpropning realiseret 875 875 10 6A Sorgenfri Slot mv MWh 1.993 1.993 Net i alt 21.464 218.157 239.622 44.802 284.424 11 7A MWh 11.059 11.059 Øvrige investeringer til etape B plus resterende spidslast til etape A Øvrige 12 8A Lyngby Stadion mv MWh 7.824 7.824 400 m DN200 til DTU-HF transmissionsledning 3.000 13 9C Bondebyen syd MWh 611 611 400 m DN200 til fra VP til gasmotorbygning 3.000 14 12B Ravnholm og Lundtofte vest MWh 27.277 27.277 Mølleåværket, ledningsnet 6.000 15 DTU-HF VF samkøring MWh 151.000 151.000 Kundegrundlag ved forvntet tilslutning MWh 289.053 289.053 Behov for kapacitet til net Etape B1+B2 MW 100 96,4 Produktion DTU-HF og VF Eksisterende spidslast udnyttes Tryksektionering DTU-HF på DTU (reserve evt. veksler mv) 12.000 HF afbrydelige kedler lokale kedler 100.000 MWh MW 33 VF Ny spidslast Eremitageparken 5.000 DTU kedler på DTU med overskud til nettet 33 MW 1,0 MW 33 DTU-HF Hempel kedel 7 MW 1,0 MW 7 DTU Kraftvarmeværk, op til 30 MW 15 MW 1,0 MW 15 VF 3 Elkedler i Virum-Sorgenfri 15.000 DC Akkumuleringstank til døgnudjævning 10% af maks i LTK+Holte MW 11 DC/DTU Spidslast elkedler 8.000 Eksisterende spidslastkapacitet, der kan udnyttes MW 100 I alt 40.000 Behov for ny spidslastkapacitet i projektforslag MW 0 Behov for spidslast til etape A 47 MW MW 47 Mølleåværket produktion Eksisterende spidslast fra VF til LTK 10 MW MW 10 Mølleåværket røggaskondens VP 6.973 Behov for yderligere spidslast i etape A MW 37 -Energisparetilskud til røggaskond. -2.500 Ny spidslast i projektforslaget Mølleåværket spildevandsvarmepumpe 29.000 VF Ny spidslast Eremitageparken 5,0 MW 1,0 MW 5 -Energisparetilskud til VP -4.800 VF 3 Elkedler i Virum-Sorgenfri 15 MW 1,0 MW 15 I alt 28.673 DC/DTU Spidslast elkedler 10 MW 1,0 MW 10 Mølleåværket røggaskondens VP 0,53 MW 1,0 MW 1 Diverse Mølleåværket spildevandsvarmepumpe 4,70 MW 1,0 MW 5 Fjernkølevarmepumpe marginalt 5,00 MW 1,0 MW 5 VF opdim DN350 etape A minus sparet 350m DN200 2.700 Ny spidslastkapacitet i alt MW 40 VF opdimensionering i Vadstrupvej til DN200 0 Manglende ekstra kapacitet i LTK efter projekt MW -3 VF opdimensionering af shunt til 60 MW 500 DTU aftag ved maks ved benyttelsestiden 2.500 timer MW 20 VF Afsat beløb i etape A 0 DTU aftag ved maks ved benyttelsestiden 3.000 timer MW 17 Samlet mak. kapacitet fra DTU tryksektionering til nettet typisk vinterdag, 50% last MW 51 Tryksektionering Fjernkølevarmepumpe marginalt 5.000 Samlet maks kapacitet fra DTU-HF,DC og Mølleåværket til nettet ved typisk vinterdag MW 75 DN350 35o/oo 50 o C eller ringledning DC, DTU-HF og Vestforbrænding, SRO mv.. 3.000 Marginal lastfordeling i forhold til etape A med fjernvarme i projekt og reference Manglende/ekstra spidslast -3.290 Nordforbrænding og overskudsvarme i alt 18% MWh 52.621 34.000 I alt 7.910 VF-forslag-050-forslag for fjernvarme til Lyngby Etape B2 230916 Bilag 2 beregninger.xlsb Page 2 30-09-2016 10:14

Varmebehov GWh Vestforbrænding Resume Leverance fra VF, som erstatter grundlast til CTR og VEKS 33% MWh 100.000 0 Øvrige investeringer i alt 82.582 Produktion af mellemlast varmepumper og elkedler 16% MWh 48.800 0 Produktion fra DTU kraftvarmeværk 0% MWh 0 0 I alt 367.006 Produktion fra oliefyret reserve 0% MWh 0 0 Spidslast fra naturgas på spidslastanlæg 33% MWh 97.416 117.000 Produktion i alt 100% MWh 298.837 151.000 160 Forsyningsdata Samlet nettab med nye kunder i slutår udbygning, nye kunder alene % 3,6% Samlet nettab med nye kunder i slutår aktuel udbygning, inkl. Samkøring Forventet benyttelsestid DTU % h 1,8% 2.500 140 120 Forventet benyttelsestid ab værk i gennemsnit h 3.000 100 Faktor på investeringer i fjernvarmenet 1,0 1,0 Faktor på investeringer i brugerinstallationer og gaskedler, prisreguleret til 2016 1,4 1,4 Beregning af tilslutningsafgift Investering i lokale stik ved maks udbygning 1 15A Rørdamshave 1000 kr 76 2 1A 1000 kr 0 3 1B 1000 kr 267 4 3A 1000 kr 569 5 3B + 3C 1000 kr 393 6 4A Virum, zone 0,1,2,3 1000 kr 2.970 7 5A + 5B + 5i 1000 kr 3.623 8 12A Ravnholm, Lundtofte øst 1000 kr 458 9 17+12D Traceet Kom. Plan til.14/2013 1000 kr 4.884 10 6A Sorgenfri Slot mv 1000 kr 920 11 7A 1000 kr 1.635 12 8A Lyngby Stadion mv 1000 kr 882 13 9C Bondebyen syd 1000 kr 164 14 12B Ravnholm og Lundtofte vest 1000 kr 4.624 15 DTU-HF VF samkøring 1000 kr 0 I alt ved maksimal udbygning 1000 kr 21.464 I alt ved forventet realiseret udbygning 1000 kr 21.056 Tilslutningsafgift og byggemodning 1 15A Rørdamshave 1000 kr -398 2 1A 1000 kr -427 3 1B 1000 kr -181 4 3A 1000 kr -2.189 5 3B + 3C 1000 kr -1.409 6 4A Virum, zone 0,1,2,3 1000 kr -9.493 7 5A + 5B + 5i 1000 kr -3.166 8 12A Ravnholm, Lundtofte øst 1000 kr -2.294 9 17+12D Traceet Kom. Plan til.14/2013 1000 kr 14.891 10 6A Sorgenfri Slot mv 1000 kr -805 11 7A 1000 kr -2.870 12 8A Lyngby Stadion mv 1000 kr -575 13 9C Bondebyen syd 1000 kr 16.547 14 12B Ravnholm og Lundtofte vest 1000 kr -5.206 15 DTU-HF VF samkøring 1000 kr 0 I alt ved 100% tilslutning 1000 kr 2.426 I alt ved aktuel sluttilslutning 1000 kr -13.396 Investering i fjernvarmenet, inkl. stik maksimal 1 15A Rørdamshave 1000 kr 1.936 2 1A 1000 kr 1.504 3 1B 1000 kr 267 4 3A 1000 kr 19.074 5 3B + 3C 1000 kr 11.667 6 4A Virum, zone 0,1,2,3 1000 kr 37.248 7 5A + 5B + 5i 1000 kr 38.531 8 12A Ravnholm, Lundtofte øst 1000 kr 14.475 80 60 40 20 0 Ikke tilsluttet fjernvarmen Fjernvarme fra Vestforbrænding 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 VF-forslag-050-forslag for fjernvarme til Lyngby Etape B2 230916 Bilag 2 beregninger.xlsb Page 3 30-09-2016 10:14

Resume 9 17+12D Traceet Kom. Plan til.14/2013 1000 kr 24.827 10 6A Sorgenfri Slot mv 1000 kr 17.223 11 7A 1000 kr 23.188 12 8A Lyngby Stadion mv 1000 kr 13.494 13 9C Bondebyen syd 1000 kr 610 14 12B Ravnholm og Lundtofte vest 1000 kr 22.991 15 DTU-HF VF samkøring 1000 kr 12.587 I alt maksimal 1000 kr 239.622 I alt forventet realiseret 1000 kr 239.213 Øvrige investeringer Tryksektionering DTU-HF på DTU (reserve evt. veksler mv) 12.000 1000 kr 12.000 VF opdim DN350 etape A minus sparet 350m DN2-3.300 6.000 1000 kr 2.700 VF opdimensionering i Vadstrupvej til DN200 0 1000 kr 0 VF opdimensionering af shunt til 60 MW 500 1000 kr 500 Spidslast og Mølleåværket VF Afsat beløb i etape A 0 1000 kr -27.000 VF Ny spidslast Eremitageparken 1,0 mio.kr/mw 5.000 1000 kr VF 3 Elkedler i Virum-Sorgenfri 1,0 mio.kr/mw 15.000 1000 kr DC/DTU Spidslast elkedler 0,8 mio.kr/mw 8.000 1000 kr Manglende/ekstra spidslast 1,0 mio.kr/mw -3.290 1000 kr Mølleåværket røggaskondens VP 13 mio.kr/mw 6.973 1000 kr -Energisparetilskud til røggaskond. -2.500 1000 kr Mølleåværket spildevandsvarmepum 6,17 mio.kr/mw 29.000 1000 kr -Energisparetilskud til VP -4.800 1000 kr Fjernkølevarmepumpe marginalt 1,00 mio.kr/mw 5.000 1000 kr 400 m DN200 til DTU-HF transmissionsledning 3.000 1000 kr 400 m DN200 til fra VP til gasmotorbygning 3.000 1000 kr DC, DTU-HF og Vestforbrænding, S 3.000 1000 kr Netto investering 67.382 1000 kr 67.382 1 15A Rørdamshave 0 1000 kr 0 2 1A 0 1000 kr 0 3 1B 0 1000 kr 0 4 3A 0 1000 kr 0 5 3B + 3C 0 1000 kr 0 6 4A Virum, zone 0,1,2,3 0 1000 kr 0 7 5A + 5B + 5i 0 1000 kr 0 8 12A Ravnholm, Lundtofte øst 0 1000 kr 0 9 17+12D Traceet Kom. Plan til.14/2013 0 1000 kr 0 10 6A Sorgenfri Slot mv 0 1000 kr 0 11 7A 0 1000 kr 0 12 8A Lyngby Stadion mv 0 1000 kr 0 13 9C Bondebyen syd 0 1000 kr 0 14 12B Ravnholm og Lundtofte vest 0 1000 kr 0 15 DTU-HF VF samkøring 0 1000 kr 0 Øvrige investeringer i alt 67.382 1000 kr 82.582 Her af Vestforbrænding 1000 kr 42.910 Heraf Mølleåværksprojektet 1000 kr 39.673 Investeringer, resume Investering i fjernvarmestik, maksimal udbygning 1000 kr 21.464 Investering i gade- og hovednet 1000 kr 218.157 Varmecentral 1000 kr 82.582 Investering i fjernvarme i alt maksimal 1000 kr 322.204 Investering i fjernvarme i alt realiseret 321.796 Afprobning af gasstik maksimal 1 15A Rørdamshave 1000 kr 6 1 1A 1000 kr 6 2 1B 1000 kr 6 3 3A 1000 kr 45 4 3B + 3C 1000 kr 24 5 4A Virum, zone 0,1,2,3 1000 kr 213 6 5A + 5B + 5i 1000 kr 180 7 12A Ravnholm, Lundtofte øst 1000 kr 24 VF-forslag-050-forslag for fjernvarme til Lyngby Etape B2 230916 Bilag 2 beregninger.xlsb Page 4 30-09-2016 10:14

Resume 8 17+12D Traceet Kom. Plan til.14/2013 1000 kr 0 9 6A Sorgenfri Slot mv 1000 kr 39 10 7A 1000 kr 84 11 8A Lyngby Stadion mv 1000 kr 39 12 9C Bondebyen syd 1000 kr 39 13 12B Ravnholm og Lundtofte vest 1000 kr 195 14 DTU-HF VF samkøring 1000 kr 0 Afprobning af gasstik maksimal 1000 kr 900 Afprobning af gasstik realiseret 1000 kr 875 Investering i brugerinstallationer 1 15A Rørdamshave 1000 kr 398 2 1A 1000 kr 427 3 1B 1000 kr 181 4 3A 1000 kr 3.056 5 3B + 3C 1000 kr 1.455 6 4A Virum, zone 0,1,2,3 1000 kr 10.354 7 5A + 5B + 5i 1000 kr 6.159 8 12A Ravnholm, Lundtofte øst 1000 kr 2.294 9 17+12D Traceet Kom. Plan til.14/2013 1000 kr 5.897 10 6A Sorgenfri Slot mv 1000 kr 1.033 11 7A 1000 kr 3.417 12 8A Lyngby Stadion mv 1000 kr 1.857 13 9C Bondebyen syd 1000 kr 644 14 12B Ravnholm og Lundtofte vest 1000 kr 6.756 15 DTU-HF VF samkøring 1000 kr 0 Investering i fjernvarmebrugerinstallation maksimal 1000 kr 43.927 0 Investering i fjernvarmebrugerinstallation realiseret 1000 kr 42.832 0 Investering i alt i fjernvarme maksimal 1000 kr 367.031 Investering i alt i fjernvarme realiseret 1000 kr 365.503 Investering i jordvarmeanlæg til ny bebyggelse 1 15A Rørdamshave 1000 kr 0 2 1A 1000 kr 0 3 1B 1000 kr 0 4 3A 1000 kr 1.756 5 3B + 3C 1000 kr 0 6 4A Virum, zone 0,1,2,3 1000 kr 1.178 7 5A + 5B + 5i 1000 kr 6.902 8 12A Ravnholm, Lundtofte øst 1000 kr 0 9 17+12D Traceet Kom. Plan til.14/2013 1000 kr 77.678 10 6A Sorgenfri Slot mv 1000 kr 0 11 7A 1000 kr 0 12 8A Lyngby Stadion mv 1000 kr 2.341 13 9C Bondebyen syd 1000 kr 0 14 12B Ravnholm og Lundtofte vest 1000 kr 0 15 DTU-HF VF samkøring 1000 kr 0 Investering i jordvarmeanlæg maksimal 1000 kr 89.855 Investering i jordvarmeanlæg realiseret 1000 kr 89.623 Investering i kondenserende naturgaskedler ekskl. stik 1 15A Rørdamshave 1000 kr 557 2 1A 1000 kr 598 3 1B 1000 kr 253 4 3A 1000 kr 3.900 5 3B + 3C 1000 kr 2.024 6 4A Virum, zone 0,1,2,3 1000 kr 14.163 7 5A + 5B + 5i 1000 kr 7.495 8 12A Ravnholm, Lundtofte øst 1000 kr 3.212 9 17+12D Traceet Kom. Plan til.14/2013 1000 kr 0 10 6A Sorgenfri Slot mv 1000 kr 1.356 11 7A 1000 kr 4.575 12 8A Lyngby Stadion mv 1000 kr 2.092 VF-forslag-050-forslag for fjernvarme til Lyngby Etape B2 230916 Bilag 2 beregninger.xlsb Page 5 30-09-2016 10:14

Resume 13 9C Bondebyen syd 1000 kr 771 14 12B Ravnholm og Lundtofte vest 1000 kr 8.976 15 DTU-HF VF samkøring 1000 kr 0 Investering i naturgasinstallationer maksimal 1000 kr 49.971 Investering i naturgasinstallationer realiseret 1000 kr 49.971 Investering i naturgasnet og stikledninger 0 0 1000 kr 0 Investering i alt naturgas maksimal 1000 kr 49.971 Investering i alt naturgas realiseret 1000 kr 49.971 Vurdering Reference Jævn udskiftning af gaskedler ja Samfundsøkonomisk vurdering Diskonteringsrente % 4,0% Vægtningsfaktor på Nordpool prisen 1 Samfundsøkonomisk resultat 1000 kr 1.052.932 1.178.454 Samfundsøkonomisk overskud ved projektet, nutidsværdi 1000 kr 125.522 Samfundsøkonomisk forrentning % 8% Kompensation til HMN Afpropningsgebyr 1000 kr 900 Kompensation iht. bekendtgørelsen. 1000 kr 2.126 Afpropningsgebyr og kompensation i alt 1000 kr 3.026 Nutidsværdi af afpropningsgebyr og kompensation i alt 1000 kr 2.747 Selskabsøkonomisk vurdering for hele fjernvarmeforsyningen, ekskl. Mølleåværksprojektet Selskabsøkonomisk pris for køb fra Norfors kr/mwh 150 Selskabsøkonomisk variabel produktionspris, reduceret salg til CTR VEKS kr/mwh 240 Selskabsøkonomisk variabel produktionspris mellemlast kr/mwh 450 Spidslastproduktionspris med lokal gaskedel med olie som reserve kr/mwh 450 Alternativ værdi af ny spidslastkapacitet kr/mwh 1,1 Middelproduktionspris vægtet over hele perioden kr/mwh 0 Diskonteringsrente (real rente) % 2,0% Selskabsøkonomisk gevinst, nutidsværdi 1000 kr 200.276 Intern forrentning % 9% Afskrivning og finansiering Afskrivningsperiode og låns løbetid, lineær år 30 Inflation % 2% Nominel rente på banklån, afdrag som afskrivninger % 2,5% Største langfristede gæld 1000 kr 263.284 Kortfristede gæld til finansiering af akkumuleret underskud 1000 kr -29.294 Største gæld i alt i år 2017 1000 kr 233.990 Langfristet gæld i slutår svarende til restafskrivning 1000 kr 120.871 Akkumuleret underskud i slutår 1000 kr -276.547 Samlet gæld i slutår 1000 kr -155.675 Samlet brugerøkonomisk vurdering med konstant gaspris i faste priser Diskonteringsrente % 2,00% 2,00% Samlet brugerøkonomi 1000 kr 922.047 1.075.535 Brugerøkonomisk gevinst ved projekteg, nutidsværdi 1000 kr 153.488 Gennemsnitlig besparelse i.f.t. kondenserende kedler og VP % 19% Total besparelse i nutidsværdi i forhold til referencen % 14% Mølleåværksprojektet, som selvstænding selskabsøkonomien, fælles for VF og Mølleåværket Gevinst til dnutidsværdi 1000 kr 22.270 Intern rente % 9% Gevinst for Vestforbrænding, Norfors, DTU-HF, DC, Mølleåværksprojektet og forbrugerne Nutidsværdigevinst for lokalsamfundet 1000 kr 376.034 Inten forrentning for lokalsamfundet % 14% VF-forslag-050-forslag for fjernvarme til Lyngby Etape B2 230916 Bilag 2 beregninger.xlsb Page 6 30-09-2016 10:14

Resume Forudsætninger for gevinst for alle parter Faktuelle kapacitet af eksisterende system DTU-HF andel af investering i tryksektionering % 100% DC andel af elkedel på DTU 100% MW 10 Kedler på DTU og Hempelgrunden 33 7 MW 40 Spidslasteffekt DC kraftvarmeværk 15 MW fra KV værk alene MW 15 Spidslasteffekt til rådighed fra akkumulator 10% af max. Faktuelle omkostninger for selskab Marginale udgifter for Norfors kr/mwh 20 Omkostningsbestemt produktionspris på DTU-HF's kedler kr/mwh 450 Alternativ salgspris fra VF til VEKS og CTR kr/mwh 240 Omkostningsbestemt produktionspris på fjernkølevarmepumpe, aftale med køl kr/mwh 400 Omkostningsbestemt pris på elkedel middelpris A0, kun i drift når det er fordelagtigt kr/mwh 400 Afsat til spidslast i samfundsøkonomi i etape A 1000 kr 27.000 Mulig benyttelsestid for spildevandsvarmepumpe og fjernkølevarmepumpe h 4.000 Mulig benyttelsestid for elkedler h 400 VF's alternative pris på spidslast i Gladsaxe og Lyngby kr/mw 1,0 Leverance Fra Til Leje af del af varmecentral DTU-HF VF kr/år 200.000 Salgspris for varme fra Norfors Norfors DTU-HF via DC kr/mwh 150 Salgspris for varme fra Norfors, min 20 Norfors VF via DTU-HF kr/mwh 140 Salgspris for varme fra DTU-HF kedler DC DTU-HF kr/mwh 450 Salgspris for varme fra DTU-HF kedler DC VF kr/mwh 451 Salgspris for overskydende varme VF DTU-HF kr/mwh 390 Salgspris for sommer overskudsvarme Mølleåv. VF kr/mwh 240 Salgspris for vinter overskudsvarme Mølleåv. VF kr/mwh 400 Salgspris for vinter varme fra spildevands VP Mølleåv. VF kr/mwh 401 Leje af spidslastkapacitet Alle VF kr/mw/år 25.000 Leje af spidslastkapacitet DC KV VF kr/mw/år 25.000 Variabel varmepris fra DTU-HF/DC kedler DTU-HF VF via DC kr/mwh 400 Tillæg til produktionspris DC konstant DC DTU-HF kr/mwh 10 uden småkunder 2017 tar B1+B2 B1 B2-B1 Gevist fordelt på alle parter B1+B2 Intern rente Enhed Nutidsværdi Nutidsværdi Nutidsværdi Gevinst Mølleåværket 6% 1000 kr 10.766 2.451 8.315 Gevinst DC 139% 1000 kr 10.094 5.712 4.382 Gevinst for DTU-HF 25% 1000 kr 27.031 85.612-58.581 Gevinst for VF 's nuværende kunder 7% 1000 kr 147.185 190.762-43.577 Gevinst for VF's nye kunder i LTK Uendelig 1000 kr 153.488 36.402 117.086 Gevinst for Norfors Uendelig 1000 kr 27.470 27.470 0 Gevinst for alle parter Forsigtig vurdering 14% 1000 kr 376.034 348.408 27.625 Samfundsøkonomisk overskud ved projektet, nutidsværdi 8% 1000 kr 125.522 75.516 50.006 Gevinst for selskaberne (ekskl. nye kunder) 1000 kr 222.546 312.006 Gevinst for alle parter 1000 kr 376.034 348.408 forslag alternativ B1+B2 For. 25.04.16 + høj VEKS Samfundsøkonomiske beregningspriser excl afgifter Reference Investering 1000 kr 283.183 123.969 D&V 1000 kr 229.951 113.022 D&V på DTU-HF i ref er ikke med i brændsel mwn i D&V sammen med brugeromk. Brændsel og produktion 1000 kr 602.665 810.992 Afgiftsforvridningstab 1000 kr -95.446-85.024 Beregningspris for CO2 emission 1000 kr 28.562 68.559 Skadesomk ved SO2, Nox og PM2,5 1000 kr 4.017 4.768 Pris for CO2 udenfor kvoten 500 kr/ton faktorpris 1000 kr 0 142.167 Samfundsøkonomi i alt 1000 kr 1.052.932 1.178.454 Samfundsøkonomisk gevinst ved projekt ift. reference 1000 kr 125.522 Samfundsøkonomisk forrentning % 8% Andel af billig KV i VEKS system til at grundlastpris fra VEKS 50,0% kr/mwh 198 Afsast i etape A i samfundsøkonomien til spidslast 1000 kr 27.000 Øvrige forudsætninger Reference Vestforbrændings salgspriser, excl moms med tarif, budgetpris 1. januar 2015 Fjernvarmetarif, ekskl moms ekskl. Moms inkl. moms Tilslutningsafgifter ekskl moms Rabat kr./mw 217.216 271.519,50 VF-forslag-050-forslag for fjernvarme til Lyngby Etape B2 230916 Bilag 2 beregninger.xlsb Page 7 30-09-2016 10:14

Resume Kampagnetilskud anlægsbidrag 100% kr./mw 0 Kampagnetilskud stikledningsafgift 100% Kampagnetilskud brugerinstallation 100% Nybyggeri Tilslutningsbidrag 0% kr/mw 217.216 Stikledningsbidrag, aktuel omkostning til stikledningsomkostning 0% Byggemodningsbidrag i procent af fjernvarmeunderstation 200% Byggemodningsbidrag: Nybyggeri, gadenetbidrag ift stiledningsbidrag 0,00 Faste kundeafgifter kunder Kunder større end 40 MWh/år For kunder op til 999999 MWh Kundeafgift pr kundeinstallation kr/inst. 0 Fast varmepris kr./mw 240 Faktor inkl. moms. Fast varmepris 0-800 MWh 0,94 255,03 1,00 kr./mwh 239,73 299,66 Fast varmepris 800-4000 MWh 0,80 kr./mwh 191,78 Fast varmepris 4000-8000 MWh 0,70 kr./mwh 167,81 Fast varmepris 8000-1000000 MWh 0,60 kr./mwh 143,84 Variabel varmepris uden rabat med prisfaktor 0,94 256,328 kr/mwh 240,95 301,19 Middelpris for fjernvarmekunder kr/mwh 407,85 Variabel varmepris med normal rabat 0% kr/mwh 240,95 Variabel varmepris kond. kedel 0% kr/mwh 240,95 Pris i alt for kunder under 800 MWh kr/mwh 480,68 Fast varmepris Kunder mindre end 40 MWh/år Tilslutningsafgift 0 0 Stikledningsbidrag, omkostning til stikledning anslået til 12.000,00 15.000,00 Byggemodningsbidrag, aktuel omk af små distr ledninger Fast afgift for kunder op til 40 MWh Kundeafgift pr kundeinstallation kr/inst. 0,00 Fast varmepris kr/mwh 239,73 Variabel varmepris med rabat kr/mwh 240,95 HMN's 2016 24 mdr. fast pris, ekskl. Moms inkl. afgifter Intervaller Faktor på variabel pris 1,00 pris 0-20.000 m3 5,046 kr/m3 5,05 Månedspris ma pris 20.000-75.000 m3 5,009 kr/m3 5,01 Middel over pris 75.000-150.000 m3 4,779 kr/m3 4,78 pris 150.000-300.000 m3 4,641 kr/m3 4,64 kr/mwh pris 0-300.000 m3 storkunde 4,770 kr/m3 4,77 150 5,200 kr/m3 5,20 445 Storkundegaspris, rabat på markedsprisen 0,0% 4,641 kr/m3 4,64 445 Middelpris for naturgas an kunde 458,04 kr/mwh 458,04 361,95 Middel opvarmningspris for kunder 517,66 lavere end ga Årlig abonnementsafgift 300,00 kr/installation 300,00 Afprobningsomkostning i gennemsnit pr hus 3.000 kr/hus Tilslutningsafgift til småhuse 12.000,00 kr/hus Tilslutningsafgift dobbelttilslutning 6.000,00 kr/hus Middelpris for naturgas til spidslast kr/mwh 458,04 Naturgas (HNG) distributionsafgift, fastpris og afgifter, ekskl. Moms Intervaller Faktor pris 0-20.000 m3 1,00 0,578 kr/m3 pris 20.000-75.000 m3 0,94 0,541 kr/m3 pris 75.000-150.000 m3 0,54 0,311 kr/m3 pris 150.000-300.000 m3 0,30 0,173 kr/m3 pris 0-300.000 m3 i alt 0,302 kr/m3 pris 300.000-10 mio. m3 0,30 0,173 kr/m3 VF-forslag-050-forslag for fjernvarme til Lyngby Etape B2 230916 Bilag 2 beregninger.xlsb Page 8 30-09-2016 10:14

Resume Fastpris gas 24 mdr. 1,656 kr/m3 Naturgasafgifter i alt 2,812 kr/m3 HMN's 2016 24 mdr. fast pris, ekskl. Moms Gassalg, fastpris 1,66 1,656 kr/m3 HMN distribution 0,578 kr/m3 HMN energispareafgift 0,209 kr/m3 Nødforsynings bidrag 0,002 kr/m3 CO2 afgift 0,384 kr/m3 Nox afgift 0,042 kr/m3 Naturgasafgift 2,175 kr/m3 Naturgas i alt små kunder 5,046 kr/m3 bekendtgørelsen bilag 2 om kompensation til HMN Naturgas I/S Kompensation ved gennemsnitligt 0 6.000 776 kr naturgasforbrug i disse 6.001 12.000 0,39 kr/m3 intervaller i m3 årligt naturgasforbrug 12.001 45.000 0,37 kr/m3 45.001 110.000 0,32 kr/m3 110.001 200.000 0,25 kr/m3 200.001 1.000.000 0,12 kr/m3 1.000.001 10 mio.m3 0,09 kr/m3 Øvrige forudsætninger Øvrige forudsætninger vedr. brugerinstallationer Ny gas installation i pct af fjernvarmeinstallation over standardstørrelse % 140% 140% Standardinstallation kunder under 50 MWh/år 24.000 kr 33.600 34.000 Ny varmepumpeinstallation vand/vand, tillægsinvestering 4.000 kr/kw 4.000 Ny varmepumpeinstallation, faktor på fjv. Unit invest. 350% Virkningsgrad for naturgaskedler i referencen, 1. år 90,0% Virkningsgrad for naturgaskedler i referencen, slutår % 95,0% Teknisk/økonomisk levetid anlægsinvesteringer net år 40 40 Teknisk/økonomisk levetid anlægsinvesteringer, brugeranlæg år 30 20 Varmepumpe, elpris op til MWh grænse 1.700 op til MWh 4,0 kr/mwh 1.700 Varmepumpe, elpris, faktor på pris, COP 1.200 1,00 3,0 kr/mwh 1.200 Faktor på affaldsflis Gemidan faktor 0,63 0,70 Virkningsgrad flis Forventet 115% % 110% D&V omkostning træflis kr/mwh 40 Selskabsøkonomisk variabel pris på flis Normal kr/mwh 220 kr/mwh 180 Faktor variabel D&V individuelt anlæg ml. fjernvarme og gas/sol 2,0 Faktor D&V indiv. anlæg ml. fjernvarme og varmepumpe/sol 5,0 Årlig variabel D&V udgift fjernvarmeinstallationer kr/mwh 10 10 Årlig variabel D&V udgift produktion naturgaskedel kr/mwh 20 20 Årlig variabel D&V udgift naturgasinstallationer kr/mwh 20 20 Årlig variabel D&V varmepumpe/sol i 20 år kr/mwh 50 50 Årlig fast D&V udgift fjernvarmeinstallationer kr/inst 400 400 Årlig fast D&V udgift naturgasinstallationer kr/inst 1.200 1.200 Årlig fast D&V udgift varmepumpe/sol i 20 år kr/inst 2.000 2.000 D&V for store varmepumper i pct. Af anlægsinvestering % 2% Amortisering ved beregning af udgifter 1. år % 7,4% 9,0% Øvrige forudsætninger vedr net og samfundsøkonomi D&V i pct af anlægsinvestering i fjernvarmenet % 1% D&V marginal for Vestforbrændings fjernvarmenet kr/mwh 15 Værdi af energisparepoint kr/mwh/år 350 Administration af fjernvarmeselskab marginalt, ekskl. DTU-HF 1000 kr./år 728 administrationstillæg til administration de første 5 år % 50% Investering i naturgasnet og stik i pct af invest i fjv.net % 0,0% 0,0% Scrapværdi for referencens investeringer 1=ja 0=nej 1 1 Andel af gas til fjernvarmepris i samfundsøkonomi DTU-HF til fjv. Pris % 0% 0% Investeringen i fjernvarmenet vokser med % 0% 0 Investeringen i brugerinstallationer vokser med % 0% 0% VF-forslag-050-forslag for fjernvarme til Lyngby Etape B2 230916 Bilag 2 beregninger.xlsb Page 9 30-09-2016 10:14

Resume B1 B2 I alt VF DTU-HF Mølleåv DC Kunder I alt VF DTU-HF Mølleåv DC Kunder 19.943 19.943 0 0 0 0 185.627 185.627 0 0 0 0 4.884 4.884 0 0 0 0 16.580 16.580 0 0 0 0 12.587 12.587 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 37.414 37.414 0 0 0 0 202.207 202.207 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.897 5.897 0 0 0 0 38.030 38.030 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 875 875 0 0 0 0 5.897 5.897 0 0 0 0 38.905 38.905 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 12.000 0 12.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.700 2.700 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 500 500 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 5.000 5.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 15.000 15.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8.000 0 0 0 8.000 0-2.986-2.986 0 0 0 0-305 -305 0 0 0 0 6.973 0 0 6.973 0 0 0 0 0 0 0 0-2.500 0 0-2.500 0 0 0 0 0 0 0 0 29.000 0 0 29.000 0 0 0 0 0 0 0 0-4.800 0 0-4.800 0 0 0 0 0 0 0 0 5.000 5.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3.000 3.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3.000 3.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3.000 3.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 52.887 14.214 10.000 28.673 0 0 29.695 19.695 2.000 0 8.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 96.199 57.526 10.000 28.673 0 0 270.808 260.808 2.000 0 8.000 0 0 0 0 0 0 0 2.126 2.126 0 0 0 0 96.199 57.526 10.000 28.673 0 0 272.934 262.934 2.000 0 8.000 0-5.897-5.897 0 0 0 0-38.030-38.030 0 0 0 0 90.302 51.629 10.000 28.673 0 5.897 234.904 224.904 2.000 0 8.000 38.030 0 0 0 0 0 0 33.386 33.386 0 0 0-33.386 0 0 0 0 0 0-1.200-1.200 0 0 0 1.200-11.794-11.794 0 0 0 11.794-19.304-19.304 0 0 0 19.304 78.508 39.835 10.000 28.673 0 17.691 247.786 237.786 2.000 0 8.000 25.148 VF-forslag-050-forslag for fjernvarme til Lyngby Etape B2 230916 Bilag 2 beregninger.xlsb Page 10 30-09-2016 10:14

1 forslag NPV Enhed 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030 2036 3 Varmebehov 4 Potentielle nye kunders varmebehovsudvikling % 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 5 Eksisterende behov DTU 52.000 MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6 Holte Fjernvarme i alt 130.000 MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7 Salg til eksisterende kunder 182.000 MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8 Prognose for varmebehovets udvikling i pct. 9 Potentielle nye kunders varmebehovsudvikling, dvs. ekskl. DTU-HF % 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 10 MWh 11 1 15A Rørdamshave 1.350 MWh 1.350 1.350 1.350 1.350 1.350 1.350 1.350 1.350 1.350 1.350 1.350 1.350 12 2 1A 1.234 MWh 1.234 1.234 1.234 1.234 1.234 1.234 1.234 1.234 1.234 1.234 1.234 1.234 13 3 1B 236 MWh 236 236 236 236 236 236 236 236 236 236 236 236 14 4 3A 14.923 MWh 14.923 14.923 14.923 14.923 14.923 14.923 14.923 14.923 14.923 14.923 14.923 14.923 15 5 3B + 3C 5.824 MWh 5.824 5.824 5.824 5.824 5.824 5.824 5.824 5.824 5.824 5.824 5.824 5.824 16 6 4A Virum, zone 0,1,2,3 25.568 MWh 25.568 25.568 25.568 25.568 25.568 25.568 25.568 25.568 25.568 25.568 25.568 25.568 17 7 5A + 5B + 5i 14.491 MWh 14.491 14.491 14.491 14.491 14.491 14.491 14.491 14.491 14.491 14.491 14.491 14.491 18 8 12A Ravnholm, Lundtofte øst 11.193 MWh 11.193 11.193 11.193 11.193 11.193 11.193 11.193 11.193 11.193 11.193 11.193 11.193 19 9 17+12D Traceet Kom. Plan til.14/2013 21.389 MWh 21.389 21.389 21.389 21.389 21.389 21.389 21.389 21.389 21.389 21.389 21.389 21.389 20 10 6A Sorgenfri Slot mv 2.098 MWh 2.098 2.098 2.098 2.098 2.098 2.098 2.098 2.098 2.098 2.098 2.098 2.098 21 11 7A 11.641 MWh 11.641 11.641 11.641 11.641 11.641 11.641 11.641 11.641 11.641 11.641 11.641 11.641 22 12 8A Lyngby Stadion mv 7.824 MWh 7.824 7.824 7.824 7.824 7.824 7.824 7.824 7.824 7.824 7.824 7.824 7.824 23 13 9C Bondebyen syd 643 MWh 643 643 643 643 643 643 643 643 643 643 643 643 24 14 12B Ravnholm og Lundtofte vest 27.277 MWh 27.277 27.277 27.277 27.277 27.277 27.277 27.277 27.277 27.277 27.277 27.277 27.277 25 15 DTU-HF VF samkøring 151.000 MWh 151.000 151.000 151.000 151.000 151.000 151.000 151.000 151.000 151.000 151.000 151.000 151.000 26 Sum 296.691 5.343.766 MWh 296.691 296.691 296.691 296.691 296.691 296.691 296.691 296.691 296.691 296.691 296.691 296.691 27 28 Potentielle nye kunder i alt MWh 296.691 296.691 296.691 296.691 296.691 296.691 296.691 296.691 296.691 296.691 296.691 296.691 29 30 Prognose for udbygning af nye områder 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030 2036 31 Medtaget? Startår og udb.pct. 32 1 15A Rørdamshave 1 2016 % 0% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 33 2 1A 1 2018 % 0% 0% 0% 50% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 34 3 1B 1 2018 % 0% 0% 0% 50% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 35 4 3A 1 2017 % 0% 0% 50% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 36 5 3B + 3C 1 2017 % 0% 0% 50% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 37 6 4A Virum, zone 0,1,2,3 1 2018 % 0% 0% 0% 0% 50% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 38 7 5A + 5B + 5i 1 2016 % 0% 50% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 39 8 12A Ravnholm, Lundtofte øst 1 2019 % 0% 0% 0% 0% 50% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 40 9 17+12D Traceet Kom. Plan til.14/2013 1 2019 % 0% 0% 10% 20% 40% 60% 80% 100% 100% 100% 100% 100% 41 10 6A Sorgenfri Slot mv 1 2016 % 0% 50% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 42 11 7A 1 2017 % 0% 0% 50% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 43 12 8A Lyngby Stadion mv 1 2016 % 0% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 44 13 9C Bondebyen syd 1 2017 % 0% 0% 50% 75% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 45 14 12B Ravnholm og Lundtofte vest 1 2018 % 0% 0% 50% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 46 15 DTU-HF VF samkøring 1 2016 % 0% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 47 48 Prognose for tilslutning af nye kunder i områder med netudbygning. 49 Medtaget? Startår og tilslut.pct. 50 1 15A Rørdamshave 1 2016 % 0% 50% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 51 2 1A 1 2018 % 0% 0% 0% 50% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 52 3 1B 1 2018 % 0% 0% 0% 50% 75% 95% 95% 95% 95% 95% 95% 95% 53 4 3A 1 2017 % 0% 0% 50% 75% 98% 98% 98% 98% 98% 98% 98% 98% 54 5 3B + 3C 1 2017 % 0% 0% 50% 75% 99% 99% 99% 99% 99% 99% 99% 99% VF-forslag-050-forslag for fjernvarme til Lyngby Etape B2 230916 Bilag 2 beregninger.xlsb Page 11 30-09-2016 10:14

1 forslag NPV Enhed 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030 2036 55 6 4A Virum, zone 0,1,2,3 1 2018 % 0% 0% 0% 0% 50% 75% 95% 95% 95% 95% 95% 95% 56 7 5A + 5B + 5i 1 2016 % 0% 0% 50% 75% 90% 92% 94% 95% 96% 97% 98% 98% 57 8 12A Ravnholm, Lundtofte øst 1 2019 % 0% 0% 0% 0% 50% 75% 85% 85% 85% 95% 95% 95% 58 9 17+12D Traceet Kom. Plan til.14/2013 1 2019 % 0% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 100% 100% 59 10 6A Sorgenfri Slot mv 1 2016 % 0% 50% 75% 95% 95% 95% 95% 95% 95% 95% 95% 95% 60 11 7A 1 2017 % 0% 0% 25% 50% 95% 95% 95% 95% 95% 95% 95% 95% 61 12 8A Lyngby Stadion mv 1 2016 % 0% 50% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 62 13 9C Bondebyen syd 1 2017 % 0% 0% 50% 75% 95% 95% 95% 95% 95% 95% 95% 95% 63 14 12B Ravnholm og Lundtofte vest 1 2018 % 0% 0% 50% 75% 95% 95% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 64 15 DTU-HF VF samkøring 1 2016 % 0% 50% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 65 66 Resumetabel til brug ved ressourceplanlægning 67 Samlet salg til nye kunder, med faktisk tilslutning MWh 0 81.136 198.375 220.369 259.390 271.057 281.082 283.366 285.650 289.053 293.476 293.476 68 Tilslutning i pct. af maksimum Realiseret inv. % 0% 27% 67% 74% 87% 91% 95% 96% 96% 97% 99% 99% 69 Øvrige Vestforbrænding 47.910 1000 kr. 0 12.000 11.200 13.000 15.000 0-3.290 0 0 0 0 0 70 Distributionsledninger i alt 218.157 1000 kr. 0 52.664 62.673 37.707 29.000 28.136 3.989 3.989 0 0 0 0 71 Stikledninger i alt 21.056 1000 kr. 0 939 6.293 3.558 4.731 1.471 1.432 525 525 570 0 0 72 Ledningsnet i alt forventet realiseret 239.213 1000 kr. 0 53.603 68.965 41.265 33.730 29.608 5.420 4.513 525 570 0 0 73 Omkostning tilkundeanlæg 13.396 1000 kr. 0 889 5.995 2.733 8.350 1.557 962-1.457-1.457-1.228 0 0 74 VF-Investeringer i alt, ekskl. betaling til HMN 300.519 1000 kr. 0 66.492 86.160 56.998 57.080 31.165 3.092 3.056-933 -658 0 0 75 76 Antal nye kunder, faktisk tilslutning 77 stk. 78 1 15A Rørdamshave 2 stk. 0 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 79 2 1A 2 stk. 0 0 0 1 2 2 2 2 2 2 2 2 80 3 1B 2 stk. 0 0 0 1 2 2 2 2 2 2 2 2 81 4 3A 15 stk. 0 0 8 11 15 15 15 15 15 15 15 15 82 5 3B + 3C 8 stk. 0 0 4 6 8 8 8 8 8 8 8 8 83 6 4A Virum, zone 0,1,2,3 71 stk. 0 0 0 0 36 53 67 67 67 67 67 67 84 7 5A + 5B + 5i 61 stk. 0 0 31 46 55 56 57 58 59 59 60 60 85 8 12A Ravnholm, Lundtofte øst 8 stk. 0 0 0 0 4 6 7 7 7 8 8 8 86 9 17+12D Traceet Kom. Plan til.14/2013 33 stk. 0 0 3 7 10 13 17 20 23 26 33 33 87 10 6A Sorgenfri Slot mv 13 stk. 0 7 10 12 12 12 12 12 12 12 12 12 88 11 7A 28 stk. 0 0 7 14 27 27 27 27 27 27 27 27 89 12 8A Lyngby Stadion mv 13 stk. 0 7 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 90 13 9C Bondebyen syd 13 stk. 0 0 7 10 12 12 12 12 12 12 12 12 91 14 12B Ravnholm og Lundtofte vest 65 stk. 0 0 33 49 62 62 65 65 65 65 65 65 92 15 DTU-HF VF samkøring 1 stk. 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 93 Antal nye kunder, faktisk tilslutning 335 stk. 0 15 117 172 259 284 307 311 315 319 327 327 94 95 Salg til nye kunder, faktisk tilslutning 96 97 1 15A Rørdamshave 20.988 MWh 0 675 1.350 1.350 1.350 1.350 1.350 1.350 1.350 1.350 1.350 1.350 98 2 1A 16.865 MWh 0 0 0 617 1.234 1.234 1.234 1.234 1.234 1.234 1.234 1.234 99 3 1B 3.029 MWh 0 0 0 118 177 224 224 224 224 224 224 224 100 4 3A 210.464 MWh 0 0 7.461 11.192 14.624 14.624 14.624 14.624 14.624 14.624 14.624 14.624 101 5 3B + 3C 82.908 MWh 0 0 2.912 4.368 5.766 5.766 5.766 5.766 5.766 5.766 5.766 5.766 102 6 4A Virum, zone 0,1,2,3 305.747 MWh 0 0 0 0 12.784 19.176 24.290 24.290 24.290 24.290 24.290 24.290 103 7 5A + 5B + 5i 201.316 MWh 0 0 7.246 10.868 13.042 13.332 13.622 13.767 13.912 14.056 14.201 14.201 104 8 12A Ravnholm, Lundtofte øst 130.977 MWh 0 0 0 0 5.596 8.395 9.514 9.514 9.514 10.633 10.633 10.633 105 9 17+12D Traceet Kom. Plan til.14/2013 236.213 MWh 0 0 2.139 4.278 6.417 8.556 10.695 12.834 14.973 17.112 21.389 21.389 106 10 6A Sorgenfri Slot mv 30.644 MWh 0 1.049 1.573 1.993 1.993 1.993 1.993 1.993 1.993 1.993 1.993 1.993 107 11 7A 154.138 MWh 0 0 2.910 5.821 11.059 11.059 11.059 11.059 11.059 11.059 11.059 11.059 VF-forslag-050-forslag for fjernvarme til Lyngby Etape B2 230916 Bilag 2 beregninger.xlsb Page 12 30-09-2016 10:14

1 forslag NPV Enhed 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030 2036 108 12 8A Lyngby Stadion mv 121.670 MWh 0 3.912 7.824 7.824 7.824 7.824 7.824 7.824 7.824 7.824 7.824 7.824 109 13 9C Bondebyen syd 8.814 MWh 0 0 321 482 611 611 611 611 611 611 611 611 110 14 12B Ravnholm og Lundtofte vest 389.453 MWh 0 0 13.638 20.458 25.913 25.913 27.277 27.277 27.277 27.277 27.277 27.277 111 15 DTU-HF VF samkøring 2.348.085 MWh 0 75.500 151.000 151.000 151.000 151.000 151.000 151.000 151.000 151.000 151.000 151.000 112 Samlet salg til nye kunder, med faktisk tilslutning 4.261.312 MWh 0 81.136 198.375 220.369 259.390 271.057 281.082 283.366 285.650 289.053 293.476 293.476 113 Tilslutning i pct. af maksimum % 0% 27% 66,9% 74,3% 87,4% 91,4% 94,7% 95,5% 96,3% 97,4% 98,9% 98,9% 114 Produktion på anlæg, der er potentielle kunder 97,8% 115 Ikke tilsluttede ud af potentialet. MWh 296.691 215.555 98.316 76.322 37.301 25.635 15.609 13.325 11.041 7.638 3.215 3.215 116 117 DC salg til DTU-HF 1.448.565 MWh 0 104.361 83.188 54.274 71.953 77.592 85.253 88.803 91.732 94.620 97.416 97.416 118 VF salg til DTU-HF 427.041 MWh 0 12.639 33.812 62.726 45.047 39.408 31.747 28.197 25.268 22.380 19.584 19.584 119 1.875.606 MWh 0 117.000 117.000 117.000 117.000 117.000 117.000 117.000 117.000 117.000 117.000 117.000 120 Nettab 121 Max udbygning 122 Nye net MWh 123 1 15A Rørdamshave 36 MWh 0 36 36 36 36 36 36 36 36 36 36 36 124 2 1A 39 MWh 0 0 0 20 39 39 39 39 39 39 39 39 125 3 1B 0 MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 126 4 3A 361 MWh 0 0 180 361 361 361 361 361 361 361 361 361 127 5 3B + 3C 220 MWh 0 0 110 220 220 220 220 220 220 220 220 220 128 6 4A Virum, zone 0,1,2,3 765 MWh 0 0 0 0 383 765 765 765 765 765 765 765 129 7 5A + 5B + 5i 862 MWh 0 431 862 862 862 862 862 862 862 862 862 862 130 8 12A Ravnholm, Lundtofte øst 292 MWh 0 0 0 0 146 292 292 292 292 292 292 292 131 9 17+12D Traceet Kom. Plan til.14/2013 524 MWh 0 0 52 105 209 314 419 524 524 524 524 524 132 10 6A Sorgenfri Slot mv 397 MWh 0 198 397 397 397 397 397 397 397 397 397 397 133 11 7A 421 MWh 0 0 210 421 421 421 421 421 421 421 421 421 134 12 8A Lyngby Stadion mv 249 MWh 0 249 249 249 249 249 249 249 249 249 249 249 135 13 9C Bondebyen syd 12 MWh 0 0 6 9 12 12 12 12 12 12 12 12 136 14 12B Ravnholm og Lundtofte vest 398 MWh 0 0 199 398 398 398 398 398 398 398 398 398 137 15 DTU-HF VF samkøring 225 MWh 0 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 138 Nettab i distributionsledninger 4.799 MWh 0 1.139 2.526 3.300 3.956 4.590 4.694 4.799 4.799 4.799 4.799 4.799 139 140 Nye stik MWh 141 1 15A Rørdamshave 2 MWh 0 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 142 2 1A 0 MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 143 3 1B 8 MWh 0 0 0 4 6 7 7 7 7 7 7 7 144 4 3A 15 MWh 0 0 8 11 15 15 15 15 15 15 15 15 145 5 3B + 3C 11 MWh 0 0 5 8 11 11 11 11 11 11 11 11 146 6 4A Virum, zone 0,1,2,3 81 MWh 0 0 0 0 40 61 77 77 77 77 77 77 147 7 5A + 5B + 5i 96 MWh 0 0 48 72 86 88 90 91 92 93 94 94 148 8 12A Ravnholm, Lundtofte øst 13 MWh 0 0 0 0 7 10 11 11 11 12 12 12 149 9 17+12D Traceet Kom. Plan til.14/2013 136 MWh 0 0 14 27 41 54 68 81 95 108 136 136 150 10 6A Sorgenfri Slot mv 24 MWh 0 12 18 23 23 23 23 23 23 23 23 23 151 11 7A 41 MWh 0 0 10 21 39 39 39 39 39 39 39 39 152 12 8A Lyngby Stadion mv 23 MWh 0 11 23 23 23 23 23 23 23 23 23 23 153 13 9C Bondebyen syd 4 MWh 0 0 2 3 4 4 4 4 4 4 4 4 154 14 12B Ravnholm og Lundtofte vest 119 MWh 0 0 60 90 114 114 119 119 119 119 119 119 155 15 DTU-HF VF samkøring 0 MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 156 Nettab i stikledninger 573 MWh 0 24 190 283 410 450 489 503 518 534 562 562 157 158 Nettab i alt MWh 0 1.163 2.715 3.584 4.366 5.040 5.183 5.303 5.317 5.333 5.361 5.361 159 Nettab i alt % 0% 1% 1% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 1,8% VF-forslag-050-forslag for fjernvarme til Lyngby Etape B2 230916 Bilag 2 beregninger.xlsb Page 13 30-09-2016 10:14

1 forslag NPV Enhed 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030 2036 160 3,6% 161 Distrikternes samlede varmegrundlag (mere end 300 m2) 162 Fjernvarmekonverteres MWh 0 81.136 198.375 220.369 259.390 271.057 281.082 283.366 285.650 289.053 293.476 293.476 163 Resterende individuel forsyning MWh 296.691 215.555 98.316 76.322 37.301 25.635 15.609 13.325 11.041 7.638 3.215 3.215 164 Samlet varmegrundlag MWh 296.691 296.691 296.691 296.691 296.691 296.691 296.691 296.691 296.691 296.691 296.691 296.691 165 166 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030 2036 167 Fjernvarmekonverteres MWh 0 81.136 198.375 220.369 259.390 271.057 281.082 283.366 285.650 289.053 293.476 293.476 168 Nettab MWh 0 1.163 2.715 3.584 4.366 5.040 5.183 5.303 5.317 5.333 5.361 5.361 169 Fjernvarmevarmeproduktion i alt c 4.424.374 MWh 0 82.299 201.091 223.953 263.756 276.096 286.265 288.669 290.967 294.386 298.837 298.837 175 176 Produktion efter simulering 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030 2036 177 Grundlast overskud sommer Norfors til DTU-HF MWh 0 34.000 34.000 34.000 34.000 34.000 34.000 34.000 34.000 34.000 34.000 34.000 178 Grundlast overskud sommer Norfors til VF MWh 14.000 14.000 14.000 14.000 14.000 14.000 14.000 14.000 14.000 14.000 14.000 179 Overskudsvarme sommer Mølleåværket Til deling MWh 0 0 2.311 2.311 2.311 2.311 2.311 2.311 2.311 2.311 2.311 2.311 180 Overskudsvarme vinter Mølleåværket Til deling MWh 0 0 2.311 2.311 2.311 2.311 2.311 2.311 2.311 2.311 2.311 2.311 181 Varmepumpe vinter Mølleåværket Til deling MWh 0 0 0 18.800 18.800 18.800 18.800 18.800 18.800 18.800 18.800 18.800 182 Fjernkøle VP vinter VF Til deling MWh 0 0 0 20.000 20.000 20.000 20.000 20.000 20.000 20.000 20.000 20.000 183 Elkedler udbygget over 3 år Elkedel Til deling MWh 0 0 0 3.333 6.667 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 184 Grundlast fra VF CTR-VEKS Til deling MWh 0 5.438 65.282 74.924 93.716 97.083 99.591 98.444 97.814 98.345 100.000 100.000 185 DC til DTU-HF og VF, spidslast MWh 0 28.861 83.188 54.274 71.953 77.592 85.253 88.803 91.732 94.620 97.416 97.416 186 Produktion i alt MWh 0 82.299 201.091 223.953 263.756 276.096 286.265 288.669 290.967 294.386 298.837 298.837 187 Heraf til DHU-HF MWh 0 75.500 151.000 151.000 151.000 151.000 151.000 151.000 151.000 151.000 151.000 151.000 188 Fjernvarmevarmeproduktion i alt VF-kunder MWh 0 6.799 50.091 72.953 112.756 125.096 135.265 137.669 139.967 143.386 147.837 147.837 189 Grundlastandel B1+B2 B1 B1+B2 % 65% 59% 76% 73% 72% 70% 69% 68% 68% 67% 67% 190 Grundlastandel fra VF og overskudsvarm 2,1% 1,9% 2,1% % 65% 59% 57% 55% 54% 53% 52% 52% 51% 51% 51% 191 Grundlastandel fra VF og overskudsvarme i sommerhalvåret MWh 53.438 117.903 127.545 146.337 149.704 152.212 151.065 150.435 150.966 152.621 152.621 192 Heraf fra VF transmission som supplement til Norfors og overskudsvarme MWh 5.438 65.282 74.924 93.716 97.083 99.591 98.444 97.814 98.345 100.000 100.000 193 194 Lastfordeling til økonomi 195 Grundlast overskud sommer Norfors til DTU-HF Som i reference % 41% 17% 15% 13% 12% 12% 12% 12% 12% 11% 11% 196 Grundlast overskud sommer Norfors til VF % 17% 7% 6% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 197 Overskudsvarme sommer Mølleåværket % 0% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 198 Overskudsvarme vinter Mølleåværket % 0% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 199 Varmepumpe vinter Mølleåværket % 0% 0% 8% 7% 7% 7% 7% 6% 6% 6% 6% 200 Fjernkøle VP vinter VF % 0% 0% 9% 8% 7% 7% 7% 7% 7% 7% 7% 201 Elkedler udbygget over 3 år Elkedel % 0% 0% 1% 3% 4% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 202 Grundlast fra VF CTR-VEKS % 7% 32% 33% 36% 35% 35% 34% 34% 33% 33% 33% 203 DC til DTU-HF og VF, spidslast % 35% 41% 24% 27% 28% 30% 31% 32% 32% 33% 33% 204 Produktion i alt % 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 205 Heraf til DHU-HF % 92% 75% 67% 57% 55% 53% 52% 52% 51% 51% 51% 206 207 Selskabsøkonomisk produktionspris ab værk Fjv. køber varme af Mølleåværksprojekt 208 Grundlast overskud sommer Norfors til DTU 20 11.119 1000 kr 0 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 209 Grundlast overskud sommer Norfors til VF 20 4.578 1000 kr 280 280 280 280 280 280 280 280 280 280 280 210 Overskudsvarme sommer Mølleåværket 240 8.524 1000 kr 0 0 555 555 555 555 555 555 555 555 555 555 211 Overskudsvarme vinter Mølleåværket 450 15.982 1000 kr 0 0 1.040 1.040 1.040 1.040 1.040 1.040 1.040 1.040 1.040 1.040 212 Varmepumpe vinter Mølleåværket 450 121.908 1000 kr 0 0 0 8.460 8.460 8.460 8.460 8.460 8.460 8.460 8.460 8.460 213 Fjernkøle VP vinter VF 400 115.279 1000 kr 0 0 0 8.000 8.000 8.000 8.000 8.000 8.000 8.000 8.000 8.000 214 Elkedler udbygget over 3 år Elkedel 400 53.895 1000 kr 0 0 0 1.333 2.667 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 215 Grundlast fra VF CTR-VEKS 240 353.068 1000 kr 0 1.305 15.668 17.982 22.492 23.300 23.902 23.627 23.475 23.603 24.000 24.000 216 DC til DTU-HF og VF, spidslast Spidslast 450 631.583 1000 kr 0 12.987 37.435 24.423 32.379 34.916 38.364 39.961 41.279 42.579 43.837 43.837 217 Produktionsomkostninger i alt 1.315.935 1000 kr 0 15.253 55.656 62.753 76.552 81.231 85.280 86.602 87.769 89.196 90.851 90.851 VF-forslag-050-forslag for fjernvarme til Lyngby Etape B2 230916 Bilag 2 beregninger.xlsb Page 14 30-09-2016 10:14

1 forslag NPV Enhed 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030 2036 218 219 Vægtet produktionspris an net kr./mwh 185 277 280 290 294 298 300 302 303 304 304 220 221 Behov for spidslast i etape A1 MW 30 38 40 42 44 46 47 47 47 47 47 47 222 Behov for spidslast i etape A1 etapen MW 30 38 40 42 44 46 47 47 47 47 47 47 223 Behov for spidslast inkl. eksisterende i projekt B MW 0 27 67 75 88 92 95 96 97 98 100 100 224 Behov for projektforslag A og B MW 65 107 117 132 138 142 143 144 145 147 147 225 Eksisterende 226 HF afbrydelige kedler lokale kedler MW 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 227 Fra VF Måløv mv. MW 20 15 10 10 10 10 10 10 10 10 10 228 DTU kedler på DTU med overskud til nettet MW 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 229 DTU-HF Hempel kedel MW 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 230 DTU Kraftvarmeværk, op til 30 MW MW 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 231 DC Akkumuleringstank til døgnudjævning 10% MW 7 8 9 10 11 11 11 11 11 11 11 232 I alt eksisterende MW 115 111 107 109 109 109 109 109 110 110 110 233 234 Behov for ny spidslastkap. Inden udbygning MW -50-4 9 23 29 33 34 35 36 37 37 235 236 VF Ny spidslast Eremitageparken 5 MW 0 0 0 5 5 5 5 5 5 5 5 5 237 VF 3 Elkedler i Virum-Sorgenfri 15 MW 0 0 0 0 0 15 15 15 15 15 15 15 238 DC/DTU Spidslast elkedler 10 MW 0 0 0 0 10 10 10 10 10 10 10 10 239 Mølleåværket røggaskondens VP 0,5 MW 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 240 Mølleåværket spildevandsvarmepumpe 4,7 MW 0 0 0 5 5 5 5 5 5 5 5 5 241 Fjernkølevarmepumpe marginalt 5,0 MW 0 0 0 5 5 5 5 5 5 5 5 242 Udbygning med spidslast MW 0 0 0 10 25 40 40 40 40 40 40 40 243 244 Behov for ny spidslastkapacitet efter udbygning MW 0-50 -4-1 -2-11 -7-6 -6-5 -3-3 VF-forslag-050-forslag for fjernvarme til Lyngby Etape B2 230916 Bilag 2 beregninger.xlsb Page 15 30-09-2016 10:14