VESTFORBRÆNDING PROJEKTFORSLAG ETA- PE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY

Til Vestforbrænding Dokumenttype Rapport Dato September 2016 VESTFORBRÆNDING PROJEKTFORSLAG ETA- PE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 1-37 Revision 1 Dato 2016-09-23 Udarbejdet af AD Kontrolleret af KLF Godkendt af Beskrivelse LEHL Projektforslag Etape B2 for konvertering fra gas til fjernvarme i Lyngby-Taarbæk Kommune Ref. 1100014276

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 2-37 INDHOLD 1. Indledning og resume 4 1.1 Formål 4 1.2 Plangrundlag 5 1.3 Organisation 5 1.4 Forundersøgelser 6 1.4.1 Kort 6 1.4.2 Bebyggelse 6 1.4.3 Arealafståelse og servitut 7 1.5 Myndigheder 8 1.5.1 Forhold til anden lovgivning 8 1.5.2 Normer og standarder 8 2. Anlægsbeskrivelse 9 2.1 Anlæggets hoveddisposition 9 2.1.1 Udstrækning 9 2.1.2 Kapacitet og belastningsforhold 9 2.1.3 Valg af spids- og reservelastkapacitet 13 2.1.4 Forsyningssikkerhed 14 2.2 Tekniske specifikationer 15 2.2.1 Dimensionering 15 2.2.2 Materialevalg og konstruktionsprincipper 16 2.3 Projektets gennemførelse 16 2.3.1 Tidsplan 16 2.3.2 Anlægsudgifter for projektforslaget 17 3. Vurdering af projektet 19 3.1 Driftsforhold 20 3.2 Samfundsøkonomi og miljøvurdering 22 3.2.1 Projektforslaget 22 3.2.2 Øvrige miljøforhold 24 3.3 Selskabsøkonomi for det samlede fjernvarmeselskab 24 3.4 Følsomhedsvurdering 24 3.4.1 Udvidet forsyningsområde 25 3.4.2 Følsomhed for CO 2 prisen udenfor kvotemarkedet 25 3.4.3 Varmesalgets udvikling 25 3.4.4 Stigende anlægsinvesteringer 26 3.4.5 Ændret VEKS pris 26 3.4.6 Prisen på gaskedler til enfamiliehuse 27 3.4.7 Prisforhold mellem øvrige fjernvarme- og naturgasinstallationer 28 3.4.8 Virkningsgrader for gennemsnitsgaskedler 28 3.5 Selskabsøkonomi for HMN og kompensation 28 4. Brugerforhold 29

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 3-37 FIGUR- OG TABELFORTEGNELSE Figur 2-1 Illustration af B2 i samspil med B1 og øvrige godkendte anlæg... 11 Figur 2-2 Udvikling i varmebehov og tilslutningstakt... 16 Figur 3-1 Varighedskurve for projektforslaget... 21 Figur 3-2 Samfundsøkonomi B1+B2... 23 Figur 3-3 Samfundsøkonomien i afhængighed af CO 2 prisen udenfor kvotemarkedet... 25 Figur 3-4 Samfundsøkonomi for B1+B2 med VEKS pris 209 kr/mwh... 26 Figur 3-5 Samfundsøkonomi for B1 med VEKS pris 209 kr/mwh... 26 Figur 3-6 Samfundsøkonomi for B1+B2 med VEKS pris 265 kr/mwh... 27 Figur 3-7 Samfundsøkonomi for B1 med VEKS pris 265 kr/mwh... 27 Figur 4-1 Oversigtskort over samkøringsforbindelse og forsyningsområdet... 31 Tabel 1-1 Bebyggelse og varmegrundlag ved 100 % tilslutning i B2... 7 Tabel 2-1 Kapaciteter ved slutudbygning... 9 Tabel 2-2 Oversigt over spidslastkapacitet i B1 og B2... 12 Tabel 2-3 Oversigt over spidslastkapacitet i B1... 12 Tabel 2-4 Oversigt over investeringer og finansiering i B1 og B2 samlet... 17 Tabel 2-5 Oversigt over investeringer og finansiering i B2... 18 Tabel 3-1 Oversigt over lastfordeling i projektforslag B1 +B2 og i reference... 20 Tabel 3-2 Oversigt over den marginale lastfordeling til B2 set i forhold til B1.... 21 Tabel 3-3 Samfundsøkonomi B1... 23 Tabel 3-4 Samlet selskabsøkonomi ved B1 og B2... 24 Tabel 4-1 Brugerøkonomi for alle brugere... 29 Tabel 4-2 Brugerøkonomi for udvalgte forbrugere... 30 BILAG Bilag 1 Forsyningsområdet Bilag 2 Beregninger, resume Bilag 3 Kundeliste Bilag 4 Matrikler, der ventes pålagt servitut Bilag 5 Kompensation til HMN Bilag 6 Forudsætninger

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 4-37 1. INDLEDNING OG RESUME 1.1 Formål I/S Vestforbrænding (Vestforbrænding) anmoder hermed Lyngby-Taarbæk Kommune (LTK) om at behandle og godkende dette projektforslag etape B2 for konvertering fra naturgas til fjernvarme i LTK i henhold til bekendtgørelse nr. 825 af 24. juni 2016 om godkendelse af projekter for kollektive varmeforsyningsanlæg. Ideen til projektforslaget stammer fra Vestforbrændings Varmeplan 2015 og den Strategiske Energiplan for LTK, juni 2013, og det er udarbejdet i en naturlig forlængelse af det godkendte projektforslag etape A, for fjernvarme til Kgs. Lyngby. Desuden skal dette projektforslag etape B2 for konvertering ses i sammenhæng med projektforslag B1 for samkøring. De to projektforslag udgør et samlet hele (etape B), men er adskilt administrativt, da etape B1 for samkøring er hastende og afklaret i forhold til HMN, medens der endnu ikke er opnået fuld enighed mellem Vestforbrænding og HMN om visse forudsætninger for konvertering fra gas til fjernvarme i etape B2. Projektforslaget viser: At det er samfundsøkonomisk fordelagtigt at skifte fra naturgas til fjernvarme i områder med meget tæt bebyggelse i de udvalgte områder nord for Etape A, som er markeret på bilag 1, men at fordelen afhænger noget af visse forudsætninger, herunder især fordelen ved at erstatte naturgasfyrede fjernvarmecentraler i LTK med kraftvarme fra Avedøreværket og Amagerværket via Vestforbrændings net. At projektforslaget dog er rimelig robust i forhold til de mest betydende forudsætninger. At det er samfundsøkonomisk fordelagtigt at forsyne de planlagte nye bebyggelser indenfor disse områder med fjernvarme set i forhold til både naturgaskedler i kombination med supplerende energi og individuelle varmepumper. At en del af den samfundsøkonomiske fordel opstår ved at udnytte den overskydende produktionskapacitet, der ejes af DTU-HF og DC, til spidslast og reserveforsyning i LTK, så projektforslaget kan gennemføres uden, at der skal etableres flere nye store fyringsanlæg i LTK og i Rudersdal Kommune. Det udelukker dog ikke, at der på et senere tidspunkt kan fremsendes projektforslag for sådanne. At yderligere dele af den samfundsøkonomiske fordel består i, at man med projektforslaget udnytter de anlæg, der forudsættes etableret i projektforslag B1 for samkøring, herunder varmepumper til at udnytte overskudsvarme fra spildevand og fjernkøling. At der er potentiale til, at de resterende bygninger i kommunen kan tilsluttes til fjernvarmenettet på lang sigt, ligesom projektforslaget baner vejen for, at varmeforsyningen kan blive helt uafhængig af fossile brændsler, hvis det bliver aktuelt for at leve op til kommende energipolitiske målsætninger. Desuden belyses i projektforslaget, at hovedstrukturen for fjernvarmenettet i etape B2 gør det muligt at forsyne kommende nye bebyggelser samt udnytte varmen fra evt. kommende varmeproduktionsanlæg, herunder overskudsvarmekilder fra processer og køling.

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 5-37 1.2 Plangrundlag Områderne med individuel forsyning er forsynet med naturgas iht. et godkendt projektforslag. DTU-Kraftvarmeværk, Norfors og DTU s naturgaskedler forsyner DTU-HF iht. projektforslag godkendt for fjernvarme. Projektforslag B1 for samkøring mellem Vestforbrænding og DTU-HF forudsættes godkendt senest samtidig med, at projektforslag B2 behandles. 1.3 Organisation Projektforslag B2 er baseret på, at Vestforbrænding og DTU-HF i forbindelse med projektforslag B1 har aftalt at arbejde for at realisere et projektforslag, der udnytter synergierne i samkøring af nettene og samtidig åbner for at udnytte kapacitet og energi i eksisterende og kommende varmeproduktionsanlæg, herunder anlæg på Mølleåværket, Norfors, DTU og DTU-Kraftvarmeværk. Projektforslagets analyser for selskabsøkonomi er opstillet som en samlet selskabsøkonomi både B1 og B2 for alle de involverede aktører: Vestforbrænding, DTU-HF, Norfors, DC, Mølleåværket samt de kunder, der planlægges tilsluttet fjernvarmen. Desuden er selskabsøkonomien opdelt på de involverede aktører ud fra en foreløbig fordeling af investeringer og priser på kapacitet og energi, som vil skulle tilpasses i de afsluttende forhandlinger mellem parterne. I denne forbindelse anses DTU-HF som repræsentant for alle aktiviteter på DTU og hos Holte Fjernvarme. Derved er der lagt et grundlag for, at selskaberne kan aftale priser på kapacitet og energi, som er acceptable for alle og indenfor rammerne af Varmeforsyningslovens krav om omkostningsbestemte priser. Den foreløbige fordeling af investeringer er baseret på følgende: Vestforbrænding er i projektforslaget ansvarlig for ledningsprojektet, driften af fjernvarmeforsyningen og for tilslutninger af alle slutforbrugerne. DTU-HF og Vestforbrænding er i fællesskab ansvarlig for driften samkøringsforbindelsen og tryksektionering samt to-vejsmåler mellem DTU-HF og Vestforbrænding samt mellem transmissionsledningen og Mølleåværket, som er etableret i B1. DC vil være ansvarlig for ændringer på DC s anlæg. I projektforslaget er det indtil videre forudsat, at DC vil investere i en elkedel på DTU, men der er set bort fra mulige investeringer på kraftvarmeværket. Der etableres et stik med måler til hver ejendom med individuel forsyning. Vestforbrænding er ligeledes ansvarlig for at etablere spidslast og reservekapacitet i det øvrige forsyningsområde i Virum-Sorgenfri. Vestforbrænding vil være ansvarlig for at etablere spids- og reservelastkapacitet i form af elkedler i Virum-Sorgenfri, og Radius vil være ansvarlig for at etablere ekstra elkabler til elkedlerne. Vestforbrænding har drøftet projektforslaget med HMN, og HMN har bidraget med oplysninger om naturgassalg i projektforslagets område, som indgår i projektforslagets analyser og for beregning af kompensation til HMN. For kunder med gasmotorer er varmebehovet estimeret ud fra HMN s oplysninger om gassalg til hhv. kedler og gasmotor.

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 6-37 Da der har været uklarhed omkring andelen af procesenergi og rumvarme til en stor virksomhed med flere afsætningssteder har Vestforbrænding fået detaljerede oplysninger fra virksomheden om hvilket naturgasforbrug, der er medgået til opvarmning. Vestforbrænding har desuden været i dialog med enkelte store varmekunder med henblik på at forsyne med fjernvarme snarest, herunder forsyning til Sorgenfri Vang, hvor varmecentral og skorsten skal nedlægges i forbindelse med bygningsrenovering. Vestforbrænding har ligeledes været i dialog med LTK om placering af spids-/reservelastcentraler og forsyning af nyt byggeri, bl.a. Sorgenfri Stationscenter og Hempel Kollegiet mv. Vestforbrænding har været i dialog med Radius (tidlingere DongEnergy, elnet) om, hvor man mest hensigtsmæssigt kan placere elkedler i Virum-Sorgenfri og tilslutning på enten A-niveau eller B-niveau. Vestforbrænding og DTU-HF har indgået en samarbejdsaftale om at arbejde for den mest samfundsøkonomisk fordelagtige udnyttelse af den samkøringsforbindelse, der etableres iht. projektforslag B1 og udvikling af fjernvarmeforsyningens struktur på lang sigt, samt arbejde for nye aftaler og priser, der fordeler de samlede selskabsøkonomiske gevinster mellem alle parter. De selskabsøkonomiske analyser vil lede frem til modeller, som sikrer, at alle de nævnte aktører vil få en fordel ved projektforslaget indenfor Varmeforsyningslovens rammer. Det vil sige, at størstedelen af fordelen vil tilfalde varmeforbrugerne i LTK og Rudersdal Kommuner samt en mindre del til Mølleåværket og DC. Derudover vil DC i kraft af det større varmemarked og samspil mellem kraftvarmeværk og elkedler, alt andet lige, kunne få en lidt større gevinst som kommerciel aktør på elmarkedet med regulerkraft mv. 1.4 Forundersøgelser 1.4.1 Kort Bilag 1 giver en oversigt over forsyningsområdet og lokalisering af fjernvarmeledninger og fjernvarmeproduktionsanlæg. Bilaget inkluderer også anlæg i projektforslag B1, så det giver et samlet overblik over begge projektforslag. 1.4.2 Bebyggelse Projektforslaget omfatter alle bebyggelser i de områder, som er markeret som en del af projektforslaget på bilag 1. Det samlede opvarmede areal og potentielle varmebehov uden besparelser og ved 100 % tilslutning er angivet i tabellen nedenfor. Der er foretaget en afrunding af områdeafgrænsningen, som ligger naturligt indenfor fjernvarmeområdet. Områdeafgrænsningen er dog efter samråd med HMN afgrænset, så små varmeforbrugere så vidt muligt ikke planlægges forsynet med fjernvarme, ligesom det meste af område 1B er taget ud af projektforslaget, da det ikke er samfundsøkonomisk fordelagtigt at forsyne det i forhold til den forudsatte pris på CO 2 udenfor kvotemarkedet. Det samlede potentiale med alle områder, der kan konverteres til fjernvarme, er anslået til 120 GWh på grundlag af oplysninger pr. august 2016 fra HMN og energidata fra BBR. Oplysningerne fra HMN er korrigeret, så varmeproduktion fra gasmotorer er medregnet. Desuden er det samlede naturgasforbrug til en stor virksomhed med procesenergiforbrug opdelt på gasforbrug til proces og gasforbrug til opvarmning, som derfor kan fjernvarmeforsynes. Hertil kommer 3,8 GWh fra planlagte nye bebyggelser og byfortætning, primært i Virum-Sorgenfri.

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 7-37 Behov i Heraf ny Heraf Nr Lyngby-Taarbæk Kommune Antal Areal alt bebyg. konvert. Behov Energiområde kunder m2 MWh MWh MWh kwh/m2 1 15A Rørdamshave 2 15.441 1.350 0 1.350 87 2 1A 2 8.293 1.234 0 1.234 149 3 1B 2 2.746 236 0 236 86 4 3A 15 132.964 14.923 454 14.469 112 5 3B + 3C 8 51.570 5.824 0 5.824 113 6 4A Virum, zone 0,1,2,3 71 231.610 25.568 320 25.248 110 7 5A + 5B + 5i 61 178.851 14.491 2.417 12.074 81 8 12A Ravnholm, Lundtofte øst 8 114.104 11.193 0 11.193 98 9 17+12D Traceet Kom. Plan til.14/2013 0 0 0 0 0 0 10 6A Sorgenfri Slot mv 13 20.979 2.098 0 2.098 100 11 7A 28 116.132 11.641 0 11.641 100 12 8A Lyngby Stadion mv 13 71.113 7.824 650 7.174 110 13 9C Bondebyen syd 13 5.712 643 0 643 113 14 12B Ravnholm og Lundtofte vest 65 274.869 27.277 0 27.277 99 15 DTU-HF VF samkøring 0 0 0 0 0 0 1-14 Kunder, der tilsluttes 301 1.224.381 124.302 3.841 120.461 102 Tabel 1-1 Bebyggelse og varmegrundlag ved 100 % tilslutning i B2 I tabellen er kun medtaget kunder, der tilsluttes til fjernvarmen i område 1-8 og 10-14, idet område 9 og 15 er omfattet af projektforslag B1. Projektforslaget er optimeret således, at der kun medtages områder, der er samfundsøkonomisk fordelagtige. Til gengæld inkluderer projektet alle større bebyggelser i den resterende del af LTK, som endnu ikke er planlagt for fjernvarme i henhold til den strategiske energiplan, idet det er samfundsøkonomisk fordelagtigt at forsyne disse bebyggelser. Varmebehovet er beregnet ud fra forbrug af gas og olie, der er indberettet til energidata, og ikke ud fra nøgletal og det opvarmede areal. Derved er man på den sikre side, ved ikke at have medregnet varmebehov, som er dækket med energikilder, der ikke er indberettet til energidata. Eksempelvis brændeovne og el ovne eller varmebehov fra bygninger, der står tomme. Samlet set er varmebehovet i gennemsnit ca. 10 % lavere pr m 2 i forhold til tidligere opgørelser, der var baseret på BBR s oplysninger om arealer og nøgletal med varmebehov pr m 2, svarende til, at alle bygninger er opvarmet. Der er ikke medregnet forventet varmebehov for ny bebyggelse og byfortætning i områderne, bortset fra planlagt byggeri, der er markeret på bilaget, herunder især områder omkring Sorgenfri Station samt Hempelkollegiet på DTU. Det antages, at den yderligere fortætning af byområderne, som kan forventes indenfor de kommende 20 år vil blive modsvaret af varmebesparelser i den gamle boligmasse. 1.4.3 Arealafståelse og servitut Det påregnes, at fjernvarmeledningerne som hovedregel etableres i vejarealer, da der er for lidt plads på de fleste grunde, og da det letter tilgængeligheden for drift af nettet. Det tracé, der er markeret i projektforslaget, er baseret på en foreløbig vurdering, og det vil blive justeret ved detailprojekteringen og dermed tage højde for øvrige ledningsanlæg og kundernes ønske om indføring af stik. Herunder vil Vestforbrænding drøfte med kunderne, hvor ledningen kan etableres på private matrikler. Der skal tinglyses en deklaration for alle fjernvarmedistributionsledninger, der er beliggende på private matrikler. Der er principielt ikke behov for, at stikledninger deklareres, med mindre de

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 8-37 påtænkes ført videre til nabomatrikler. I bilag 4 er angivet en liste med adresser og matrikelnumre for de matrikler, hvor det umiddelbart vil være en fordel, at tracéet placeres på private matrikler. 1.5 Myndigheder 1.5.1 Forhold til anden lovgivning Projektet er omfattet af VVM bekendtgørelsen, og skal derfor anmeldes til kommunen. 1.5.2 Normer og standarder Projektet udføres efter relevante normer og standarder, og arbejdet udføres efter almindelige etablerings- og anlægsprincipper. Afhængigt af de lokale forhold vurderer vejmyndigheden, om der skal stilles særlige krav i forbindelse med anlægsarbejdet.

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 9-37 2. ANLÆGSBESKRIVELSE 2.1 Anlæggets hoveddisposition 2.1.1 Udstrækning I bilag 1 er vist det fjernvarmeforsynede område med de distributionsledninger, større stikledninger og bebyggelser, der er omfattet af projektforslaget. Samtidig er vist de eksisterende fjernvarmeledninger, som tilhører Vestforbrænding, Holte Fjernvarme, DTU og DTU-HF i de tilgrænsende områder, herunder projektforslag B1, der er godkendt iht. tidligere projektforslag. Desuden er vist placering af energiproducerende anlæg og større områder for ny bebyggelse. 2.1.2 Kapacitet og belastningsforhold Det samlede potentielle varmebehov, som er omfattet af projektforslaget for konvertering og forsyning af ny bebyggelse, er som vist i tabel 1-1 anslået til 124 GWh primært på grundlag af faktiske energiforbrug, der fremgår af de nyeste oplysninger fra HMN og energidata i BBR samt oplysninger fra kunderne. I nedenstående tabel er redegjort for det forventede varmebehov og kapacitetsbehov inkl. et beregnet nettab på 4 % for projektforslagets fjernvarmeområder, som det vil være i 2035 ved 97 % tilslutning og 0 % besparelse. Omr. Forudsat tilslutning og salg i slutår Tilslutning 97% Besparelse 0% nr. Vestforbrænding Årssalg Årsprod. An kunder An net Grundlast Benyttelsestid, timer 2.000 3.000 5.000 Områder MWh MWh MW MW MW 1 15A Rørdamshave 1.350 1.388 0,7 0,5 0,3 2 1A 1.234 1.273 0,6 0,4 0,3 3 1B 224 232 0,1 0,1 0,0 4 3A 14.624 15.000 7,3 5,0 3,0 5 3B + 3C 5.766 5.996 2,9 2,0 1,2 6 4A Virum, zone 0,1,2,3 24.290 25.132 12,1 8,4 5,0 7 5A + 5B + 5i 14.201 15.157 7,1 5,1 3,0 8 12A Ravnholm, Lundtofte øst 10.633 10.938 5,3 3,6 2,2 9 17+12D Traceet Kom. Plan til.14/2013 0 136 0,0 0,0 0,0 10 6A Sorgenfri Slot mv 1.993 2.412 1,0 0,8 0,5 11 7A 11.059 11.519 5,5 3,8 2,3 12 8A Lyngby Stadion mv 7.824 8.096 3,9 2,7 1,6 13 9C Bondebyen syd 611 627 0,3 0,2 0,1 14 12B Ravnholm og Lundtofte vest 27.277 27.795 13,6 9,3 5,6 15 DTU-HF VF samkøring 0 0 0,0 0,0 0,0 1-14 I alt uden samkøring 121.086 125.699 61 42 25 Tabel 2-1 Kapaciteter ved slutudbygning Projektets fjernvarmenet og kundeinstallationer udlægges efter det potentielle varmebehov ved 100% tilslutning, medens økonomiske analyser, og beregning af spidslastbehov baseres på det forventede varmebehov, som vist i tabellen ovenfor. I basisforudsætningerne dimensioneres nettet til det aktuelle varmebehov. Desuden indgår ekstra investeringer i de yderste grene af nettet på 3 mio.kr for at forberede hovedstrukturen i fjernvarmenettet til, at det umiddelbart kan udvides til resten af ejendommene i kommunen, hvis det skulle blive aktuelt på lang sigt.

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 10-37 Der er her tale om en beskeden omkostning til opdimensionering, som i øvrigt kan spare driftsudgifter i projektet. Ved fortætning af den eksisterende bygningsmasse vil bebyggelsesgraden øges, ældre bygninger vil blive erstattet af nye bygninger med større areal, men med mindre specifikt varmebehov og lavere returtemperatur. Desuden vil nettotilvæksten i ny bebyggelse formentlig ikke overstige den forudsatte besparelse for den eksisterende bygningsmasse. Derfor antages det, at fjernvarmenettet vil have kapacitet til også at kunne forsyne ny bebyggelse i området. Der er således umiddelbart behov for at levere 42 MW til området, der konverteres til fjernvarme, på den koldeste dag, når 97 % af kunderne er tilsluttet. Tilsvarende er den optimale dækning med grundlast og mellemlast ca. 25 MW. På diagrammet nedenfor er vist, hvordan projektforslag B2 principielt er koblet sammen med projektforslag B1 og de øvrige godkendte anlæg. Der er her vist den første af 3 varianter, som er belyst i projektforslag B1. Forsyningen af område 12 B Ravnholm og Lundtofte Vest, som kan ske på to forskellige måder, (enten via en ledning fra Lyngby Stadion eller via en ledning fra varmecentralen på Hempelgrunden), er ikke vist i diagrammet.

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 11-37 NORFORS 12 MW DTU-HF 33 MW GAS MØLLEÅVÆRKET DC 30 MW KV 15 MW AKK V 30 MW 9 MW 7 MW GAS 33 MW GAS 6 bar <95 C T 60 MW 30 MW HF 100 GWh 16 bar <105 C VF VF 0,5 MW OV M 5 MW VP 5 MW GAS (5 MW) VP DTU 51 GWh M 10 MW EK VF 15 MW EK 16 bar <105 C 5 MW VP Novozymes og Traceet VF VF Etape B2 Virum/Sorgenfri KV: Kraftvarmeanlæg AKK: Akkumuleringstank T: Tryksektionering M: Måler V: Veksler EK: Elkedel VP: Varmepumpe Rød indikerer projektforslag Lyserød indikerer andet projektforslag VF Etape A Kgs. Lyngby Trongårdsskolen Figur 2-1 Illustration af B2 i samspil med B1 og øvrige godkendte anlæg

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 12-37 I nedenstående tabel er angivet, hvordan det samlede kapacitetsbehov på 100 MW i projektforslag B1+B2 inkl. DTU-HF foreslås dækket i projektforslagene. Desuden vises det kapacitetsbehov, der indgår i B1. Behov for kapacitet til net Etape B1+B2 MW 100 Eksisterende spidslast udnyttes HF afbrydelige kedler lokale kedler 100.000 MWh MW 33 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 DC Akkumuleringstank til døgnudjævning 10% af maks i LTK+Holte MW 11 Eksisterende spidslastkapacitet, der kan udnyttes MW 100 Behov for ny spidslastkapacitet i projektforslag MW 0 Behov for spidslast til etape A 47 MW MW 47 Eksisterende spidslast fra VF til LTK 10 MW MW 10 Behov for yderligere spidslast i etape A MW 37 Ny spidslast i projektforslaget VF Ny spidslast Eremitageparken 5,0 MW 1,0 MW 5 VF 3 Elkedler i Virum-Sorgenfri 15 MW 1,0 MW 15 DC/DTU Spidslast elkedler 10 MW 1,0 MW 10 Mølleåværket røggaskondens VP 0,53 MW 1,0 MW 1 Mølleåværket spildevandsvarmepumpe 4,70 MW 1,0 MW 5 Fjernkølevarmepumpe marginalt 5,00 MW 1,0 MW 5 Ny spidslastkapacitet i alt MW 40 Manglende ekstra kapacitet i LTK efter projekt MW -3 DTU aftag ved maks ved benyttelsestiden 2.500 timer MW 20 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 Samlet maks kapacitet fra DTU-HF,DC og Mølleåværket til nettet ved typisk vinterdag MW 75 Tabel 2-2 Oversigt over spidslastkapacitet i B1 og B2 Behov for kapacitet til net Etape B1 MW 58 Eksisterende spidslast udnyttes HF afbrydelige kedler lokale kedler 100.000 MWh MW 33 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 7 MW 1,0 MW 7 DC Akkumuleringstank til døgnudjævning 10% af maks i LTK+Holte MW 7 Eksisterende spidslastkapacitet, der kan udnyttes MW 88 Behov for ny spidslastkapacitet i projektforslag MW -30 Behov for spidslast til etape A 47 MW MW 47 Eksisterende spidslast fra VF til LTK 10 MW MW 10 Behov for yderligere spidslast i etape A MW 37 Ny spidslast i projektforslaget VF Ny spidslast Eremitageparken 5,0 MW 0,0 MW 0 VF 3 Elkedler i Virum-Sorgenfri 15 MW 0,0 MW 0 DC/DTU Spidslast elkedler 10 MW 0,0 MW 0 Mølleåværket røggaskondens VP 0,53 MW 1,0 MW 1 Mølleåværket spildevandsvarmepumpe 4,70 MW 1,0 MW 5 Fjernkølevarmepumpe marginalt 5,00 MW 1,0 MW 5 Ny spidslastkapacitet i alt MW 10 Manglende ekstra kapacitet i LTK efter projekt MW -3 DTU aftag ved maks ved benyttelsestiden 2.500 timer MW 20 DTU aftag ved maks ved benyttelsestiden 3.000 timer MW 17 Samlet mak. kapacitet fra DTU tryksektionering til nettet typisk vinterdag, 50% last MW 39 Samlet maks kapacitet fra DTU-HF,DC og Mølleåværket til nettet ved typisk vinterdag MW 55 Tabel 2-3 Oversigt over spidslastkapacitet i B1

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 13-37 Forskellen mellem tallene i tabellerne viser den yderligere spidslastkapacitet, der forudsættes tilvejebragt for at forsyne områder med gaskonvertering med i alt 42 MW i projektforslag B2. Det drejer sig om følgende: DTU kraftvarmeværk, yderligere Akkumuleringstanken, yderligere Eremitageparken Elkedel i Virum Sorgenfri Elkedel på DTU I alt 8 MW 4 MW 5 MW 15 MW 10 MW 42 MW Det ses også, at den maksimale kapacitet, der med de forudsatte kapaciteter, skal kunne leveres fra DTU-HF mod syd gennem samkøringsforbindelsen en typisk vinterdag, er 75 MW. Denne kapacitet kan kun leveres ved en fremløbstemperatur 95 grader. Derfor vil der være kapacitetsbegrænsninger i hovedledningen fra DTU gennem området ved Fortunen, hvor der er anlagt en DN350 i projektforslag A. Derfor planlægges to alternative ledningsføringer: Kun ledning mod syd: Der etableres en DN400 samkøringsforbindelse i B1, som kan overføre kapaciteten ved 40 graders afkøling og forhøjet vandhastighed svarende til 25 mm/m. Ringledning nord om DTU: Der planlægges en DN350 samkøringsforbindelse i B1 og en DN200 ledning fra Hempelgrunden mod vest til område 7A i B2, så de to ledninger tilsammen kan overføre kapaciteten med forhøjet vandhastighed. Den samlede investering er stort set ens i de to alternativer. Vestforbrænding og DTU-HF vil således i forbindelse med projektforslag B1 vurdere, om der kan etableres en mindre samkøringsforbindelse fra varmecentralen på Hempelgrunden til forsyningsområdet vest for centralen som alternativ til projektforslagets hovedledning fra Lyngby Stadion mod nord. Ved en sådan ekstra forbindelse vil kapaciteten i den store samkøringsforbindelse blive aflastet, og dimensionen kan som nævnt sænkes fra DN400 til DN350. 2.1.3 Valg af spids- og reservelastkapacitet Der er som vist ovenfor lagt vægt på, at den primære spidslastkapacitet til hele Lyngby kommer fra de eksisterende anlæg, der ejes af DTU-HF og DC. Denne kapacitet er til rådighed uden ekstra investeringer i forhold til referencen, da anlæggene benyttes endog mere i referencen. Der er derfor ikke i samfundsøkonomien indregnet beløb til vedligeholdelse og reinvesteringer i disse anlæg, da de beløb, der måtte være, er ens i projekt og reference. I selskabsøkonomien er indregnet, at Vestforbrænding betaler leje, så parterne deles om at dække vedligeholdelsesomkostninger og eventuelle reinvesteringer, som ellers også ville skulle afholdes i referencen. Disse kapaciteter vil kunne udnyttes som reserve ved udfald af største enhed i Vestforbrænding s områder syd for LTK, ligesom VF vil kunne levere 30 MW mod LTK og DTU-HF som reserve ved udfald af største enhed på DTU. Området øst for motorvejen forsynes iht. projektforslag B1 via en underboring mellem Novozymes og DTU. Derved erstattes den underføring ved Trongårdskolen, der var planlagt i etape A. Da der bør være reserve for områder, der forsynes via en sådan underføring, planlægges en mindre reservekapacitet på Eremitageparken i dette projektforslag B2, idet den eksisterende kedel og evt. også gasmotoren kan bevares. Der skal blot etableres en ny brænder, som kan overholde miljøkravene, og veksleren skal udformes, så forsyningen kan vendes i tilfælde af, at der bliver behov for reserve- eller spidslastkapacitet.

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 14-37 Virum-Sorgenfri forsynes fra en lang transmissionsledning, og den maksimale kapacitet i området er 20 MW. Derfor planlægges i alt 15 MW reservekapacitet i området fordelt på 1-3 elkedler. Disse skal primært yde reservekapacitet, men vil også kunne producere i perioder med meget lave elpriser og få indtægter på regulerkraftmarkedet. Sidstnævnte er dog ikke medregnet i økonomien. Der er flere muligheder for at placere elkedler alt afhængig af elnettet, fjernvarmenettet og de boilerrum, der bliver ledige efter konvertering. Efter samråd med eldistributøren Radius anbefales i projektforslaget, at der etableres en op til 15 MW elkedel ved Geelsgårdskolens LKV anlæg, når der er behov for det og, at den tilsluttes 10 kv som A-kunde. Derved kan regnes med A- kundetarif, og elprisen vil i samfundsøkonomien være lig med nordpoolprisen. Til gengæld skal betales for 3 km 10 kv kabel, som Radius vil etablere. Elkedlen vil kunne tilsluttes som afbrydelig elkunde og samtidig opfylde sin funktion som reservecentral, da det er meget usandsynligt, at en afkobling bliver på mere end 24 timer i træk og samtidig med et muligt havari af hovedforsyningen til Virum-Sorgenfri. Der er imidlertid flere muligheder for at opdele kapaciteten på 2 eller flere enheder på andre lokaliteter. Spidslastfunktionen af elkedler skal ses i sammenhæng med kraftvarmeværket, som med stor sandsynlighed vil skulle levere maksimal varmeproduktion på 30 MW med økonomisk fordel i perioder med meget høje elpriser, hvor elkedlerne ikke bør producere eller vil blive afkoblet. Vestforbrænding vil planlægge den præcise placering af elkedler i Virum-Sorgenfri i samarbejde med Radius og ejere af større varmecentraler, hvortil der er etableret el-net med tilstrækkelig kapacitet, eksempelvis til LKV-anlæg. 2.1.4 Forsyningssikkerhed Området planlægges forsynet med samme forsyningssikkerhed som Vestforbrændings øvrige områder. Der er således taget højde for, at der er en høj reservekapacitet i områder, der forsynes af ledninger, som ikke kan bringes i drift indenfor 24 timer ved et brud, eksempelvis ledninger, der krydser et større trafikanlæg. Der er også i kraft af forsyningsstrukturen taget højde for, at kunder, der bidrager med egen kapacitet, også har krav på første prioritet i tilfælde af nedbrud. Hvis der skulle ske et større nedbrud og mangle mere kapacitet end der er til rådighed, vil DTU eksempelvis blive forsynet 100 % og kun den aktuelle overskydende kapacitet sendt til nettet. Tilsvarende vil HF have 100 % reserve med egne kedler, som ikke kan levere til nettet. I tilfælde af et større nedbrud af fjernvarmen i LTK, vil Vestforbrænding fra boosterpumpestationen i Gladsaxe kunne levere 20 MW mere til LTK end de 10 MW, der er forudsat. I tilfælde af et større nedbrud af fjernvarmen fra Lyngby centrum mod Virum Sorgenfri, vil dette område have reservekapacitet på mindst 75 % af det maksimale behov. I tilfælde af nedbrud af ledningen under motorvejen, vil Eremitageparken kunne levere en del af kapaciteten til området. De centrale dele af Kgs. Lyngby vil på en gennemsnitsdag kunne blive forsynet fuldt ud enten fra tryksektioneringen på DTU eller fra Vestforbrænding. Dette indebærer, at der som minimum vil være varmeproduktionskapacitet til rådighed til forsyning af kunderne i den dimensionerende situation, som er defineret ved udetemperatur -12 0 C, vindhastighed 11m/s og overskyet. Hvis der er meget høje elpriser de koldeste dage, kan det blive problematisk at forlade sig på elkedlerne i Sorgenfri ved normal drift. I denne situation er der imidlertid stor sandsynlighed for,

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 15-37 at DTU kraftvarmeværk udnytter de høje elpriser til at producere el med tilhørende 30 MW varme til nettet (ud over den kapacitet, der er regnet med). Denne ekstra varme vil kunne erstatte den samlede elkedelkapacitet, fordelt med 10 MW på DTU og 15 MW i Virum-Sorgenfri. Denne kapacitet på 15 MW vil kunne overføres til Virum-Sorgenfri ud over kapaciteten til Kgs. Lyngby, da ledningen fra Fortunen til afgreningen mod Virum-Sorgenfri er opdimensioneret til DN350. I den strategiske energiplan blev der peget på, at nogle af de største blokvarmecentraler kunne indgå som afbrydelige kunder og udbygges til at levere spidslast og reservelast til nettet. Det har imidlertid vist sig, at dette ikke er hensigtsmæssigt, selv på de to største centraler, Sorgenfrivang I og II. Den største central, der forsyner højhusene, planlægges nedlagt, når fjernvarmeforsyning er mulig. 2.2 Tekniske specifikationer 2.2.1 Dimensionering Hele nettet anlægges som et varmtvandsnet med maksimal temperatur på 110 grader, med et maksimalt tryk på 16 bar og med vekslerinstallation mellem fjernvarmenettet og kundernes anlæg. Ved dimensioneringen af nettet er der som udgangspunkt anvendt en benyttelsestid på 2.000 timer an kunder og 3.000 timer for hovedledningsnettet. Dimensioner af stik skal dog vurderes individuelt. For erhvervsvirksomheder med stort ventilationsbehov er der dog regnet med 1.500 timer. Ved dimensioneringen af nødvendig spids-/reservelastkapacitet er der antaget en benyttelsestid på 3.000 timer. Projektforslagets investeringsoversigt i ledningsnet og understationer er baseret på, at nettet er dimensioneret til det maksimale varmemarked i projektforslaget. Der er forudsat en afkøling på 40 grader, eksempelvis med 95 grader i fremløb og 55 grader i returløb. Kapaciteten fra tryksektioneringen vil kun kunne overføres ved en temperatur på 95 grader, men der vil være mulighed for at hæve fremløbstemperaturen til 105 grader på øvrige enheder, når der er behov for det, eksempelvis for at øge kapaciteten i transmissionsledningen fra Vestforbrænding til Lyngby. På længere sigt ventes returtemperaturen at falde hvorved det, alt andet lige, bliver muligt at sænke fremløbstemperaturen tilsvarende eller tilslutte flere kunder til samme ledning. I projektforslaget indgår et forslag om, at nogle af de yderste ledninger kan opdimensioneres, så der er kapacitet til, at der kan overføres grundlast til alle villaområderne på lang sigt. Ved denne dimensionering er derfor regnet med en afkøling på 50 grader, og det er forudsat, at der kan etableres en boosterpumpe på hovedledningen i Sorgenfri. Nettet er således dimensioneret for to alternativer: Det dimensioneres til kun at forsyne de kunder, der indgår i projektforslaget med en afkøling på 40 grader Det dimensioneres, så hovedledningerne til den centrale del Lyngby og Virum-Sorgenfri er forberedt til, at alle bygninger i LTK skal kunne forsynes med fjernvarme på længere sigt, når returtemperaturen er reduceret, dog således, at halvdelen af det ekstra varmebehov dækkes med lokal spidslast. Prisen for at opdimensionere ledningen er som nævnt ovenfor 3 mio.kr i B2, men denne forhåndsinvestering vil med stor sandsynlighed medføre større besparelser i investeringer på længere sigt. Heri er taget højde for, at der allerede er sket en vis opdimensionering i B1 og, at ledningen mod Geelsgårdskolen er opdimensioneret med en dimension for at kunne aftage kapaciteten fra den planlagte elkedel. Vestforbrænding anbefaler, at projektforslaget godkendes med opdimensionering for derved at imødekomme den langsigtede energipolitiske målsætning, jf. den Strategiske Energiplan for LTK

Varmebehov GWh PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 16-37 og dermed spare samfundet for omkostninger til spidslast og forstærkningsledninger på længere sigt. 2.2.2 Materialevalg og konstruktionsprincipper Ledningsnettet udføres i et præisoleret rørsystem, der lever op til kravene i EN 253. Der vælges twinrør for mindre dimensioner, hvor det er fordelagtigt. 2.3 Projektets gennemførelse 2.3.1 Tidsplan Tidsplanen anslås til følgende: September 2016 Oktober 2016 Januar 2017 Februar 2017 Projektforslaget sendes endeligt til LTK Projektforslag behandles og sendes i høring Projektforslag behandles Projektstart Ledningsanlæg afsluttes senest efter 5 år i 1922. Ledningsanlæg etableres kun, hvis der er en starttilslutning på mindst 40 %. Hvis dette ikke nås inden 2022 for et område, bortfalder projektforslaget for dette område, og der skal udarbejdes et nyt projektforslag. Kurven nedenfor viser den forudsatte tilslutningstakt og det forudsatte varmebehov for områdets kunder. Det antages ud fra erfaringer, at de større kunder tilsluttes fra starten og, at de sidste små kunder først vil være tilsluttet i 2026, ligesom det forudsættes, at 3 % af varmebehovet, der skulle konverteres, ikke tilsluttes indenfor tidshorisonten. Den detaljerede tidsplan for, hvornår investeringerne starter i hvert område, og hvor hurtigt det forventes udbygget, fremgår af beregningsbilaget. Samkøringsforbindelsen mellem Vestforbrænding og DTU-HF samt tryksektioneringen, der er inkluderet i projektforslag B1, anlægges sommeren 2017, så samkøringen er klar inden december 2017. Denne samkøring danner grundlag for, at projektforslag B2 kan etableres. 140 120 100 80 60 40 20 0 Ikke tilsluttet fjernvarmen Fjernvarme fra Vestforbrænding 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 Figur 2-2 Udvikling i varmebehov og tilslutningstakt Udbygningen tilrettelægges strategisk, så de største kunder, som det er mest fordelagtigt at tilslutte, tilsluttes de første år.

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 17-37 2.3.2 Anlægsudgifter for projektforslaget I de følgende to tabeller er vist anlægsudgifterne i prisniveau 2016 og ekskl. moms for begge projektforslag B1 og B2 samlet inkl. opdimensionering af nettet samt for projektforslag B2 alene. Investeringer B1+B2 Fordelt i projektforslag Fordeling I alt VF DTU-HF Mølleåv DC Kunder Fjernvarmenet ekskl. samkøringsforbindelse 1000 kr 205.570 205.570 Stik maksimal 1000 kr 21.464 21.464 Samkøringsledning VF til DTU-HF 1000 kr 12.587 12.587 Net og stik i alt, inkl. samkøringsforbindelse 1000 kr 239.622 239.622 0 0 0 Brugerinvesteringer maksimal alle 1000 kr 43.927 43.927 Afpropning realiseret 1000 kr 875 875 Brugerinvesteringer realiseret inkl afprop 44.802 44.802 0 0 0 Tryksektionering DTU-HF på DTU (reserve evt. veksler m1000 kr 12.000 0 12.000 VF opdim DN350 etape A minus sparet 350m DN200 1000 kr 2.700 2.700 VF opdimensionering i Vadstrupvej til DN200 1000 kr 0 0 VF opdimensionering af shunt til 60 MW 1000 kr 500 500 VF Afsat beløb i etape A 1000 kr 0 0 VF Ny spidslast Eremitageparken 1000 kr 5.000 5.000 VF 3 Elkedler i Virum-Sorgenfri 1000 kr 15.000 15.000 DC/DTU Spidslast elkedler 1000 kr 8.000 0 8.000 Manglende/ekstra spidslast 1000 kr -3.290-3.290 Mølleåværket røggaskondens VP 1000 kr 6.973 6.973 -Energisparetilskud til røggaskond. 1000 kr -2.500-2.500 Mølleåværket spildevandsvarmepumpe 1000 kr 29.000 29.000 -Energisparetilskud til VP 1000 kr -4.800-4.800 Fjernkølevarmepumpe marginalt 1000 kr 5.000 5.000 400 m DN200 til DTU-HF transmissionsledning 1000 kr 3.000 3.000 400 m DN200 til fra VP til gasmotorbygning 1000 kr 3.000 3.000 DC, DTU-HF og Vestforbrænding, SRO mv.. 1000 kr 3.000 3.000 Øvrige investeringer i alt 1000 kr 82.582 33.910 12.000 28.673 8.000 Netto investeringer for alle 1000 kr 367.006 318.334 12.000 28.673 8.000 Kompensation iht. Projektbekendtgørelsen. 1000 kr 2.126 2.126 I alt inkl. Kompensation 1000 kr 369.133 320.460 12.000 28.673 8.000 Fradag af kundeinstallationer 1000 kr -43.927-43.927 I alt uden kundeinstallationer 1000 kr 325.206 276.533 12.000 28.673 8.000 43.927 VF investerer i kundeinstallationer over 40 MWh 1000 kr 33.386 33.386-33.386 VF stikledningsbidrag fra kunder under 40 MWh 1000 kr -1.200-1.200 1.200 VF modtager byggemodningsbidrag 1000 kr -31.098-31.098 31.098 I alt inkl. Medfinansiering fra kunder 1000 kr 326.294 277.621 12.000 28.673 8.000 42.839 Tabel 2-4 Oversigt over investeringer og finansiering i B1 og B2 samlet

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 18-37 Investeringer B2 Fordeling I alt VF DTU-HF Mølleåv DC Kunder Fjernvarmenet ekskl. samkøringsforbindelse 1000 kr 185.627 185.627 0 0 0 0 Stik maksimal 1000 kr 16.580 16.580 0 0 0 0 Samkøringsledning VF til DTU-HF 1000 kr 0 0 0 0 0 0 Net og stik i alt, inkl. samkøringsforbindelse 1000 kr 202.207 202.207 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Brugerinvesteringer maksimal alle 1000 kr 38.030 38.030 0 0 0 0 Afpropning realiseret 1000 kr 875 875 0 0 0 0 Brugerinvesteringer realiseret inkl afprop 38.905 38.905 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Tryksektionering DTU-HF på DTU (reserve evt. veksler m1000 kr 0 0 0 0 0 0 VF opdim DN350 etape A minus sparet 350m DN200 1000 kr 0 0 0 0 0 0 VF opdimensionering i Vadstrupvej til DN200 1000 kr 0 0 0 0 0 0 VF opdimensionering af shunt til 60 MW 1000 kr 0 0 0 0 0 0 VF Afsat beløb i etape A 1000 kr 0 0 0 0 0 0 VF Ny spidslast Eremitageparken 1000 kr 5.000 5.000 0 0 0 0 VF 3 Elkedler i Virum-Sorgenfri 1000 kr 15.000 15.000 0 0 0 0 DC/DTU Spidslast elkedler 1000 kr 8.000 0 0 0 8.000 0 Manglende/ekstra spidslast 1000 kr -305-305 0 0 0 0 Mølleåværket røggaskondens VP 1000 kr 0 0 0 0 0 0 -Energisparetilskud til røggaskond. 1000 kr 0 0 0 0 0 0 Mølleåværket spildevandsvarmepumpe 1000 kr 0 0 0 0 0 0 -Energisparetilskud til VP 1000 kr 0 0 0 0 0 0 Fjernkølevarmepumpe marginalt 1000 kr 0 0 0 0 0 0 400 m DN200 til DTU-HF transmissionsledning 1000 kr 0 0 0 0 0 0 400 m DN200 til fra VP til gasmotorbygning 1000 kr 0 0 0 0 0 0 DC, DTU-HF og Vestforbrænding, SRO mv.. 1000 kr 0 0 0 0 0 0 Øvrige investeringer i alt 1000 kr 29.695 19.695 2.000 0 8.000 0 0 0 0 0 0 0 Netto investeringer for alle 1000 kr 270.808 260.808 2.000 0 8.000 0 Kompensation iht. Projektbekendtgørelsen. 1000 kr 2.126 2.126 0 0 0 0 I alt inkl. Kompensation 1000 kr 272.934 262.934 2.000 0 8.000 0 Fradag af kundeinstallationer 1000 kr -38.030-38.030 0 0 0 0 I alt uden kundeinstallationer 1000 kr 234.904 224.904 2.000 0 8.000 38.030 VF investerer i kundeinstallationer over 40 MWh 1000 kr 33.386 33.386 0 0 0-33.386 VF stikledningsbidrag fra kunder under 40 MWh 1000 kr -1.200-1.200 0 0 0 1.200 VF modtager byggemodningsbidrag 1000 kr -19.304-19.304 0 0 0 19.304 I alt inkl. Medfinansiering fra kunder 1000 kr 247.786 237.786 2.000 0 8.000 25.148 Tabel 2-5 Oversigt over investeringer og finansiering i B2 Forskellen mellem tal i de to tabeller er således de tilsvarende data for projektforslag B1, som fremgår af projektforslag B1. Investeringer, som er angivet med 0 i tabellen ovenfor men har en værdi i tabel 2-4, er således med i projektforslag B1. Det bemærkes, at fordelingen af finansieringen endnu ikke er endelig aftalt.

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 19-37 3. VURDERING AF PROJEKTET Siden varmeplanen for LTK blev udarbejdet for snart 35 år siden, er mange forhold ændret, som betyder, at det bør overvejes, at revurdere planerne og justere områdeafgrænsningen mellem fjernvarme og naturgas. Der kan bl.a. peges på følgende forhold: Vestforbrænding havde, da varmeplanen blev udarbejdet, ikke overskydende affaldsvarme i vinterhalvåret, men har nu (på grund af stigende affaldsmængder til forbrænding og øget brændværdi) overskydende affaldsvarme hele året. Denne sælges til CTR og VEKS Der er siden Avedøreværkets blok 2 (AVV2) blev etableret kraftvarmekapacitet til rådighed, især i den vestlige del af CTR-VEKS systemet. Det er reelt denne varme, som (netto) bruges til at forsyne de nye kunder i Lyngby-Taarbæk Kommune. Vestforbrænding har etableret røggaskondensering og planlægger yderligere røggaskondensering. Vestforbrændings kunder har sparet på varmen, og returtemperaturen sænkes, så der i de kommende år vil være overskydende kapacitet i Vestforbrændings forsyningsledninger. I områder med ny tæt lav bebyggelse, der kan forsynes fra eksisterende fjernvarmeområder, viser det sig, at fjernvarmen fra Vestforbrænding er mere samfundsøkonomisk fordelagtig end naturgasforsyning med en intern forrentning over 4 %, ligesom fjernvarmen er mere samfundsøkonomisk fordelagtig end varmepumper til typisk nyt lavenergibyggeri, der etableres som tæt lav bebyggelse eller tættere. Danmark har en udfordring med at reducere CO 2 emissionen udenfor kvotemarkedet. En af de mest effektive måder at reducere CO 2 udslippet på er at konvertere fra naturgaskedler til fjernvarme, når det kan ske med relativt små investeringer i tilslutning af nye kunder. Det er tilfældet i det aktuelle projektforslag. Da Danmark har indgået en bindende aftale med EU om at reducere denne emission kan det meget vel vise sig, at projektforslaget har en væsentlig større samfundsøkonomisk gevinst. Der regnes således med en pris på emission udenfor kvotemarkedet. I energiaftalen af 22. marts 2012 er der opnået bred enighed om, at Danmark skal være uafhængig af fossile brændsler inden 2050. Energistyrelsens analyser bekræfter, at der bliver behov for at udbygge fjernvarmeforsyningen primært i områder i tilknytning til eksisterende fjernvarme. Derved er projektforslaget meget aktuelt, da det bidrager til at nå målsætningen på lang sigt på den mest samfundsøkonomiske måde. Indtil videre er det imidlertid ikke samfundsøkonomisk fordelagtigt at forsyne de større villaområder med fjernvarme med de givne rammebetingelser. Derfor er projektforslaget afgrænset, så det så vidt muligt ikke inkluderer villaområder.

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 20-37 3.1 Driftsforhold De nye forbrugere vil modtage fjernvarme fra Vestforbrænding på lige fod med de eksisterende forbrugere i forsyningsområdet. Vestforbrænding vil selv producere den ekstra varmeleverance til dækning af mersalget og varmetabet i de nye ledninger. Det betyder, at der bliver et tilsvarende mindre salg af overskydende varme til CTR og VEKS. Nedenfor vises resultatet af lastfordelingen for projektforslag B, opdelt på B1 og B2. Etape A plus reference for projektforslaget MW timer MWh % 30 MW DTU Gas CC i 17% af timerne mellemlast 5,1 0 0 0% Norfors, sommerlast 12,0 2.833 34.000 8% Overskudsvarme fra slamforbrænding 0,0 Produktion fra DTU varmepumpe fra fjernkøling 0,0 3.000 0 0% 50 MW Elkedler i 17% af timerne 0,0 Gaskedler til rest, primært DTU-HF 117.000 27% DTU-HF i referencen 151.000 35% Individuelle varmepumper til ny bebyggelse 25.157 6% Individuelle gaskedler, der konverteres 117.319 27% Marked, der kan fjernvarmeforsynes 142.476 33% VF etape A 40,0 3.500 140.000 32% Etape A plus reference for projektforslag, i alt 433.476 100% Projektforslag med etape A MW timer MWh % 30 MW DTU Gas CC i 17% af tiden 5,1 0 0 0% Norfors, sommerlast 12,0 4.000 48.000 11% Overskudsvarme fra slamforbrænding 0,53 8.753 4.621 1% Spildevandsvarmepumpe og fjernkøl 9,70 4.000 38.800 9% 25 MW Elkedler i 17% af timerne 25 400 10.000 2% VF, grundlast overskud efter etape A 40,0 6.000 240.000 55% Gaskedler til rest 40,2 2.422 97.416 22% Projektforslag med etape A 133 3.311 438.837 100% Spidslast i A og projektforlag i alt 120,6 3.640 97.416 22% Grundlast i A og projektforslag i alt 80,3 4.250 341.421 78% Projektforslag marginalt ift etape A MW timer MWh % 30 MW DTU Gas CC i 17% af tiden 5,1 0 0 0% Norfors, sommerlast 12,0 4.000 48.000 16% Overskudsvarme fra slamforbrænding 0,53 8.753 4.621 2% Spildevandsvarmepumpe og fjernkøl 9,70 4.000 38.800 13% 25 MW Elkedler i 17% af timerne 25,00 400 10.000 3% VF, grundlast overskud efter etape A 40,00 2.500 100.000 33% Gaskedler til rest 40,23 2.422 97.416 33% Projektforslag inkl. DTU-HF 133 2.254 298.837 100% Spidslast i projektforlslag i alt 120,56 2.479 97.416 33% Grundlast i projektforslag fra VF samt overskudsvarme 80,33 1.900 152.621 51% Varmepumper og elkedler i projektforslag 48.800 16% I alt 298.837 100% Tabel 3-1 Oversigt over lastfordeling i projektforslag B1 +B2 og i reference

MW PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 21-37 I projektforslag B1 er vist en tilsvarende tabel og nedenfor er vist forskellen mellem det samlede projektforslag B1+B2 og projektforslag B1, som svarer til den marginale produktion til B2. Marginal lastfordeling for B2 B1 B1+B2 Marginal B2 MWh MWh MWh % 30 MW DTU Gas CC i 17% af tiden 0 0 0 0% Norfors, sommerlast 48.000 48.000 0 0% Overskudsvarme fra slamforbrænding 4.621 4.621 0 0% Spildevandsvarmepumpe og fjernkøl 24.250 38.800 14.550 12% 25 MW Elkedler i 17% af timerne 0 10.000 10.000 8% VF, grundlast overskud efter etape A 60.000 100.000 40.000 32% Gaskedler til rest 36.434 97.416 60.982 49% I alt 173.305 298.837 125.532 100% Tabel 3-2 Oversigt over den marginale lastfordeling til B2 set i forhold til B1. Lastfordelingen er beregnet ved simuleringer af produktionen i systemet EnergiPro time for time, hvor meget varme der marginalt set leveres ekstra til etape B1 og B2 i forhold til den varme, der leveres til etape A ved fuld udbygning. Der er i referencen og i projektforslaget set bort fra, at kraftvarmeværket på DTU kan producere varme i perioder, hvor elprisen er meget høj. Det er også en forudsætning, at der er varme i CTR-VEKS systemet til rådighed til den samfundsøkonomiske pris i de perioder, hvor Vestforbrænding leverer ekstra varme til etape B2. På varighedskurven nedenfor visualiseres lastfordelingen, dels i referencen for DTU-HF, dels for projektforslag B1 og B2 Skematisk Varighedskurve for udbygning af B1 og B2 160 140000 MWh VF etape A 140 120 291000 MWh +DTU-HF samkøring B1 uden ny bebyggelse 316000 MWh + tilslutning af ny bebyggelse i B1 i 2025 440000 MWh + B2 konvertering + ny øvrig bebyg. 100 80 4 MW elkedler i gennemsnit fra 25 MW installeret effekt 10 MW Mølleåværket spildevandsvarmepumpe og fjernkøl 60 43 MW VF 40 20 12 MW Affaldsvarme fra Norfors 48.000 MWh Overskudsvarme slam 5.000 MWh 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 Timer Figur 3-1 Varighedskurve for projektforslaget Forskellen mellem den grønne og den blå kurve er markedstilvæksten ved at udbygge med projektforslag B2.

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 22-37 Her ses, hvordan den marginale lastfordeling medfører øget levering fra Vestforbrænding og øget produktion fra varmepumper og elkedler. 3.2 Samfundsøkonomi og miljøvurdering 3.2.1 Projektforslaget De samfundsøkonomiske beregninger er i dette projektforslag baseret på Energistyrelsens forudsætninger af 25. april 2016, suppleret med notat om variable elpriser. Der er taget højde for, at den marginale varmepris, der er beregnet i et samarbejde mellem VEKS og HMN, er lavere end hidtil. Den samlede pris for et normalt årsforbrug er 265 kr/mwh i beregningspriser, idet værdien af el fra de store biomassefyrede kraftvarmeværker er ansat til nordpoolprisen i Energistyrelsens forudsætninger. I dette projektforslag aftages ikke et normalårsprofil, men en profil med størst afsætning i overgangsperioderne forår og efterår, se varighedskurven. Det er anslået, at den marginale pris på den varme, der er til overs primært i overgangsperioderne, hvor Vestforbrænding marginalt set leverer varme til projektforslaget, er 198 kr/mwh. Vestforbrænding afventer, at VEKS får beregnet en pris ud fra samme forudsætninger for værdien af varme og el fra biomassekraftvarmeværkerne. Vestforbrænding vil imidlertid sætte spørgsmål ved, om dette er en rimelig antagelse. Ud fra en helt overordnet samfundsmæssig betragtning om, at elproduktionen skal blive CO2 neutral i en passende takt ved at udbygge med havvindmøller og biomassebaseret el, så vil den ekstra el, som produceres med biomassekraftvarme som følge af ekstra aftag i LTK skulle værdisættes i forhold til prisen på dyreste havvindmølle. Det vil sige selve produktionsprisen plus et tillæg, der tager højde for, at stabil el fra et kraftvarmeværk med akkumulator er mere værd end fluktuerende vindenergi. Hvis man ansætter værdien af den biomassebaserede el til dette niveau, bliver den marginale varmeproduktionspris lavere end 198 kr/mwh. Omvendt har HMN fastholdt, at prisen på denne varme også må være 265 kr/mwh. Derfor gennemføres en følsomhedsberegning i et efterfølgende afsnit. Der tages højde for, at det har stor værdi, at projektforslaget erstatter varme udenfor kvotemarkedet. Derfor regnes som grundforudsætning med en pris på CO 2 for naturgas udenfor kvotemarkedet på 500 kr/ton. Denne værdi har Energistyrelsen har angivet som et godt middelskøn (mellem 90 kr/ton og 1.000 kr/ton). Vestforbrænding er af den opfattelse, at det har en yderligere værdi for samfundet, at projektforslaget udnytter det sammenhængende fjernvarmesystem, hvorved ny bebyggelse kan forsynes med fjernvarme og overskudsvarme fra fjernkøling og køling fra større bygninger i projektforslagets område LTK derved kan udnyttes. For eksisterende bebyggelse er i projektforslagets reference regnet med individuelle naturgaskedler, idet det er antaget, at eksisterende kedler udskiftes med i gennemsnit 5 %. For kunder med oliefyr antages, at de alternativt ville have skiftet til naturgas senest det år, hvor de tilsluttes fjernvarmen. Det antages, at den gennemsnitlige årsvirkningsgrad for gaskedler stiger fra 90 % i 2015 til 95 % i 2035 i takt med, at kedlerne udskiftes og returtemperaturen sænkes, så kondenserende drift bliver mulig. For ny bebyggelse antages, at kunderne alternativt i referencen etablerer varmepumper, da der er forbud mod naturgas til ny bebyggelse i nye områder og, da ny bebyggelse ventes opført efter BR2015 eller BR2020, hvor naturgas ikke er konkurrencedygtig som følge af faktorer på fjernvarme og varmepumper. Det antages, at hele distributionsnettet anlægges med ledninger frem til hver bygning, at ledningsnettets udbygning er afsluttet senest i 2021 og, at den forventede sluttilslutning opnås i år 2025.

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 23-37 Derved er der i både reference og i projektforslaget set bort fra, at DTU kraftvarmeværk vil kunne producere til en lavere pris varmepris i perioder med meget høje elpriser som alternativ til at operere på regulerkraftmarkedet. Anlægspriserne for ledningsanlæg er baseret på erfaringer fra Vestforbrændings projekter for anlæg af 16 bar net til større kunder i relativ åben bebyggelse, som i Virum-Sorgenfri. Den samfundsøkonomiske nutidsværdigevinst af B1+B2 er anslået til 126 mio.kr, og den interne rente er 8 % Projektforslag alternativ B1+B2 For. 25.04.16 + høj VEKS Samfundsøkonomiske beregningspriser excl afgifter Projekt Reference Investering 1000 kr 283.183 123.969 D&V 1000 kr 229.951 113.022 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 Figur 3-2 Samfundsøkonomi B1+B2 Tilsvarende er den samfundsøkonomiske gevinst ved projektforslag B1 beregnet til 76 mio.kr Projektforslag alternativ B1 For. 25.04.16 + høj VEKS Samfundsøkonomiske beregningspriser excl afgifter Projekt Reference Investering 1000 kr 82.275 86.606 D&V 1000 kr 144.218 42.764 Brændsel og produktion 1000 kr 291.575 406.190 Afgiftsforvridningstab 1000 kr -43.739-12.336 Beregningspris for CO2 emission 1000 kr 9.050 35.952 Skadesomk ved SO2, Nox og PM2,5 1000 kr 2.073 1.792 Pris for CO2 udenfor kvoten 500 kr/ton faktorpris 1000 kr 0 0 Samfundsøkonomi i alt 1000 kr 485.452 560.967 Samfundsøkonomisk gevinst ved projekt ift. reference 1000 kr 75.516 Samfundsøkonomisk forrentning % 17% 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 Tabel 3-3 Samfundsøkonomi B1 Gevinsten ved B2 er således 126 76 = 50 mio.kr I den samfundsøkonomiske nutidsværdi er i henhold til Energistyrelsens forudsætninger indregnet: miljøgevinsten ved reduktion af CO 2 den ækvivalente drivhuseffekt af de øvrige drivhusgasser CH 4 og N 2 O. miljømæssige skadesomkostninger fra emission af SO 2, NO x og partikler PM2,5 afledte virkninger af afgiftsprovenuet med skatteforvridnings faktor 1,20 afpropningsgebyret, som dækker aktuelle omkostninger ved afpropning Der er regnet med en pris på 500 kr/ton for CO 2 udenfor kvotemarkedet, jf. Energistyrelsens beregningsforudsætninger. Nutidsværdien er i beregningspriser, hvor der er anvendt nettoafgiftsfaktor 1,17 og en diskonteringsrente på 4 % iht. gældende beregningsforudsætninger.

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 24-37 Der henvises i øvrigt til vedlagte resume af beregningerne i bilag 2, samt et bilag 2 med beregninger, som kan rekvireres hos Vestforbrænding. 3.2.2 Øvrige miljøforhold De væsentligste miljømæssige forhold, herunder de samfundsøkonomiske omkostninger ved CO 2 emissionen er indeholdt i de samfundsøkonomiske omkostninger. Da den samfundsøkonomiske værdi af CO 2 emissionen er indregnet i samfundsøkonomien, må den ikke tillægges særskilt vægt i kommunalbestyrelsens behandling af projektforslaget. Derimod er det relevant at notere sig, at projektforslaget er en langsigtet investering, der er med til at realisere den langsigtede målsætning om at blive uafhængig af fossile brændsler på den mest samfundsøkonomiske måde. Det er desuden relevant at belyse konsekvensen for nationalregnskabet for CO 2 emission iht. Kyoto-aftalen. Dette regnskab indeholder den CO 2 emission, som ikke er underlagt kvoteregulering. DTU-HF er kvotereguleret, medens alle små naturgaskunder er udenfor kvotemarkedet. I dette projektforslag konverteres naturgasforbrug på ikke kvoteregulerede virksomheder med gas-eller oliekedler til den kvoteregulerede fjernvarme. Det betyder, at CO 2 regnskabet udenfor det kvoteregulerede marked ved 97 % tilslutning forbedres med ca. 25.000 tons/år. Dette er som nævnt inkluderet, idet der, som nævnt ovenfor, er regnet med 500 kr/ton som basisforudsætning. I det følgende belyses følsomheden for denne forudsætning. 3.3 Selskabsøkonomi for det samlede fjernvarmeselskab Den samlede gevinst for lokalsamfundet for projektforslag B1 og B2 er jf. vedlagte beregninger anslået til 376 mio. kr. som nutidsværdi med en diskonteringsrente på 2 % og med en intern forrentning på 14 %. Gevist fordelt på alle parter B1+B2 Intern rente Enhed Nutidsværdi Gevinst Mølleåværket 6% 1000 kr 10.766 Gevinst DC 139% 1000 kr 10.094 Gevinst for DTU-HF 25% 1000 kr 27.031 Gevinst for VF 's nuværende kunder 7% 1000 kr 147.185 Gevinst for VF's nye kunder i LTK Uendelig 1000 kr 153.488 Gevinst for Norfors Uendelig 1000 kr 27.470 Gevinst for alle parter Forsigtig vurdering 14% 1000 kr 376.034 Samfundsøkonomisk overskud ved projektet, nutidsværdi 8% 1000 kr 125.522 Tabel 3-4 Samlet selskabsøkonomi ved B1 og B2 Til sammenligning er den samlede gevinst for lokalsamfundet for B1 fundet til 348 mio.kr. Den samlede gevinst for lokalsamfundet ved at gennemføre B2 er således 376-348 = 28 mio.kr. Det bemærkes, at disse fordele er i forhold til en naturgaspris på 5,05 kr/m3 for individuelle kunder, som er lavt set i forhold til den langsigtede historiske pris på naturgas. 3.4 Følsomhedsvurdering I de følgende afsnit vurderes økonomiens følsomhed over for ændrede forudsætninger.

Samfundsøkonomisk nuirsværdi i mio.kr PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 25-37 3.4.1 Udvidet forsyningsområde Hvis en række små villaområder (markeret med mørkerødt på kortbilaget i område 7A og 12 B) med i alt 140 små kunder medtages i projektforslaget, falder den samfundsøkonomiske gevinst med 8 mio.kr Hvis det lille erhvervsområde område 1B i Virum forsynes, falder nutidsværdigevinsten med 15 mio.kr. Projektforslagets gevinst er således forbedret ved at bortskære de mindre kunder, hvor det er relativt dyrt at forsyne dem med fjernvarme. Område 1B koster således 6 mio.kr/mwh mod et gennemsnit på 1,7 mio.kr/mwh for projektet som helhed inkl. de urentable områder. Ved at bortskære alle områder med investeringer over ca. 2 mio.kr/mwh har det således været muligt at sænke den gennemsnitslige investering til 1,7 mio.kr/mwh. Der er ingen af de yderligt liggende områder, som har et større investeringstal end gennemsnittet. På den baggrund er det valgt at anmode om at få godkendt projektforslaget uden disse små villaområder og område 1B, som ellers har været med i projektet under udarbejdelsen. Ændringen sker alene som følge af de seneste beregningsforudsætninger fra Energistyrelsen, der stiller fjernvarmen mindre gunstig i forhold til tidligere. 3.4.2 Følsomhed for CO 2 prisen udenfor kvotemarkedet Nedenfor vises, hvordan den samfundsøkonomiske gevinst afhænger af prisen på CO 2 udenfor kvotemarkedet. Samfundsøkonomisk nutidsværdi 250 200 150 100 50 0-50 -100-150 0 200 400 600 800 1000 1200 Pris på CO2 emission udenfor kvotemarkedet i kr/ton Figur 3-3 Samfundsøkonomien i afhængighed af CO 2 prisen udenfor kvotemarkedet Energistyrelsen har foreslået i forudsætningerne, at Kommunalbestyrelsen ser på spændet fra middelskønnet for CO 2 markedsprisen, som er ca. 90 kr og 1.000 kr. På figuren ses variationen og den pris, som man når frem til på 50 mio.kr med en pris på 500 kr/ton. 3.4.3 Varmesalgets udvikling Man kan forvente to modsatrettede udviklingstendenser i varmemarkedet. På den ene side vil forbrugerne på længere sigt spare på varmen, og varmebehovet i ny bebyggelse vil være væsentlig mindre pr. m 2 opvarmet areal.

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 26-37 På den anden side vil forbrugerne spare på elforbruget, hvorved varmebehovet vokser, og bebyggelserne vil desuden fortættes, så bebyggelsesgraden og dermed varmebehovet øges. De planlagte byfortætninger er med i projektforslaget, men det er meget sandsynligt, at fortætningen fortsætter, særligt fordi der etableres en letbane. Disse forhold trækker i hver sin retning. For at vurdere følsomheden overfor faldende varmebehov antages, at det samlede behov falder med 10 % for alle kunder. Hvis varmebehovet falder yderligere med 0,5 % om året i en periode på 20 år til i alt 10 % i slutåret, falder den samfundsøkonomiske gevinst med 10 mio.kr. 3.4.4 Stigende anlægsinvesteringer En anden følsom parameter er anlægsinvesteringerne. Hvis investeringerne i fjernvarmenet stiger med 10 % falder den samfundsøkonomiske gevinst med 16 mio.kr. 3.4.5 Ændret VEKS pris Da der er usikkerhed om den marginale pris på varmen fra VEKS som følge af uenighed om elreferencen for biomassekraftvarmen, belyses samfundsøkonomien med alternative VEKS-priser. Først regnes med en pris, som er lig med den samfundsøkonomiske pris på varmen fra en gasfyret fjernvarmecentral i beregningspriser, dvs. 209 kr/mwh Projektforslag alternativ B1+B2 For. 25.04.16 + høj VEKS Samfundsøkonomiske beregningspriser excl afgifter Projekt Reference Investering 1000 kr 283.183 123.969 D&V 1000 kr 231.256 113.022 Brændsel og produktion 1000 kr 614.421 810.992 Afgiftsforvridningstab 1000 kr -95.446-85.024 Beregningspris for CO2 emission 1000 kr 28.211 68.559 Skadesomk ved SO2, Nox og PM2,5 1000 kr 4.153 4.768 Pris for CO2 udenfor kvoten 500 kr/ton faktorpris 1000 kr 0 142.167 Samfundsøkonomi i alt 1000 kr 1.065.778 1.178.454 Samfundsøkonomisk gevinst ved projekt ift. reference 1000 kr 112.676 Samfundsøkonomisk forrentning % 8% Andel af billig KV i VEKS system til at grundlastpris fra VEKS 46,0% kr/mwh 209 Afsast i etape A i samfundsøkonomien til spidslast 1000 kr 27.000 Figur 3-4 Samfundsøkonomi for B1+B2 med VEKS pris 209 kr/mwh Projektforslag alternativ B1 For. 25.04.16 + høj VEKS Samfundsøkonomiske beregningspriser excl afgifter Projekt Reference Investering 1000 kr 82.275 86.606 D&V 1000 kr 145.029 42.764 Brændsel og produktion 1000 kr 298.949 406.190 Afgiftsforvridningstab 1000 kr -43.739-12.336 Beregningspris for CO2 emission 1000 kr 8.834 35.952 Skadesomk ved SO2, Nox og PM2,5 1000 kr 2.156 1.792 Pris for CO2 udenfor kvoten 500 kr/ton faktorpris 1000 kr 0 0 Samfundsøkonomi i alt 1000 kr 493.503 560.967 Samfundsøkonomisk gevinst ved projekt ift. reference 1000 kr 67.464 Samfundsøkonomisk forrentning % 16% Andel af billig KV i VEKS system til at grundlastpris fra VEKS 46,0% kr/mwh 209 Figur 3-5 Samfundsøkonomi for B1 med VEKS pris 209 kr/mwh Det ses, at gevinsten ved B2 falder fra 50 mio.kr til 113-67 = 46 mio.kr

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 27-37 Desuden ses konsekvensen af, at prisen er lig med 265 kr/mwh svarende til et normalårsforbrug. Projektforslag alternativ B1+B2 For. 25.04.16 + høj VEKS Samfundsøkonomiske beregningspriser excl afgifter Projekt Reference Investering 1000 kr 283.183 123.969 D&V 1000 kr 237.880 113.022 Brændsel og produktion 1000 kr 674.082 810.992 Afgiftsforvridningstab 1000 kr -95.446-85.024 Beregningspris for CO2 emission 1000 kr 26.433 68.559 Skadesomk ved SO2, Nox og PM2,5 1000 kr 4.842 4.768 Pris for CO2 udenfor kvoten 500 kr/ton faktorpris 1000 kr 0 142.167 Samfundsøkonomi i alt 1000 kr 1.130.973 1.178.454 Samfundsøkonomisk gevinst ved projekt ift. reference 1000 kr 47.480 Samfundsøkonomisk forrentning % 6% Andel af billig KV i VEKS system til at grundlastpris fra VEKS 25,7% kr/mwh 265 Figur 3-6 Samfundsøkonomi for B1+B2 med VEKS pris 265 kr/mwh Projektforslag alternativ B1 For. 25.04.16 + høj VEKS Samfundsøkonomiske beregningspriser excl afgifter Projekt Reference Investering 1000 kr 82.275 86.606 D&V 1000 kr 149.140 42.764 Brændsel og produktion 1000 kr 336.371 406.190 Afgiftsforvridningstab 1000 kr -43.739-12.336 Beregningspris for CO2 emission 1000 kr 7.736 35.952 Skadesomk ved SO2, Nox og PM2,5 1000 kr 2.582 1.792 Pris for CO2 udenfor kvoten 500 kr/ton faktorpris 1000 kr 0 0 Samfundsøkonomi i alt 1000 kr 534.366 560.967 Samfundsøkonomisk gevinst ved projekt ift. reference 1000 kr 26.602 Samfundsøkonomisk forrentning % 8% Andel af billig KV i VEKS system til at grundlastpris fra VEKS 25,7% kr/mwh 265 Figur 3-7 Samfundsøkonomi for B1 med VEKS pris 265 kr/mwh Det ses, at gevinsten ved B2 falder fra 50 mio.kr til 47-27 = 20 mio.kr Det ses, at det samfundsøkonomiske resultat fortsat er godt nok, om end det forringes ved at fjerne fordelen ved at overføre varme fra VF. Grunden til, at VEKS prisen ikke betyder mere for B2, der vurderes som en marginal udvidelse af B1, er, at den marginale andel af varmen fra Vestforbrænding til B2 kun udgør 30 % af produktionen. Resten kommer fra gaskedler, varmepumper og elkedler. 3.4.6 Prisen på gaskedler til enfamiliehuse Der har været stor uenighed om prisen på især de mindre kundeinstallationer for fjernvarme og naturgas. Det skyldes bla.a. at Teknologikataloget kun kommer med meget generelle priser og, at de priser, som vi ser ved anlægsprojekter afhænger meget af de individuelle forhold. Erfaringen er, at der ofte påløber ekstraomkostninger. Derfor er regnet med en pris på 33.400 kr for en fjernvarmeinstallation og 34.000 kr for en gennemsnitlig naturgasinstallation. Denne prisforskel på 600 kr er efter Vestforbrændings vurdering meget lav ved en ligeværdig sammenligning, da en kedelunit koster betydeligt mere end en fjernvarmeunit. Hvis man antager, at prisen på naturgasinstallationen reduceres med 10 % uden, at prisen på fjernvarmeinstallationen ændres, så falder nuværdigevinsten dog kun med 0,2 mio.kr. Det skyldes, at der kun er ca. 60 små kunder med i det meget beskårne projektforslag B2.

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 28-37 3.4.7 Prisforhold mellem øvrige fjernvarme- og naturgasinstallationer Der er også erfaringer for, at priser for udskiftning af gamle gaskedler med en ny naturgaskedel eller en fjernvarmeinstallation kan svinge meget, alt afhængig af de lokale forhold og behovet for ny skorsten og varmtvandsbeholder mv. Der er imidlertid alt andet lige en vis forskel i pris på selve enheden, som ud fra Rambølls erfaringer kan udtrykkes som en procentsats. Denne faktor er her meget konservativt i naturgassens favør sat til 1,4, jf. tabel i bilaget. Hvis faktoren skulle svinde ind til 1,2, så falder nutidsværdigevinsten dog kun med 3,4 mio.kr. 3.4.8 Virkningsgrader for gennemsnitsgaskedler Det er forudsat, at der sker en jævn udskiftning af naturgaskedler med 5 % om året, svarende til en typisk levetid på 20 år. Der samtidig forudsat, at den gennemsnitslige virkningsgrad stiger jævnt fra 90 % til 95 % i løbet af perioden på 20 år. For typiske erhvervsområder antager vi normalt en noget lavere værdi, fordi returtemperaturen typisk er høj og derfor udelukker kondensering. I projektforslagets områder er boliger dominerende og derfor antages, at returtemperaturen kan være under 50 grader, hvorfor en årsvirkningsgrad på op til 95 % ikke er urealistisk for de nyere bygninger. VEKS har således målt over et år på en nyere bygning fra 2005, som er bygget efter der kom krav om lav returtemperatur på maksimalt 40 grader i Bygningsreglementet, og fundet, at årsvirkningsgraden var 96 %. Det samme kan man ikke forvente med ældre bygninger og slet ikke bygninger med et-strengede anlæg, som der er en del af i området. Selv i et nyere kontorbyggeri fra 1985 i Lyngby har Vestforbrænding erfaret, at returtemperaturen var langt over 50 grader året rundt, hvorved der ikke kunne ske kondensering. Hvis vi antager, at virkningsgraden ikke stiger fra 90 % til 95 % men fra 92,5 % til 97,5 % over projektperioden, falder nutidsværdigevinsten med 13,1 mio.kr. 3.5 Selskabsøkonomi for HMN og kompensation HMN ønsker ikke længere at modtage kompensation for konvertering fra naturgas til fjernvarme i henhold til en tidligere aftale mellem Vestforbrænding og HMN om, at Vestforbrænding godtgør HMN de mistede distributionsindtægter. I projektbekendtgørelse nr. 525 af 24. juni 2016 er det i 8, stk. 2-5 og bilag 2 imidlertid fastlagt, at fjernvarmeselskabet skal betale en kompensation til naturgasdistributionsselskabet for ændring af forsyningsform, hvis gasselskabet ønsker det. HMN har oplyst, at man gerne modtager kompensationen. Kompensationen, som Vestforbrænding skal betale til HMN i takt med, at kunderne skifter forsyning, er på grundlag af HMN s oplysninger om de sidste 3 års naturgasforbrug beregnet til omkring 2,1 mio.kr. Hvis der ikke er behov for fortsat levering af naturgas til en kunde, eksempelvis til kogebrug eller procesformål, vil der være krav om at naturgasstikket skal afproppes. HMN opgør omkostninger til evt. afpropning af naturgasstik. Beløbet udgør ca. 5.000 kr. ekskl. moms for et enfamiliehus, men kan reduceres, hvis arbejdet koordineres for et område. Det er anslået, at det samlede beløb udgør ca. 1 mio.kr, da der er muligheder for samlet afkobling og da flere bruger gas til andre formål end opvarmning. Beløbet er medtaget som en særskilt samfundsøkonomisk omkostning. Vestforbrænding betaler afkoblingsgebyr direkte til HMN og indregner det i varmeprisen.

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 29-37 4. BRUGERFORHOLD Der er regnet med Vestforbrændings fjernvarmetarif pr. 1. januar 2016 med fradrag af 6 %, så prisen svarer til den forventede pris pr. januar 2017 samt HMN's faste 24 måneders priser fra 2016. Vestforbrænding tilbyder at give kunder med et varmebehov over 40 MWh/år, der konverterer fra olie, el eller naturgas, et kampagnetilbud i form af gratis tilslutning og gratis kundeinstallation. Enfamiliehuse og mindre ejendomme med et varmebehov under 40 MWh skal selv afholde omkostninger til vekslerinstallation samt godtgøre Vestforbrænding 12.000 kr. (ekskl. moms.) for stikledningen. For ny bebyggelse skal kunder betale tilslutningsafgift og byggemodningsafgift, der dækker de mindste distributionsledninger og stik (ikke endelig beregning), og der gives ikke rabat på kundeinstallation. Den samlede brugerøkonomiske gevinst som nutidsværdi er med 2 % i kalkulationsrente beregnet til 153 mio.kr. (ekskl. moms.) Den økonomiske fordel for kunderne ved at skifte til fjernvarme er det første år i gennemsnit 19 % i forhold til en alternativ ny kondenserende naturgaskedel for eksisterende bebyggelse og i forhold til en varmepumpe for ny bebyggelse. Den gennemsnitlige besparelse for alle kunder, der får fjernvarme beregnet som nutidsværdi over projektperioden er 14 %. 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% Tabel 4-1 Brugerøkonomi for alle brugere I den efterfølgende tabel er vist brugerøkonomien for udvalgte kunder, der vælger fjernvarme frem for en ny naturgaskedel for eksisterende bebyggelse og frem for en varmepumpe for ny bebyggelse. Det ses, at fjernvarmen er konkurrencedygtig for alle kundekategorier, når kunden alternativt skal etablere eget anlæg. For kunder med et behov over ca. 40 MWh/år er der endog en fordel ved at skifte fra naturgas til fjernvarme uanset, om der lige forinden er installeret en ny kondenserende kedel med en årsvirkningsgrad på 95 % For alle kunder uanset størrelse, der allerede har installeret en varmepumpe, er der først økonomi i fjernvarmen, når kunden skal udskifte varmepumpen, men så er fordelen til gengæld stor. Der er derfor stor sandsynlighed for, at der opnås stor tilslutning fra starten, som det har været tilfældet i de øvrige områder, som Vestforbrænding har forsynet. Hvis der i et område ikke er opnået 40 % tilsagn om tilslutning efter 5 år, og der derfor ikke er etableret en ledning, bortfaldet projektforslaget, og den planlagte forsyningsform iht. Varmeforsyningsloven føres tilbage som den var før projektforslaget.

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 30-37 Fjernvarme Vestforbrænding Enhed Eksisterende byggeri Nyt byggeri Brugerøkonomi 1. år prisniveau 2016 ekskl. Moms Stor kunde Ml. kunde Lille kunde Lille kunde Stor kunde Ml. kunde Ml. kunde Lille kunde Opvarmet areal m2 10.000 5.000 1.000 130 10.000 5.000 1.000 130 Enhedsbehov kwh/m2 100 100 100 139 50 50 50 40 Varmebehov MWh 1.000 500 100,0 18,1 500 250 50 5 Kapacitet an bruger kw 500 250 50 9 250 125 25 3 Udgifter/rabatter ved fjernvarmetilslutning Stikledningsafgift (sla.) kr. 0 0 0 12.000 0 0 0 12.000 Byggemodningsbidrag kr. 0 0 0 0 386.058 271.118 119.331 67.200 Anlægsbidrag i kr/mw for eks/ny beb 0 217 kr. 0 0 0 0 54.304 27.152 5.430 565 Kundeinstallation kr. 274.864 193.029 84.961 33.600 Afpropning af gasstik, betales af Vestforbrænding kr. 0 0 0 0 Kundeinstallation i alt kr. 274.864 193.029 84.961 33.600 193.029 135.559 59.665 33.600 Tilslutningsrabat kr. -274.864-193.029-84.961 0 0 0 0 0 Samlet investering ved tilslutning kr. 0 0 0 45.600 633.392 433.829 184.427 113.365 Årlig udgift til opvarmning Amortisering, 4% i 20 år 7,4% kr 0 0 0 3.374 46.871 32.103 13.648 8.389 Småkunder under årligt forbrug 40 MWh Fast betaling til fjernvarmen Fast abonnement 0 kr./inst. kr. 0 0 0 0 0 0 0 0 Fast varmepris 0-40 MWh 239,73 kr./mwh 0 0 0 4.332 0 0 0 1.247 Fast varmepris 0-800 MWh 239,73 kr./mwh kr. 191.784 119.865 23.973 0 119.865 59.933 11.987 0 Fast varmepris 800-4000 MWh 191,78 kr./mwh kr. 38.357 0 0 0 0 0 0 0 Fast varmepris 4000-8000 MWh 167,81 kr./mwh kr. 0 0 0 0 0 0 0 0 Fast varmepris 8000-1000000 MWh 143,84 kr./mwh kr. 0 0 0 0 0 0 0 0 Årlig fast afgift i alt kr. 230.141 119.865 23.973 4.332 119.865 59.933 11.987 1.247 Forbrugsafgift 240,95 kr./mwh kr. 240.948 120.474 24.095 4.354 120.474 60.237 12.047 1.253 Årlig fjernvarmeudgift kr. 471.089 240.339 48.068 8.686 240.339 120.170 24.034 2.500 Årlig fjernvarmepris kr./mwh 471 481 481 481 481 481 481 481 Drift af brugerinstallation Fast udgift 400 kr./inst. kr. 400 400 400 400 400 400 400 400 Variabel udgift 10 kr./mwh kr. 10.000 5.000 1.000 181 5.000 2.500 500 52 Drift af brugerinstallation i alt kr. 10.400 5.400 1.400 581 5.400 2.900 900 452 D&V i pct. Af invest % 4% 3% 2% 2% 3% 2% 2% 1% Årlig varmeudgift i alt kr. 481.489 245.739 49.468 12.641 292.610 155.173 38.582 11.341 Gennemsnitsomkostning kr/m2 48 49 49 97 29 31 39 87 Gennemsnitsomkostning inkl. kapitalomkostning kr./mwh 481 491 495 700 585 621 772 2.181 Variabel omkostning (inkl. fast abonnement) kr./mwh 481 491 491 491 491 491 491 491 Individuel forsyning Enhed Naturgaskedel i eksisterende byggeri Varmepumper i nyt byggeri Brugerøkonomi 1. år prisniveau 2016 ekskl. Moms Ml. kunde Ml. kunde Lille kunde Lille kunde Stor kunde Ml. kunde Ml. kunde Lille kunde Varmepumpe kr. 1.675.602 974.456 308.829 128.000 Investering i kondenserende kedel kr. 384.810 270.241 118.945 34.000 Samlede investering kr. 384.810 270.241 118.945 34.000 1.675.602 974.456 308.829 128.000 Årlig varmeproduktion i alt MWh 1.000 500 100 18 500 250 50 5 Årlig produktion på solvarme MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 COP 3,0 3,0 3,0 3,0 Årlige elforbrug til varmepumpe MWh 166,7 83,3 16,7 1,7 Årlig udgift til opvarmning 1. år Amortisering 4% 15 år 9,0% kr. 34.633 24.322 10.705 3.060 150.804 87.701 27.795 11.520 Grpænse for rabat på elafgift 4 MWh Eludgifter op til 4 MWh 1.700 kr/mwh kr. 6.800 6.800 6.800 2.947 Eludgifter over 4 MWh 1.200 kr/mwh kr. 195.200 95.200 15.200 0 Eludgifter kr. 202.000 102.000 22.000 2.947 Drift af brugerinstallation Fast udgift D&V kr. 1.200 1.200 1.200 1.200 2.000 2.000 2.000 2.000 Variabel udgift, varmepumpe 50 kr/mwh kr. 25.000 12.500 2.500 260 Drift af brugerinstallation i alt kr. 41.200 21.200 5.200 1.923 27.000 14.500 4.500 2.260 D&V i pct. Af invest % 11% 8% 4% 6% 2% 1% 1% 2% Årlig varmeudgift i alt kr. 551.457 286.238 64.492 14.008 379.804 204.201 54.295 16.727 Gennemsnitsomkostning kr./mwh 551 572 645 775 760 817 1.086 3.217 Variabel omkostning kr./mwh 496 501 506 519 454 458 490 617 Besparelse fjernvarme 1. år ift. Nyt individuelt anlæg kr 69.968 40.498 15.024 1.367 87.194 49.028 15.713 5.386 Besparelse fjernvarme 1. år ift. Nyt individuelt anlæg % 13% 14% 23% 10% 23% 24% 29% 32% Besparelse fjernvarme 1. år ift. Eksist. nyt indiv. anlæg kr 35.335 16.177 4.319-1.693-63.610-38.673-12.082-6.134 Besparelse fjernvarme 1. år ift. Eksist. nyt indiv. anlæg % 6% 6% 7% -12% -17% -19% -22% -37% Tabel 4-2 Brugerøkonomi for udvalgte forbrugere

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 31-37 BILAG 1 FORSYNINGSOMRÅDET Figur 4-1 Oversigtskort over samkøringsforbindelse og forsyningsområdet Kortet, som er vedlagt i et eksternt bilag, viser alle de aktuelle fjernvarmeområder i LTK, som illustrerer projektforslag B1 og B2. De lysegrønne områder er Vestforbrændings eksisterende fjernvarmeforsynede områder og de lysegrønne ledninger er eksisterende eller godkendte fjernvarmeledninger. De mørkegrønne områder viser planlagt ny bebyggelse, som er omfattet af projektforslag B1 De orangefarvede fjernvarmeledninger er omfattet af projektforslag B1 De områder, som er omfattet af projektforslag B2, er markeret med blå farve De fjernvarmeledninger, der markerer hovedstrukturen af ledningsnettet for projektforslag B2, er vist med rød farve, idet stikledninger til mindre bygninger og nogle af de mindre distributionsledninger ikke er vist. De to alternativer for at forsyne område 7A og dele af 8A i projektforslag B2 er vist med stiplet signatur. Den endelige placering af spidslastenheder og DTU-HF spidslastkedel på Hempelgrunden er ikke vist.

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 32-37 BILAG 2 BEREGNINGER, RESUME Projektforslag Etape B1+B2 Kommune Distributionsselskab Lyngby-Taarbæk Kommune Vestforbrænding Alle beløb er ekskl. moms Projekt Reference Varmebehov Medtaget Potentielt varmebehov ved maksimal tilslutning uden besparelse c MWh 296.691 296.691 Nye kunder med aktuel tilslutning og besparelse Udbygning Gas ref gl B1+B2 1 15A Rørdamshave 3 1 MWh 1.350 1.350 2 1A 3 1 MWh 1.234 1.234 3 1B 0 3 1 MWh 224 224 4 3A 3 1 MWh 14.624 14.624 5 3B + 3C 3 1 MWh 5.766 5.766 6 4A Virum, zone 0,1,2,3 3 3 1 MWh 24.290 24.290 7 5A + 5B + 5i 3 1 MWh 14.201 14.201 8 12A Ravnholm, Lundtofte øst 3 1 MWh 10.633 10.633 9 17+12D Traceet Kom. Plan til.14/2013 1 1 MWh 21.389 21.389 10 6A Sorgenfri Slot mv 3 1 MWh 1.993 1.993 11 7A 0 3 1 MWh 11.059 11.059 12 8A Lyngby Stadion mv 3 1 MWh 7.824 7.824 13 9C Bondebyen syd 3 1 MWh 611 611 14 12B Ravnholm og Lundtofte vest 0 3 1 MWh 27.277 27.277 15 DTU-HF VF samkøring 3 1 MWh 151.000 151.000 Varmebehov der indgår i fjernvarmeforsyningen 1 VP ny beb. MWh 293.476 293.476 Heraf samkøring med DTU-HF 2 Gas ny beb. MWh 151.000 Heraf ny fjernvarmeforsyning 3 Gas eks. beb. MWh 142.476 Heraf ny bebyggelse med alternative varmepumper MWh 25.230 Heraf konvertering fra gas til fjernvarme MWh 119.925 Heraf konvertering i Virum Sorgenfri MWh 60.340 Varmebehov an net for nye kunder MWh 298.837 Samlet investering i kollektive anlæg 1000 kr 322.204 Samlet investering i brugeranlæg 1000 kr 43.707 139.594 Samlet investering 1000 kr 365.503 139.594 Prisfaktor på gas, samfund og forbruger 1,00 Prisfaktor på el, nordpool og forbruger 1,00 Prisfaktor på variabel og fast fjernvarmepris 0,94 Prisfaktor på CO2 1,00 Samfundsøkonomisk nuværdigevinst ved fjernvarme, ved: 4,0% 1000 kr 125.522 Samfundsøkonomisk intern forrentning % 8,2% Selskabsøkonomisk gevinst faste priser Diskonteringsrente 2,0% 1000 kr 200.276 Selskabsøkonomisk forrentning % 8,6% Brugerøkonomisk nuværdigevinst inkl. Neutral økonomi for DTU-HF 1000 kr 153.488 Brugernes gennemsnitsbesparelse det første år ift. Ny gaskedel % 19% Mølleåprojektets økonomiske gevinst 1000 kr 22.270 Lokalsamfundets nuværdigevinst Brutto 1000 kr 376.034 Lokalsamfundets interne forrentning % 14% Beregningerne for B1+B2 er vedlagt i et eksternt bilag.

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 33-37 BILAG 3 KUNDELISTE Der vedlægges en ekstern kundeliste med oplysning om adresse og matrikelnummer for de kunder, der er omfattet af projektforslaget. Desuden vedlægges på digital form polygoner på matrikelniveau for de aktuelle områder med henblik på kommunens indberetning af projektforslaget til PlansystemDK, jf. projektbekendtgørelsens 28.

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 34-37 BILAG 4 MATRIKLER, DER VENTES PÅLAGT SERVITUT Projektforslagets tracé forudsætter visse steder, at distributionsledningen efter aftale med kunderne kan placeres på private matrikler. Vestforbrænding ønsker som hovedregel ikke at ekspropriere retten til at placere ledninger på private matrikler, men vil forhandle med de aktuelle kunder. Der er flere muligheder, hvorfor projektets realisering ikke er afhængig af ekspropriation. Hvis det ikke viser sig muligt at blive enige, vil anlægsoverslaget fordyres med et mindre beløb. Det kan blive aktuelt, at placere ledninger på en række matrikler, som derfor skal have projektforslaget i høring. Disse fremgår af et eksternt kort med matrikel numre.

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 35-37 BILAG 5 KOMPENSATION TIL HMN Projektforslaget vedlægges i et eksternt bilag 5 en beregning af kompensationen til HMN, som indgår i Kommunalbestyrelsens godkendelse. Listen er udarbejdet af HMN på grundlag af oplysninger om de naturgasforsynede kunders sidste 3 års forbrug.

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 36-37 BILAG 6 FORUDSÆTNINGER Fjernvarmeledninger Anlægsoverslaget er baseret på nedennævnte enhedspriser. De svarer til Vestforbrændings erfaringspriser for at etablere 16 bar ledninger i store veje i Hovedstadsregionen, og de inkluderer 25 % tillæg til projektadministration, projektering, tilsyn og uforudsete udgifter. Der benyttes så vidt muligt twinrør for dimensioner under DN100. Der beregnes varmetab svarende til serie 2. (mellemste klasse) Dimension Enhedspris Distribution Stik Distribution Stik Investering DN kr/m m m 1.000 kr 1.000 kr 1.000 kr DN20 3.280 2.348 0 7.702 0 7.702 DN25 3.514 633 2.600 2.225 9.137 11.362 DN32 3.680 2.251 0 8.281 0 8.281 DN40 3.815 1.256 2.580 4.791 9.842 14.633 DN50 4.080 2.675 0 10.915 0 10.915 DN65 4.453 4.125 480 18.368 2.138 20.505 DN80 4.972 2.039 70 10.138 348 10.486 DN100 5.737 2.200 0 12.621 0 12.621 DN125 6.748 2.062 0 13.913 0 13.913 DN150 7.796 3.421 0 26.668 0 26.668 DN200 9.742 5.509 0 53.671 0 53.671 DN250 12.712 3.123 0 39.696 0 39.696 DN300 15.294 0 0 0 0 0 DN350 17.809 0 0 0 0 0 DN400 19.365 650 0 12.587 0 12.587 I alt 32.291 5.730 221.575 21.464 243.039 Korrektion for trace -3.418 I alt Med opdimensionering 239.622 Der er foretaget en samlet korrektion for investeringer i ledningsnet for at tage hensyn til, at der er en fordyrelse ved eksempelvis krydsning af jernbane og motorvej, medens der er en prisreduktion for anlæg i åbne områder og ved byggemodning. Naturgasledninger Det antages, at alle ejendomme, som ikke har naturgaskedler, alternativt vil skifte til naturgas, hvis der ikke etableres fjernvarme. Der ses bort fra investeringer i yderligere naturgasdistributionsnet og stikledninger for at tilslutte de resterende ejendomme til naturgas. Brugerinvesteringer Investeringer i fjernvarmeunderstationer og kondenserende naturgaskedler er baseret på nedenstående enhedspriser. Priser på fjernvarmeunderstationer svarer til Vestforbrændings seneste erfaringspriser for understationer med veksler til 16 bar ledningsnet, og de inkluderer 20 % tillæg til administration, projektering, tilsyn og uforudsete udgifter. Prisen på de større kondenserende naturgaskedler anslås på baggrund af en ligeværdig sammenligning at være 40 % højere end prisen på fjernvarmeinstallation med veksler. Her er der ikke taget hensyn til, at der erfaringsmæssigt installeres større kedelkapacitet end strengt nødvendigt.

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 37-37 Prisen på de mindre naturgaskedler er ikke opdateret, men den burde alt andet lige være mindst 6.000 kr dyrere end et tilsvarende fjernvarmekundeanlæg. Varmebehov og kapacitet Fjernvarmeinstallation Individuel naturgaskedel Individuel varmepumpe MWh/år kw kr/kw kr kr/kw kr kr/kw kr 10 5 6.720 33.600 9.408 34.000 27.520 137.600 20 10 3.360 33.600 4.704 34.000 15.760 157.600 100 50 1.699 84.961 2.379 118.945 9.947 497.363 200 100 1.210 120.980 1.694 169.372 8.234 823.430 1.000 500 550 274.864 770 384.810 5.924 2.962.025 2.000 1.000 391 391.393 548 547.951 5.370 5.369.877 10.000 5.000 178 889.239 249 1.244.934 4.622 23.112.335 Øvrige forudsætninger: Forventede levetider Fjernvarmeledninger og bygninger Levetid for kedler i varmecentral (brænder dog kortere levetid) Scrapværdi regnes i middel for fjernvarme svarende til Levetid fjernvarmeunderstationer Levetid små naturgaskedler (beregnes som løbende udskiftning af 5 % pr år) >50 år >40 år 40 år 30 år 20 år Virkningsgrad individuelle naturgaskedler i 2015 90 % Virkningsgrad individuelle naturgaskedler jævnt stigende til 2035 95 % Virkningsgrad naturgaskedler til fjernvarmecentral 95 % Marginal D&V for fjernvarmeproduktionsanlæg, naturgas 10 kr/mwh D&V omkostninger fjernvarmebrugeranlæg : 400 kr/inst./år + 10 kr/mwh D&V omkostninger fjernvarmedistributionsnet 1 % af anlægssummen + 15 kr/mwh Marginal drift af transmission 5 kr/mwh Administration og drift af fjernvarmesystemet 704.000 kr/år Projekt administration i 5 år 350.000 kr/år D&V omkostninger naturgaskundeanlæg: 1.200 kr/inst./år + 40 kr/mwh Energispare point 400 kr/mwh Der er her taget højde for, at en del af de kedler, der skal udskiftes, er kondenserende i dag og, at der ofte kan være delvis kondensering i etageboliger.