name: 01_Finanzielle Unterstützung der IBC in eine zukunftsgerichtete, nachhaltige und CO2-neutrale Wärme- und Kälteversorgung gemäss der nationalen Energiestrategie 2050

text: \nBotschaft \n\ndes Stadtrates an \n\nden Gemeinderat\n\n0a707d4b-7324-4187-b57c-7f33744cd441\n\n145752 / 820.04.00\n\nFinanzielle Unterstützung der IBC Energie Wasser Chur (IBC) \n\nin eine zukunftsgerichtete, nachhaltige und CO2-neutrale \n\nWärme- und Kälteversorgung  \n\nAntrag \n\n1. Die Strategie der IBC für eine zukunftsgerichtete, nachhaltige und CO2-neutrale Wärme- \n\nund Kälteversorgung wird zur Kenntnis genommen. \n\n2. Der Rahmenkredit für die neue einmalige Ausgabe in der Höhe von Fr. 80 Mio. brutto, \n\nwovon Fr. 60 Mio. (Erhöhung Dotationskapital, Darlehen) zulasten der Investitionsrech-\n\nnung und Fr. 20 Mio. für eine allenfalls beanspruchte Bürgschaft, wird genehmigt.  \n\n3. Die Investitionsrechnung ist erstmals für das Jahr 2023 und letztmals für das Jahr 2034 \n\nmit jährlich Fr. 5 Mio. (Darlehen und Erhöhung Dotationskapital) zu belasten.  \n\n4. Die Genehmigung der neuen einmaligen Ausgabe gemäss Ziffer 2 untersteht gestützt auf \n\nArt. 11 lit. d Stadtverfassung (RB 111) dem obligatorischen Referendum. \n\n5. Der Auftrag Anita Mazzetta und Mitunterzeichnende für die Planung einer Fernwärmelei-\n\ntung von der Axpo Tegra AG bis Chur wird als erledigt abgeschrieben. \n\nZusammenfassung \n\nDie Umsetzung des Netto-Null Klimaziels bis ins Jahr 2050 wird die gesamte Schweiz stark \n\nfordern. Mit der neuen Situation betreffend den Krieg zwischen Russland und der Ukraine \n\nhat sich die Thematik der Energieunabhängigkeit gegenüber dem Ausland nochmals ver-\n\nschärft. Die Deckung des Gasbedarfs ist eine Herausforderung und wird auf Bundesebene \n\n\n\nSeite 2 von 57 \n\nkoordiniert. Dies unterstreicht die Wichtigkeit der Thematik, zeigt aber auch die Abhängig-\n\nkeit der Schweiz von Drittstaaten im Energiebereich. \n\nBereits lange vor dieser Situation hat sich die IBC vertieft mit der Ablösung von fossilen \n\nBrennstoffen beschäftigt und eine Netto-Null Strategie bis 2040 im Verwaltungsrat verab-\n\nschiedet. Darin ist insbesondere der Aufbau eines umfassenden Anergienetzes bzw. Wär-\n\nme- und Kältenetzes innerhalb der Stadt Chur als treibender Punkt aufgeführt. Der Bau \n\ndieses Netzes bedarf Investitionen in der Höhe von über Fr. 300 Mio. Dies scheint ein be-\n\nachtlicher Betrag für den Ausstieg von fossilen Brennstoffen, ist jedoch aus Sicht des \n\nStadtrates notwendig, um den Umbau in eine erneuerbare Wärmeversorgung innerhalb der \n\nStadt gewährleisten zu können. Gleichzeitig kann damit auch der Wegfall der bisherigen \n\nfossilen Wertschöpfung aufgefangen und gesteigert werden. Um eine Finanzierung durch \n\nKreditinstitute erhalten zu können, suchte die IBC das Gespräch mit der Stadt und hat für \n\neine Mitfinanzierung bzw. Unterstützung angefragt. \n\nIn den vergangenen Monaten hat der Stadtrat neben der Mehrjahresplanung der Investitio-\n\nnen auch eine allfällige Unterstützung der IBC betr. Kapitalbedarf analysiert und diskutiert. \n\nDer Stadtrat erachtet es als unbestritten, dass ein Ausstieg aus fossilen Brennstoffen vo-\n\nrangetrieben werden muss. Da die IBC eine selbständige öffentlich-rechtliche Anstalt im \n\nalleinigen Eigentum der Stadt ist, soll mit der IBC zusammen eine tragbare Lösung unter \n\nBerücksichtigung allfälliger finanzieller Risiken angestrebt werden.   \n\nVerschiedene Varianten wurden einander gegenübergestellt und eingehend diskutiert. Für \n\ndie Botschaft wurde von einem Verteilschlüssel mit Fr. 60 Mio. Stadt, Fr. 160 Mio. Kreditin-\n\nstitut und Fr. 56 Mio. Kanton bzw. Bund (Aktionsplan Green Deal) ausgegangen, wobei der \n\nBeitrag im Zusammenhang mit dem Aktionsplan Greendeal noch nicht gesichert ist. Mit \n\ndieser Beitragsverteilung sollte die IBC in der Lage sein, auch mit Eigenleistungen, das \n\nInvestitionsvolumen von über Fr. 300 Mio. zu stemmen.   \n\nDie IBC hat bereits in den vergangenen Jahren damit begonnen, in Wärmenetze zu inves-\n\ntieren und wollte das Investitionsvolumen in den Jahren 2022 und 2023 stark erhöhen. Die \n\nIBC musste aufgrund der fehlenden Liquidität bzw. Fremdfinanzierung ihre Investitionen in \n\nden Ausbau des Wärmenetzes sistieren. Das angefragte Kreditinstitut wird kein weiteres \n\nDarlehen ohne Zusicherung der Stadt Chur vergeben. Somit ist diese Botschaft für die IBC \n\nwegweisend. \n\n\n\nSeite 3 von 57 \n\nBericht \n\n1. Ausgangslage \n\nDie Energiebranche befindet sich weltweit und auch in der Schweiz in einem gewaltigen \n\nUmbruch. Die Nuklearkatastrophe in Fukushima im Jahr 2011 gab hierzulande den Im-\n\npuls für eine neue Energiestrategie. Diese setzt auf den schrittweisen Ausstieg aus der \n\nKernkraft, die Steigerung der Energieeffizienz und den Ausbau der erneuerbaren Ener-\n\ngien. Das Schweizer Stimmvolk bekannte sich zu diesem Vorhaben und stimmte dem \n\nersten Massnahmenpaket 2017 in einer Volksabstimmung klar zu. Im selben Jahr ratifi-\n\nzierte das Schweizer Parlament auch das Pariser Klimaabkommen. Diese globale Ver-\n\neinbarung hat zum Ziel, die durchschnittliche globale Erwärmung auf 1,5 Grad Celsius zu \n\nbegrenzen. Dazu sollen die Nettoemissionen von Treibhausgasen in der zweiten Hälfte \n\ndes 21. Jahrhunderts weltweit auf null reduziert werden. 185 Länder haben das Abkom-\n\nmen bereits ratifiziert und verpflichten sich damit, ihre Treibhausgasemissionen stark zu \n\nreduzieren. Diese politischen Rahmenbedingungen weisen den Weg in eine Energiezu-\n\nkunft, die langfristig auf erneuerbaren Energien basiert und keine Treibhausgasemissio-\n\nnen mehr verursacht. Es gilt, im Zieldreieck einer umweltverträglichen, sicheren und zu-\n\ngleich wirtschaftlichen Energieversorgung ein Optimum zu finden.  \n\nDie Dekarbonisierung der Wärmeversorgung ist für die Erreichung des Klimaziels Netto-\n\nNull bis 2050 entscheidend. Die Gebäude verursachen mehr als 35 Prozent der \n\nschweizweiten CO2-Emissionen. 15 Millionen Tonnen CO2 pro Jahr entstehen allein \n\ndurch die Verbrennung fossiler Brennstoffe. Davon werden 11 Millionen Tonnen CO2\n\ndurch Komfortwärme (Raumheizung und Warmwasser) verursacht. Rund zwei Drittel al-\n\nler Gebäude werden immer noch mit fossilen Brennstoffen beheizt. Gemäss Energieper-\n\nspektiven 2050+ kann der Wärmebedarf bis 2050 ca. um 20 % bis 30 % sinken, dafür \n\nwird mit dem Klimawandel der Kältebedarf (Kühlung) ansteigen. Dies hat einen grossen \n\nEinfluss auf das Entwicklungspotenzial von Fernwärme und Fernkälte. \n\nDie aktuelle geopolitische Lage mit dem Krieg in der Ukraine und die daraus resultieren-\n\nden Lieferengpässe sowie den stark steigenden Preisen für Elektrizität, Erdöl und \n\nGasenergie bewegen und verstärken das Umdenken und fördern die Abkehr von fossilen \n\nHeizsystemen für Raumwärme und Brauchwarmwasser in einem bisher nicht gekannten \n\nAusmass. Dies hat einen zusätzlichen grossen Einfluss auf das Entwicklungspotenzial \n\nsowie auf den Zeithorizont für die Bereitstellung von Fernwärme und Fernkälte.  \n\nDas Heizen und Kühlen von Gebäuden verursacht ein Drittel der schweizweiten CO2-\n\nEmissionen. Damit das Klimaziel von Netto-Null-Emissionen bis 2050 erreicht werden \n\n\n\nSeite 4 von 57 \n\nkann, braucht es Alternativen zu fossilen Brennstoffen. Und die gibt es: Zahlreiche Wär-\n\nmeverbunde nutzen bereits heute erneuerbare Energiequellen wie Gewässer, Holz-\n\nschnitzel, Geo- und Solarthermie sowie Abwärme aus Kehrichtverwertung oder Industrie. \n\nMit dem Ausbau der Wärme-/Kältenetze können Areale mit einem hohem Wärme- oder \n\nKältebedarf rasch dekarbonisiert werden. \n\nDer IBC als Energieversorgerin kommt dabei eine wichtige Rolle zu. Somit ist die IBC ge-\n\nfordert, einen fortschrittlichen Technologiemix für die Energieversorgung zu finden, um \n\ndie angestrebten Ziele zu erreichen. Der Masterplan Energie Chur 2040 der IBC verfolgt \n\ndas ambitiöse Ziel, ihre Kunden in der Stadt bis 2040 CO2-frei zu versorgen. Die IBC \n\ngeht davon aus, dass sie insgesamt 60 % ihrer Kunden in der Stadt versorgen kann. Je-\n\ndoch können aus topografischen Gründen nicht alle Gebiete angeschlossen werden. Zu-\n\ndem ist der Anschluss von Einfamilienhäusern nicht wirtschaftlich. Durch die zukünftige \n\nbauliche Verdichtung und den daraus resultierenden grösseren Gebäudevolumen wird \n\nder Anschluss weiterer Gebäude wirtschaftlich attraktiv.  \n\nFür die Transformation des Energiesystems und insbesondere für den Bau der Wärme- \n\nund Niedertemperatur-Infrastrukturen sind daher in den nächsten Jahren sehr hohe In-\n\nvestitionen notwendig. \n\n2. Bisheriges Geschäft und Folgen für die Stadt / IBC \n\nDie IBC als einziges Querverbundunternehmen in Graubünden versorgt die Einwohne-\n\nrinnen und Einwohner der Stadt Chur mit Strom, Trinkwasser, Gasenergie sowie mit \n\nWärme und Kälte (Kühlung). Die IBC bietet heute Gesamtenergiedienstleistungen an. \n\nSie entwickelt integrale Energielösungen für Areale und ganze Quartiere. Von der Ver-\n\nsorgung mit primären Energieträgern über die Realisierung von Energiezentralen, Photo-\n\nvoltaikanlagen, E-Ladeinfrastrukturen, Batteriespeichern bis hin zu Multi Energie-\n\nContracting. Ebenso befinden sich all die zugehörigen Dienstleistungen von der Mes-\n\nsung, Optimierung und Zuweisung aller benötigten Energieflüsse bis hin zu den entspre-\n\nchenden Abrechnungsdienstleistungen in ihrem Angebotsportfolio.  \n\nDie Versorgung der Kundinnen und Kunden in Chur und im Bündner Rheintal mit \n\nGasenergie hat eine lange Geschichte. 1859 erhielt Chur als zehnte Stadt der Schweiz \n\neine eigene Gasfabrik. Die Einführung der hellen Gasbeleuchtung kam einer kleinen Re-\n\nvolution gleich. Ab 1911 wurde das Gas auch zur Wärmeerzeugung genutzt.  \n\nAm 31. März 1989 ist die Erdgasversorgung Bündner Rheintal AG (EBRAG) gegründet \n\nworden, um die damalige Gasversorgung von Stadtgas auf Erdgas umzustellen. Das Ak-\n\n\n\nSeite 5 von 57 \n\ntionariat bestand bei der Gründung aus der Stadt Chur, der Gemeinde Igis (heute Ge-\n\nmeinde Landquart) und der Bürgergemeinde Chur. Die EBRAG befand sich mit ihrem \n\nLeitungsnetz am Ende einer Hochdruckleitung, welche aus dem süddeutschen Raum \n\nüber das Vorarlberg und das Fürstentum Liechtenstein in die Schweiz führte. Die EBRAG \n\nbelieferte die IBC, die Industriellen Betriebe Landquart (IBL) sowie die Erdgasversorgung \n\nSarganserland (EVS) mit Erdgas. Im Jahre 2016 haben sich die Aktionäre entschieden, \n\ndie EBRAG an die Erdgasversorgung Ostschweiz (EGO) zu verkaufen. \n\nDas lokale Gasnetz in Chur ist sehr dicht verlegt. Die IBC versorgt heute rund 2'500 \n\nKunden (Private, Gewerbe, Industrie) mit Gasenergie. Im Standard-Gasprodukt ist heute \n\nbereits 30 % Biogas enthalten. Den Anteil Biogas können die Kunden frei wählen – bis zu \n\neinem Anteil von 100 % Biogas. Die Tendenz des Absatzes von Gasenergie ist rückläufig \n\n– dies auch aufgrund des immer häufiger stattfindenden Wechsels zu erneuerbarer \n\nEnergie, zum Teil auch verbunden mit der Möglichkeit zum Anschluss an die IBC-\n\nWärmenetze. Das Geschäftsfeld Gasenergie steuert heute immer noch einen grossen \n\nAnteil zum Gewinn der IBC bei. \n\nDer Beginn der Versorgung der Bevölkerung von Chur mit Wärmeenergie erfolgte mit \n\ndem Bau der Fernwärmeleitung von der Kehrichtverbrennungsanlage von Trimmis (GE-\n\nVAG) nach Chur durch die Fernwärme Chur AG (FWCAG) (Aktionariat IBC 60 %, GE-\n\nVAG 20 %, KSGR 20 %) und der Inbetriebnahme der ersten Kundin (Kreuzspital) im Juni \n\n2011. Heute sind bei der Fernwärme Chur AG rund 28 km Haupt-Versorgungsleitungen \n\nverlegt und die maximale Kapazität von 18 MW in der Heizzentrale GEVAG und entspre-\n\nchend 36 GWh Wärmeenergie im Leitungs-Vorlauf zu den Kunden ausgeschöpft. Das \n\nheisst, der Fernwärmevorlauf der FWCAG mit einer Vorlauftemperatur von 80 °C - 120 °C \n\nist ausverkauft. Die Fernwärme Chur AG kann ihren Aktionären für das Geschäftsjahr \n\n2021 bereits das zweite Jahr eine Dividende ausrichten. Auch aufgrund der aktuellen ge-\n\nopolitischen Lage hat die Nachfrage potenzieller Wärmekunden für den Anschluss an \n\nWärmenetze in Chur im Jahr 2022 enorm stark zugenommen.    \n\nBei der Fernwärme Chur AG wäre zusätzliches Potenzial für die Nutzung von vorhande-\n\nner Wärmeenergie durch die Temperaturabsenkung im FWCAG-Leitungsrücklauf zum \n\nGEVAG gegeben. Die heutige Rücklauftemperatur bewegt sich bei rund 60 °C - 63 °C. \n\nDurch Nutzung und Absenkung dieser Rücklauftemperatur in einem ersten Schritt auf  \n\n50 °C mit weiterem Potenzial in einem zweiten Schritt mittels Absenkung auf 30 °C, kann \n\nzusätzliches Wärmeenergiepotenzial genutzt werden. Durch dieses zusätzliche Potenzial \n\naus dem Rücklauf der Fernwärme Chur AG, in ungefähr gleicher Grössenordnung wie \n\nbeim Fernwärme-Vorlauf, ist die IBC in der Lage, auf die von den Kunden benötigte \n\n\n\nSeite 6 von 57 \n\nTemperatur aufzubereiten und die potenziellen Wärmekunden in der Stadt Chur via \n\nQuartierenergiezentralen und zu erstellenden IBC-Anergie-Wärmenetzen mit Wärme zu \n\nversorgen. \n\nVon den durch die IBC ursprünglich betriebenen drei Gas-Blockheizkraftwerken (BHKW; \n\nproduzieren Strom und Wärme) ist im Jahre 2018 das erste nach Erreichen der techni-\n\nschen Nutzungsdauer rückgebaut worden und die Kundin (Eigentümerin GKB) an das \n\nNetz der Fernwärme Chur AG angeschlossen worden. Die beiden anderen BHKW wer-\n\nden Ende 2025 (City West) und Ende 2028 (Kornquader) ihre Produktlebensdauer er-\n\nreicht haben und mittels anderer erneuerbarer Wärme-Systeme abgelöst werden. Wobei \n\ndann ein Einsatz einer WKK-Anlage (Wärme-Kraft-Kopplungsanlage; produziert Strom \n\nund Wärme) geprüft werden soll (Winterstrom). \n\nIm Jahre 2013 hat die IBC das erste Anergienetz der Südostschweiz im Gebiet Chur \n\nWest in Betrieb genommen. In den Jahren 2018/2019 folgte durch den Gemeinderat von \n\nChur die kommunale Planung für Anergienetze, in welcher die IBC beauftragt wurde, \n\nAnergienetze (Grund- und Groberschliessung) zu planen, zu erstellen, zu betreiben und \n\nzu unterhalten (IBC Gesetz Art. 11a). Damit einhergehend wurde der IBC die Erteilung \n\nder Konzession für die Nutzung des Grundwassers (IBC Gesetz Art. 2) erteilt. \n\nIm Jahre 2019 folgte der Bau der IBC Energiezentrale ARA Chur und des zugehörigen \n\nIBC-Wärmenetzes. Im Herbst 2021 folgte mit dem Anschluss der Kundin (Hof Masans) \n\ndie Inbetriebsetzung des Wärmenetzes mit gereinigtem Abwasser aus der ARA Chur. \n\nAuch weitere Kunden entlang der Anergie-Wärmeleitung sowie das Belmont/Lacuna \n\nQuartier beabsichtigen, sobald das ARA-Wärmenetz vor Ort ist (geplant 2024), via An-\n\nschluss an das ARA-Wärmenetz von fossiler auf erneuerbare Wärmeenergie umzustei-\n\ngen. Weitere Wärmenetze sind in Realisierung, wie beispielsweise Kleinbruggen, Trist, \n\nRheinwiesen, Giacometti, Ringstrasse, Titt oder in Planung. \n\n3. Neues Geschäftsfeld \n\nWas ist Fernwärme und Fernkälte  \n\nFernwärmenetze übertragen Wärme von der Quelle mit hoher Temperatur (Wärmeer-\n\nzeuger) zur Senke mit niedrigerer Temperatur (Wärmebezüger). Wärme auf einer Tem-\n\nperatur unter der Umgebungstemperatur wird als Kälte bezeichnet. Ein thermisches Netz \n\nkann Fernkälte bereitstellen, wenn ein Bezüger seinen Kältebedarf deckt, indem er Wär-\n\nme ins Netz abgibt und die Temperatur des Netzes damit erhöht. \n\n\n\nSeite 7 von 57 \n\nKlassische Fernwärmenetze werden auch als "Hochtemperaturnetze" bezeichnet und \n\ndienen zur Versorgung von Gebäuden mit Raumwärme und Warmwasser sowie von \n\nProzessen. Dazu kommen Vorlauftemperaturen von mindestens 60/70 °C und teilweise \n\nbis über 150 °C zum Einsatz. Die Wärme wird meist von einem zentralen Standort an die \n\nzu versorgenden Verbraucher geleitet. Dazu ist ein leitungsgebundenes Wärmeverteil-\n\nsystem mit wärmegedämmten und vielfach erdverlegten Rohren notwendig.  \n\nNiedertemperaturnetze bezeichnen Netze zum Austausch von Wärme, die bei Tempe-\n\nraturen unter 60 °C betrieben werden. Die Niedertemperaturwärme kann als Raumwär-\n\nme (ab 30 °C) oder zur Versorgung von dezentralen Wärmepumpen (auch unter 30 °C) \n\ndienen (siehe Abbildung 1). Bei Temperaturen unter 20 °C kann das Netz auch als Wär-\n\nmesenke und somit zur Versorgung mit Kälte dienen. Im letzten Fall wird die Anwendung \n\nauch als Fernkälte bezeichnet.  \n\nAbb. 1: Einteilung thermischer Netze in Funktion der Vorlauftemperatur (Quelle: HSLU Luzern, 2019) \n\nNiedertemperatur-Verteilung \n\nFür die Verteilung von Wärme auf tiefem Temperaturniveau werden auch Begriffe wie \n\n"LowEx-Fernwärme", "Anergie-Netze" oder "kalte Fernwärme" verwendet und sie kann \n\nTeil sein einer weitergehenden Vernetzung, die auch als "thermische Arealvernetzung" \n\nbeschrieben wird. Die Wärmeverteilung bei tiefer Temperatur kann anstelle eines klassi-\n\nschen Fernwärmenetzes oder in Ergänzung dazu erfolgen. Obwohl bereits einige An-\n\nwendungen existieren, ist diese weitere Anwendung, die auch als vierte Generation be-\n\n\n\nSeite 8 von 57 \n\nzeichnet wird und in Abbildung 2 dargestellt ist, noch im Entwicklungsstadium. Verfolgt \n\nwerden damit unter anderem folgende Ansätze:  \n\n• eine erweiterte Anwendung von Fernwärme auf tiefem Temperaturniveau \n\n• eine Wärmeverteilung auf tiefer Temperatur zur Speisung von dezentralen Wärmepum-\n\npen \n\n• die Vernetzung von Energieerzeugung, Energieverteilung und Energieverbrauch \n\n• Zweiweg-Fernwärme, bei welcher die Wärmeabnehmer gleichzeitig als Energieprodu-\n\nzenten in Erscheinung treten. \n\nAbb. 2: Entwicklungspfad der Fernwärme in vier Generationen mit zunehmendem Angebot an Energiequel-\n\nlen und steigender Komplexität bei sinkendem Temperaturniveau des Vorlaufs und zunehmender Energieef-\n\nfizienz (Quelle: Planungshandbuch Fernwärme; Energie Schweiz; BFE). \n\nThermische Netze dienen als Oberbegriff für Netze zur Übertragung von Wärme auf al-\n\nlen Temperaturniveaus. Sie werden wie oben beschrieben anhand der Betriebstempe-\n\nratur unterschieden. Daneben existieren auch verschiedene Betriebsarten in Bezug auf \n\n\n\nSeite 9 von 57 \n\ndie Fliessrichtung des Wassers (gerichtet oder ungerichtet) und den Energiefluss im Sys-\n\ntem (unidirektional oder bidirektional). \n\nEin thermisches Netz ist eine Infrastruktur, welche mehrere Gebäude auf verschiedenen \n\nGrundstücken, ein Areal oder ganze Quartiere mit thermischer Energie versorgt. Es ist \n\neine leitungsgebundene Wärme- und/oder Kälteversorgung von Kundinnen und Kunden \n\nmittels warmem Wasser, wobei die Wärmeenergie aus unterschiedlichen Energiequellen \n\nstammen kann. Der Begriff umfasst Wärmeverbunde jeglicher Art, von der klassischen \n\nFernwärme-, über Nahwärme-, bis zu Wärme-/Kältenetzen. Im Gegensatz zur Strom- \n\nund Gasversorgung gibt es im Bereich der thermischen Netze keine schweizweit zu-\n\nsammenhängenden Verteilnetze. Die thermischen Netze sind meist in Städten, Agglome-\n\nrationen und Gemeinden lokalisiert und jedes thermische Netz ist hinsichtlich der geogra-\n\nfischen Gegebenheiten, hinsichtlich Grösse, Leistung, Abnehmer und Energie ein Unikat. \n\nEine einheitliche Regulierung analog zum Stromversorgungsgesetz oder zum vorgese-\n\nhenen Gasversorgungsgesetz ist bei thermischen Netzen nicht möglich. \n\nBei thermischen Netzen unterscheidet man sowohl bei der Netzeinspeisung als auch \n\nbeim Wärme- und Kältebezug zwischen einer direkten und indirekten Nutzung. Die direk-\n\nte Netzeinspeisung ist abhängig von der Temperatur, bei welcher die Wärme im thermi-\n\nschen Netz transportiert wird. Wärme aus einem Verbrennungsprozess, beispielsweise \n\naus einer Kehrichtverbrennungsanlage (KVA) oder deren Nutzung in Wärme-Kraft-\n\nKopplungs-Prozessen sowie Abwärme aus industriellen Hochtemperatur-Prozessen kann \n\noft direkt mittels eines Wärmetauschers ins thermische Netz eingespeist werden. Bei an-\n\nderen Wärmequellen wie zum Beispiel Grundwasser, oder Umwelt- und industrielle Ab-\n\nwärme (Anergie) wird die Wärme entweder beim Wärmebezüger mittels Wärmepumpe \n\noder beim Wärmelieferanten mittels Wärmepumpen oder Wärme-Kraft-\n\nKopplungsanlagen (WKK) auf das für die Nutzung nötige Temperatur-Niveau gebracht.  \n\nUm das Netto-Null Ziel bis 2050 zu erreichen, müssen auch im Wärmebereich alle lokale \n\nPotenziale ausgeschöpft werden.  \n\nHeute sind in der Schweiz noch immer rund 900'000 mit fossilen Energieträgern betrie-\n\nbene Heizungssysteme in Betrieb. Bei einer durchschnittlichen Lebensdauer von 20 Jah-\n\nren müssten jährlich rund 45'000 fossil betriebene Heizungen durch erneuerbare \n\nHeizsysteme ersetzt werden. 2020 konnte zwar mit rund 28'000 verkauften Wärmepum-\n\npen ein klarer Trend bei den erneuerbaren Heizungen festgestellt werden. Gleichzeitig \n\nwurden aber auch rund 20'000 neue fossil betriebene Heizungsanlagen installiert und \n\nrund 9'000 fossile Brenner ausgewechselt. Erneuerbare Heizungen werden vorwiegend \n\nin Neubauten und als Ersatz bestehender fossil betriebener Heizungsanlagen in Ein- und \n\n\n\nSeite 10 von 57 \n\nkleinen Mehrfamilienhäusern installiert. Bei grösseren Mehrfamilienhäusern ist der \n\nWechsel von fossil betriebenen zu erneuerbaren Heizsystemen oft eine grössere Heraus-\n\nforderung, da dort vermehrt bauliche Hürden auftreten können. \n\nDer Zu- und Ausbau der thermischen Netze spielt bei der Dekarbonisierung der Wärme-\n\nversorgung eine wichtige Rolle. Die Wärmeversorgung über ein thermisches Netz erlaubt \n\ndie räumliche Trennung zwischen Wärmebereitstellung und den mit Wärme versorgten \n\nGebäuden. Dies hat als Folge, dass in den Gebäuden im Vergleich zum Heizsystem-\n\nwechsel keine grossen baulichen Anpassungen notwendig werden und auch kaum zu-\n\nsätzlicher Platz zur Verfügung stehen muss. Somit bieten thermische Netze, die einen \n\nhohen Anteil an CO2-neutraler Wärme transportieren, auch für Gebäude mit komplexeren \n\nbaulichen Ausgangslagen eine zuverlässige und wirtschaftlich tragbare Lösung. \n\nDie zunehmende städtische Verdichtung und eine künftig steigende Nachfrage nach Käl-\n\nte erhöhen das Potenzial für thermische Netze zusätzlich. Eine Studie der Empa, ETHZ \n\nund HSLU kommt zum Schluss, dass in den Städten für 50 % bis 80 % und in dichter be-\n\nsiedelten bzw. industrialisierten Agglomerationen für bis zu 50 % der Quartiere eine Ver-\n\nsorgung mit thermischen Netzen energetisch und ökonomisch sinnvoll ist. Die Investiti-\n\nonskosten solcher Quartierlösungen sind zwischen 20 % und 25 % niedriger als eigen-\n\nständige Gebäudelösungen. Um das Netto-Null Ziel bis 2050 zu erreichen, sind die an-\n\nnualisierten Investitionen für den Umbau des Energiesystems im Szenario Zero Basis \n\ngegenüber den «Sowieso-Kosten» im Szenario WWB um insgesamt 109 Milliarden Fran-\n\nken oder rund 8 % höher.  \n\nMit dem Szenario Zero Basis können die Treibhausgasemissionen aus der Wärme- und \n\nKältebereitstellung von rund 46 Mio. Tonnen CO2-Äquivalenten im Jahr 2018 im Jahr \n\n2050 auf rund 12 Mio. Tonnen reduziert werden. Die verbleibenden Emissionen fallen \n\nhauptsächlich in den Bereichen Landwirtschaft, industrielle Prozesse und KVA an und \n\nmüssen durch CO2-Sequestrierung und Negativemissionstechnologien kompensiert wer-\n\nden. \n\n3.1 Umfeld \n\nIn den Energieperspektiven 2050+ hat das Bundesamt für Energie (BFE) verschiedene \n\nSzenarien berechnen lassen, die aufzeigen, wie das Netto-Null Klimaziel bis 2050 er-\n\nreicht und weiterhin eine sichere Energieversorgung gewährleitet werden kann. Die \n\nEnergieperspektiven 2050+ arbeiten mit Szenarien, welche mögliche Entwicklungspfade \n\nbeschreiben. Sie sagen jedoch nichts über die Wahrscheinlichkeit aus, ob ein Szenario \n\ngenau eintreffen wird oder ob ein Entwicklungspfad wahrscheinlicher ist als der andere. \n\n\n\nSeite 11 von 57 \n\nEs sind auch andere technologische Entwicklungspfade denkbar. Im Zentrum der Ener-\n\ngieperspektiven 2050+ steht das Szenario "Zero Basis", mit dem bis 2050 das Netto-Null-\n\nZiel erreicht wird. Drei weitere ZERO-Varianten bilden unterschiedliche technologische \n\nPfade ab, wie etwa eine unterschiedliche Ausprägung der Elektrifizierung oder der bio-\n\ngenen und synthetischen Brenn- und Treibstoffe. Als Vergleich dient das Szenario "Wei-\n\nter wie bisher", das auf den bis Ende 2018 in Kraft gesetzten Massnahmen und Instru-\n\nmenten der Energie- und Klimapolitik basiert und den autonomen technischen Fortschritt \n\nohne zusätzliche politische Massnahmen abbildet. Alle Szenarien gehen von einer wach-\n\nsenden Bevölkerung und einem steigenden Bruttoinlandprodukt (BIP) aus. Gemäss dem \n\nBundesamt für Statistik (BFS) wächst die Bevölkerung der Schweiz in den kommenden \n\ndrei Jahrzenten und wird sich weiter im Einzugsgebiet der Agglomerationen konzentrie-\n\nren. \n\nIn den Energieperspektiven 2050+ wird unterstellt, dass in Kooperation mit der Weltge-\n\nmeinschaft der Klimawandel beschränkt werden kann. Dennoch führen die ändernden \n\nKlimabedingungen zu einer leichten Verringerung des Wärmebedarfs im Winter und zu \n\neinem steigenden Kühlbedarf im Sommer. Die starke Steigerung der Energieeffizienz im \n\nGebäudepark sowie Effizienzsteigerungen in der Industrie führen zu einer starken Ver-\n\nringerung des Wärmebedarfs. Der Wärmebedarf in der Schweiz von heute rund 100 TWh \n\npro Jahr nimmt gemäss Szenarien bis 2050 auf 70 bis 80 TWh pro Jahr ab. Einen star-\n\nken Rückgang zeigt die Raumwärme mit einer Abnahme von minus 30 Prozent sowie die \n\nProzesswärme mit rund minus 25 Prozent. Auch beim Warmwasser zeigt sich eine Re-\n\nduktion von minus 10 bis 15 Prozent. Die abnehmende Wärmenachfrage ist bei der \n\nEnergieplanung und Bewertung der für thermische Netze geeigneten Gebiete zu berück-\n\nsichtigen. \n\nGemäss Energieperspektiven 2050+ steigt in allen Szenarien auch der Energieverbrauch \n\nzur Deckung des Kältebedarfs an. \n\nAnders als beim Strom- und Gasnetz gibt es für thermische Netze keine Planbewilligun-\n\ngen des Bundes. Wenn es sich nicht um kleinräumige Netze handelt, werden in der Re-\n\ngel erhebliche Teile der Leitungen in den öffentlichen Untergrund verlegt, insbesondere \n\nunter Strassen. Dies setzt eine Sondernutzungskonzession der Gemeinde/Stadt voraus. \n\n3.2 Politische Ausrichtung  \n\nNationale Klimapolitik\n\nMit dem Übereinkommen von Paris hat sich die internationale Staatengemeinschaft (inkl. \n\nder Schweiz) dazu bekannt, die globale durchschnittliche Erwärmung bis 2050 auf deut-\n\n\n\nSeite 12 von 57 \n\nlich unter 2 °C im Vergleich zur vorindustriellen Zeit zu begrenzen. Um 2011 wurde die \n\nEnergiestrategie 2050 des Bundes erarbeitet. Um dieses Ziel zu erreichen, müssen die \n\nTreibhausgasemissionen rasch gedrosselt werden. Die Schweiz hat sich im Rahmen des \n\nPariser Übereinkommens zu einer Reduktion der Treibhausgasemissionen von 50 % bis \n\n2030 und von 70 bis 85 % bis 2050 gegenüber 1990 verpflichtet. Dabei hat die Schweiz \n\nvorgesehen, einen Teil der Reduktion über Aktivitäten im Ausland umzusetzen. In Anbe-\n\ntracht der zunehmenden Risiken des Klimawandels für die Schweiz hat der Bundesrat im \n\nSommer 2019 beschlossen, die Ziele zur Treibhausgasreduktion zu verschärfen: Ab dem \n\nJahr 2050 soll die Schweiz unter dem Strich keine Treibhausgasemissionen mehr aus-\n\nstossen (Netto-Null Ziel). Damit entspricht die Schweiz dem Ziel, die globale Klimaer-\n\nwärmung auf maximal 1.5 °C gegenüber der vorindustriellen Zeit zu begrenzen.  \n\nBereits seit 2008 setzt der Bund mit dem CO2-Gesetz rechtliche Grundlagen im Umgang \n\nmit dem Klimawandel. Diese werden im Einklang mit den internationalen Übereinkom-\n\nmen und den nationalen Entwicklungen laufend revidiert. \n\nPotenzial von Fernwärme- und Fernkälteanlagen1\n\nFür die Erreichung des Klimaziels Netto-Null 2050 ist eine Dekarbonisierung der Wärme-\n\nversorgung unumgänglich. Für die Raumwärme sind schon heute umsetzbare und wirt-\n\nschaftliche Lösungen vorhanden. Dieser Bereich muss möglichst rasch vollständig de-\n\nkarbonisiert werden.  \n\nDie thermischen Netze haben in der Schweiz ein grosses Potenzial. Das Potenzial liegt \n\nje nach Quelle und gewähltem Szenario zwischen 17 und 22 TWh pro Jahr. Mit jährlich \n\netwa 8.4 TWh über thermische Netze gelieferte Wärme ist das vorhandene Potenzial \n\nsomit höchstens zur Hälfte ausgeschöpft. Weil deren Planung und Realisierung lange \n\ndauert und möglichst keine fossilbetriebenen Heizungsanlagen in Wohn- und Dienstleis-\n\ntungsgebäuden mehr eingebaut werden sollten, muss der Ausbau CO2-armer Wärme \n\ntransportierender thermischer Netze sofort massiv verstärkt werden.  \n\nFür den Ausbau der thermischen Netze ist die räumliche Energieplanung entscheidend. \n\nDadurch kann das Risiko von Fehlinvestitionen reduziert werden. Zudem schaffen sie ei-\n\nnen wichtigen Anreiz für die notwendigen Investitionen. Die Energieplanungen zeigen \n\nauf, mit welchen Technologien eine Gemeindeihre Wärmeversorgung langfristig sicher-\n\nstellen kann. Im Bundesrecht gibt es keine Pflicht zur Vornahme einer räumlichen Ener-\n\ngieplanung. Der Bundesrat empfiehlt den Kantonen aber, die freiwilligen Mustervorschrif-\n\nten der Kantone (MuKEn) in ihre kantonale Energiegesetzgebung zu übernehmen und \n\n1 Potenzial von Fernwärme- und Fernkälteanlagen; Bericht des Bundesrates, (17. Dezember 2021, Aktenzei-\nchen: BFE-042.16-127/5) in Erfüllung des Postulates 19.4051, FDP-Liberale Fraktion, 18. September 2019\n\n\n\nSeite 13 von 57 \n\nden Kommunen die nötigen Hilfsmittel für eine Netto-Null Planung zur Verfügung zu stel-\n\nlen. Die Gemeinden können eine Gebietszuteilung machen.  \n\nDie Wärmeversorgung muss bis 2050 zu 100 Prozent CO2-neutral sein. Bei den thermi-\n\nschen Netzen muss der Anteil an CO2-neutraler Wärme deshalb langfristig auf 100 Pro-\n\nzent erhöht werden. Der Verband Fernwärme Schweiz geht aktuell von einem Anteil von \n\nrund 76 Prozent Abwärme und erneuerbarer Wärme in den thermischen Netzen aus. Die \n\nabgelehnte Totalrevision des CO2-Gesetzes hätte eine Schwelle von mindestens 75 % \n\nCO2-neutraler Wärme eingeführt. Der Bundesrat erachtet diese minimale Anforderung \n\nweiterhin als ökologisch und wirtschaftlich sinnvolle Zwischenlösung auf dem Weg hin zu \n\nNetto-Null. Wo nötig können dadurch weiterhin fossile Energieträger in Spitzenlastkessel \n\noder Redundanzsystemen eingesetzt werden. Für die bessere Nutzung der Gewässer \n\nals Wärmespeicher im Untergrund müssen die rechtlichen Rahmenbedingungen ange-\n\npasst werden. Das in den tieferen Gesteinsschichten vorhandene Warmwasser bietet \n\nebenfalls ein grosses Potenzial zur direkten Wärmenutzung. Tiefen-Geothermie-Projekte \n\nsollten deshalb weiter gefördert werden. \n\nUm den Ausbau der thermischen Netze zu fördern, sind die Forschung sowie Pilot- und \n\nDemonstrationsanlagen weiter zu unterstützen. Die Forschung und Technologieentwick-\n\nlung im Bereich der Wärmespeicher für Areale, Quartiere und Gemeinden, zur Wärme-\n\nspeicherung in Niedertemperatur-Aquiferen, zu Hochtemperatur-Wärmespeicher oder zur \n\nAnwendung von Hochtemperatur-Wärmepumpen in der Industrie kann in Zukunft das re-\n\nalisierbare Potenzial der thermischen Netze erweitern und zu weiteren Effizienzgewinnen \n\nführen. Da thermische Netze in erster Linie in dicht bebauten Gebieten sinnvoll sind, \n\nkommt den Städten eine wichtige Rolle zu. Deshalb sind sie gehalten, eine verbindliche \n\nEnergieplanung vorzunehmen. Das Bundesamt für Energie (BFE) und der Städteverband \n\nhaben ein gemeinsames Projekt zum Ausbau der thermischen Netze gestartet. \n\nErdgas ist heute noch ein bedeutender Energieträger. Auf dem Weg zum Netto-Null-Ziel \n\nmuss dessen Verbrauch reduziert werden. Insbesondere im Bereich der Raumwärme \n\nsollte längerfristig kein Erdgas mehr eingesetzt werden. Bis 2050 muss die Gasversor-\n\ngung CO2-neutral sein. Der direkte Ersatz von Erdgas durch die Verwendung von Biogas \n\noder Wasserstoff für die Heizung von Gebäuden erachtet der Bundesrat als nicht sinn-\n\nvoll. Diese beiden Energieträger werden künftig hauptsächlich in der Industrie und im \n\nSchwerverkehr benötigt. Die Komfortwärme kann grösstenteils problemlos mit Umwelt-\n\nwärme und Wärmepumpen respektive der Nutzung nicht vermeidbarer Abwärme, von \n\nHolzbrennstoffen und der direkten Nutzung von Wärme aus tieferen geologischen \n\nSchichten bereitgestellt werden. Im Rahmen der kommunalen Energieplanung mit dem \n\n\n\nSeite 14 von 57 \n\nZiel CO2-Neutralität und gegebenenfalls in Zusammenarbeit mit den Energieversorgern \n\nist die Stilllegung von Gasleitungen und der Ausbau von thermischen Netzen zu prüfen. \n\nMit einer vorausschauenden Planung können Hindernisse für die Realisierung von ther-\n\nmischen Netzen beseitigt werden. Thermische Netze haben ein grosses Potenzial für ei-\n\nne nachhaltige Wärmeversorgung. Dieses Potenzial muss nun möglichst rasch erschlos-\n\nsen werden. \n\nKantonale Energie- und Klimapolitik \n\nDer Kanton Graubünden geht die Herausforderungen des Klimawandels mit Massnah-\n\nmen im Rahmen der kantonalen Klimastrategie und des Aktionsplans Green Deal für \n\nGraubünden aktiv an und hat mit der Teilrevision des kantonalen Energiegesetzes den \n\nNachvollzug der aktuellen Mustervorschriften der Kantone (MuKEn 2014), unter Berück-\n\nsichtigung der Verhältnisse in Graubünden, vollzogen. Das neue Energiegesetz ist seit  \n\n1. Januar 2021 in Kraft. \n\nStädtische Energie- und Klimapolitik\n\nZurzeit wird der städtische Masterplan Klima und Energie erarbeitet. Die Stadt Chur un-\n\nterstützt die Bestrebungen des Kanton Graubünden und verfolgt seit Jahren eine klima-\n\nschonende Energiepolitik. Als Energiestadt setzt sie zahlreiche Massnahmen zur effizien-\n\nten Nutzung von Energie und zum Ausbau von erneuerbaren Energien sowie für eine \n\numwelt-verträgliche Mobilität um. Die Umsetzung des Stadtentwicklungskonzepts \n\n(STEK), des Agglomerationsprogramms Chur der 4. Generation, des Energierichtplans \n\nsowie dessen Abstimmung mit dem Masterplan Energie Chur der IBC Energie Wasser \n\nChur (IBC) sind zentrale Aspekte des städtischen Energie- und Klimamasterplans. \n\nIST-Zustand auf dem Stadtgebiet\n\nDie Energiebilanz der Stadt Chur wird mit dem Energie- und Klima-Kalkulator für Ge-\n\nmeinden erstellt. Die Bilanz zeigt, welche Energieträger den heutigen Energiebedarf de-\n\ncken und zu welchem Zweck die Energie verwendet wird. Zudem wird ersichtlich, wie vie-\n\nle Tonnen Treibhausgase pro Einwohner und Jahr ausgestossen werden.  \n\nIm 2020 wurde in der ganzen Stadt Chur insgesamt rund 1'166 GWh Energie in Form \n\nvon Strom, Wärme und Treibstoff benötigt.  \n\nDer Wärmeverbrauch betrug 2020 rund 557 GWh, dies ist beinahe die Hälfte des Ge-\n\nsamtenergieverbrauchs. Die Wärmequellen stammten zu 27 % aus erneuerbaren Ener-\n\ngien wie Fernwärme, Holz und Wärmepumpen (Schweizer Durchschnitt liegt bei 32 %). \n\nDas bedeutet, 73 % des Wärmeverbrauchs der Stadt Chur stammt aus fossilen Energie-\n\nträgern wie Heizöl oder Gasenergie. \n\n\n\nSeite 15 von 57 \n\nAbb. 3: Endenergieverbrauch nach Verwendungszweck absolut (links) und pro Einwohner (rechts), aus der \n\nEnergiebilanz der Stadt Chur 2020\n\n3.3 Konzept-Studien  \n\n3.3.1 Studie Empa und Sympheny \n\nAusgangslage  \n\nDie IBC hat in Zusammenarbeit mit der Elimes AG und der EMPA/Urban Sympheny AG \n\n(Start-up der EMPA) im 2018/ 2020 einen Masterplan Energie Chur mit Fokus Wär-\n\nme/Kälte-Versorgung ausgearbeitet. Mit diesem Masterplan wurden mögliche Lösungen \n\nfür das Netto-Null Ziel (keine direkten CO2-Emissionen verursacht durch das Energiesys-\n\ntem) bis in die Jahre 2035/2050 aufgezeigt.  \n\nDie Elimes AG hat in Zusammenarbeit mit Urban Sympheny AG (EMPA) im Jahr 2020 \n\neine erste Wirtschaftlichkeitsberechnung erstellt. Mit dem Szenario 2035 wurde aufge-\n\nzeigt, dass das Energiesystem der Stadt Chur wirtschaftlich vertretbar umgebaut werden \n\nkann. Die Lebenszykluskosten (Investitionskosten + Energiekosten + Betriebskosten + \n\nUnterhaltskosten) des zukünftigen, CO2-freien Energiesystems können auf ähnlichem Ni-\n\nveau gehalten werden, wie dies mit dem heutigen Energiesystem der Fall ist. Die folgen-\n\nden drei Effekte führen gemäss EMPA/Elimes zu diesem Resultat:  \n\n1. Kostenreduktion der eingesetzten Technologie, hervorgerufen durch Skaleneffekte. \n\n2. Reduktion des Energiebedarfs durch Gebäudesanierungen gemäss Energiestrate-\n\ngie 2050 BFE. \n\n3. Leistungstarif anstelle Energietarif bei der Elektrizität hilft erneuerbaren Technolo-\n\ngien und deren wirtschaftlichem Einsatz. \n\n\n\nSeite 16 von 57 \n\nAuswirkungen auf die IBC  \n\nBasierend auf den Szenarien WWB 2035 (weiter wie bisher) und NN0 2035 (Netto Null) \n\nsowie den dazugehörigen Finanzplänen wurde eine Analyse für das Geschäftsfeld Wär-\n\nmedienstleistung der IBC vorgenommen.  \n\nDas Stromgeschäft IBC wird in den nachfolgenden Analysen nicht berücksichtigt. Der \n\nFokus wird auf das Wärmegeschäft, inklusive der Auswirkung auf den Gasabsatz gelegt. \n\nIn diesem Szenario WWB 2035 wird ersichtlich, dass Immobilienbesitzer vermehrt Wär-\n\nmepumpen und PV einsetzen werden. Das Geschäftsfeld Wärmelieferung der IBC wird \n\nsich in diesem Szenario stark entwickeln, um den rückläufigen Gasverkauf zu kompen-\n\nsieren. Durch den massiven Ausbau der PV Anlagen wird die IBC ebenfalls einen Rück-\n\ngang im Stromgeschäft erfahren (Eigenverbrauch). Dieser Rückgang kann jedoch teil-\n\nweise durch den steigenden Strombedarf von Wärmepumpen kompensiert werden.  \n\nIm Szenario WWB 2035 wurde die Annahme getroffen, dass keine speziellen Massnah-\n\nmen für einen Umbau in ein CO2-freies Energiesystem erfolgen. Folglich wurden Techno-\n\nlogien nach vorhandenen Infrastrukturen und wirtschaftlichen Aspekten gewählt: \n\nAbb. 4: Investitionsbedarf für das Energiesystem Stadt Chur gemäss Szenario WWB 2035 und deren Zuord-\n\nnung zu IBC und Dritte. \n\n(Quelle: Wirtschaftlichkeitsberechnung Energieversorgung Chur, EMPA 17.04.2022) \n\n\n\nSeite 17 von 57 \n\nDie Investitionen für das Szenario NN0 2035, und folglich die entsprechenden, zukünfti-\n\ngen Geschäftsfelder der IBC, wurden wie folgt angenommen: \n\nAbb. 5: Investitionsbedarf für das Energiesystem Stadt Chur gemäss Szenario NN0 2035 und deren Zuord-\n\nnung zu IBC und Dritte. Im Masterplan Elimes wurde ein Investitionsbedarf von Fr. 285 Mio. ausgewiesen, in \n\nwelchem der Ausbau PV (Fr. 113 Mio.) nicht enthalten ist. \n\n(Quelle: Wirtschaftlichkeitsberechnung Energieversorgung Chur, EMPA 17.04.2022)\n\nWird die Stadt Chur aktiv das Netto-Null Ziel verfolgen, kann die IBC ihre Geschäftsfelder \n\nim Bereich Wärmelieferung ausbauen. Ein starker Ausbau der Wärmenetze und der de-\n\nzentralen Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) wird stattfinden. Bei den zukünftigen Wärme-\n\npumpenanlagen wird ein IBC Contracting-Anteil von 50 % erwartet. Haupttreiber für diese \n\nDienstleistungen sind die Wärmenetze, welche Abwärme (z.B. aus der GEVAG KVA) und \n\nerneuerbare, thermische Energie (z.B. aus Grundwasser) in der Stadt Chur verteilen. \n\nDieses Szenario entspricht dem Masterplan (Elimes). Die detaillierte Beschreibung ist in \n\nden entsprechenden Dokumenten zu finden.  \n\nIn diesem Masterplan 2020 wurde der Neuwert des Energiesystem Stadt Chur nach dem \n\nUmbau von Fr. 285 Mio. (ohne PV Anlagen) berechnet. Die neuesten Berechnungen \n\nnach Sympheny 2021 bestätigen diesen Neuwert des Energiesystems Stadt Chur, ohne \n\nPV Anlagen (Fr. 113 Mio.), von Fr. 256 Mio. Daraus resultiert eine Abweichung zu den \n\nBerechnungen Masterplan 2020 von 10 %.  \n\nDie Mehrinvestitionen für die IBC gegenüber dem Szenario WWB 2035, um das Ziel Net-\n\nto-Null (Szenario NN0 2035) zu erreichen, belaufen sich in den nächsten 15 Jahren auf \n\nrund Fr. 90 Mio.: Im Szenario WWB 2035 investiert die IBC Fr. 96 Mio. (keine Investitio-\n\nnen in Dekarbonisierung); im Szenario NN0 2035 investiert die IBC Fr. 185 Mio.  \n\nAus dem Geschäftsfeld Wärme können vier Energieprodukte verkauft werden: Heizener-\n\ngie, Kühlenergie, Bio-Gasenergie-Direktverkauf und Elektrizität aus Kraft-\n\n\n\nSeite 18 von 57 \n\nWärmekopplungsanlage. In der nachfolgenden Grafik wird die Entwicklung dieser Abätze \n\naufgezeigt. Der traditionelle Verkauf von Gas an Endkunden wird in beiden Szenarien \n\nWWB 2035 und NN0 2035 durch den Verkauf von Wärmeprodukten zum Heizen und \n\nKühlen abgelöst. Durch den vermehrten Einsatz von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen \n\n(KWK) in Quartierzentralen wird die lokale Strombereitstellung im Szenario NN0 2035 \n\nausgebaut (Abb. 6).  \n\nWird der Gasenergieeinsatz des Wärmegeschäfts IBC analysiert, zeigt das Szenario \n\nWWB 2035 weiterhin einen hohen Anteil an Gasheizkesseln bei den Endkunden. Im \n\nSzenario NN0 2035 werden diese Gaskessel durch Fernwärmeanschlüsse abgelöst. Die \n\nHeizenergielieferung durch Fernwärmenetze wird durch die Quartierzentralen sicherge-\n\nstellt. Der Rückgang im Gasenergieabsatz Szenario WWB 2035 kann behoben werden, \n\nindem vermehrt Quartierzentralen mit KWK (NN0 2035) (KWK = WKK) eingesetzt wer-\n\nden. Diese Quartierzentralen liefern wertvollen Winterstrom und erhöhen die Versor-\n\ngungssicherheit der Stadt Chur (Abbildung 6.) \n\nAbb. 6: Energiemengen welche im Wärmegeschäft IBC an die Endkunden verkauft werden: Gas/Biogas, \n\nHeiz-Kühlenergie über Fernwärme und Contracting und Strom aus Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen. \n\n(Quelle: Wirtschaftlichkeitsberechnung Energieversorgung Chur, EMPA 17.04.2022)\n\n\n\nSeite 19 von 57 \n\nDie zukünftigen Erträge der IBC aus dem Wärmegeschäft entwickeln sich für die beiden \n\nSzenarien WWB 2035 und NN0 2035 wie folgt: \n\nAbb. 7: Erträge aus dem Energieverkauf für die Szenarien WWB 2035 und NN0 2035 im Vergleich zu heuti-\n\ngen Erträgen. \n\n(Quelle: Wirtschaftlichkeitsberechnung Energieversorgung Chur, EMPA 17.04.2022) \n\nDas Szenario WWB 2035 zeigt auf, wie sich die IBC verhalten könnte, wenn sich der \n\nGasverkauf reduziert. Der entgangene Gasertrag kann durch den Ausbau des Ge-\n\nschäftsfelds Wärme kompensiert werden. Zu beachten gilt, dass keine speziellen Mass-\n\nnahmen zur CO2-Reduktion berücksichtigt werden, sondern lediglich die Ertragslage der \n\nIBC gehalten wird. Wird jedoch das Geschäftsfeld Wärme nicht ausgebaut, muss mit ei-\n\nnem Ertragsrückgang von bis zu 40 % (Fr. -20 Mio.) gerechnet werden. \n\nDas Szenario NN0 2035 beschreibt hingegen den aktiven Umbau des Energiesystems \n\ndurch die IBC, um das Ziel Netto-Null zu erreichen. Der forcierte Ausbau des Geschäfts-\n\nfelds Wärme und die lokale Stromproduktion in Quartierzentralen mittels Kraft-\n\nWärmekopplung (KWK) resultiert in einem Zuwachs der Erträge von rund 30 % (+ Fr. 13 \n\nMio.). Dieser Ertragsausbau wird durch die Mehrinvestition, gegenüber dem Szenario \n\nWWB 2035, von rund Fr. 90 Mio. erreicht.  \n\nDie Wirtschaftlichkeit der beiden Szenarien unterscheidet sich wie folgt:  \n\n• WWB 2035: IRR 9.2 %, Rückzahlung Investition/Neuwert nach 12 Jahren  \n\n\n\nSeite 20 von 57 \n\n• NN0 2035: IRR 6.6 %, Rückzahlung Investition/Neuwert nach 15 Jahren  \n\nZu beachten gilt, dass beim NN0 2035 Szenario der Restwert nach Ende des Betrach-\n\ntungszeitraumes im Finanzplan von 20 Jahren wesentlich höher ist, als beim Szenario \n\nWWB 2035. Diese Restwerte wurden in den IRR Berechnungen nicht berücksichtigt.  \n\nDer Ausbau und Umbau der heutigen Wärmedienstleistung IBC, um das Szenario NN0 in \n\n2035 zu erreichen, könnte wie folgt stattfinden:  \n\n1. Bis 2024 wird das WWB Szenario verfolgt, d.h. die bestehenden Dienstleistungen \n\nund deren Ausbau werden im Bereich Wärmeversorgung weitergeführt. Die \n\ndurchschnittlichen Investitionen von Fr. 2.7 Mio. jährlich werden wie geplant getä-\n\ntigt, total Fr. 8 Mio.  \n\n2. Ab 2022 bis 2030 werden total Fr. 207 Mio. in den Ausbau und Umbau der Ener-\n\ngieinfrastruktur nach Szenario NN0 2035 investiert: Fr. 185 Mio. Neuanschaffun-\n\ngen und Fr. 22 Mio. Ersatzinvestitionen in bestehende Infrastruktur.  \n\n3. Ab 2035 kann des Energiesystem CO2-frei (Szenario NN0 2035) mit der oben er-\n\nwähnten Wirtschaftlichkeit betrieben werden.  \n\nIn der Umbauphase bis 2035 würde sich der Cashflow wie folgt entwickeln:\n\nAbb. 8: Cashflow und Investitionen IBC während der Umbauphase, um das Szenario NN0 zu erreichen \n\n(Quelle: Wirtschaftlichkeitsberechnung Energieversorgung Chur, EMPA 17.04.2022)\n\n\n\nSeite 21 von 57 \n\nAls Balken werden die jährlichen Investitionen und der 'Discounted Free Cashflow' dar-\n\ngestellt. Aufgrund der hohen Anfangsinvestitionen sind die jährlichen 'Discounted Free \n\nCashflow' auch negativ. Erst ab dem Jahr 2030 kann ein positiver 'Discounted Free \n\nCashflow' erzielt werden. \n\nAls Linie werden die kumulierten Investitionen sowie der kumuliert Net Present Value \n\nüber die Jahre dargestellt. Der kumulierte Net Present Value zeigt, den diskontierten \n\nBarwert aller zukünftigen Cashflows. Dieser wird nach dem Jahr 2040 positiv, was auf ein \n\nlangfristiges Engagement verweist. \n\nWährend dieser Umbauphase benötigt die IBC entsprechendes Kapital, um den Umbau \n\ndes Energiesystems zu finanzieren. Unter den Modellannahmen (siehe auch Bericht \n\nMasterplan Stadt Chur) sinkt der IRR von heute 7.2 % während dieser Umbauphase auf \n\n2.4 %. Nach der Umbauphase 2035+ steigt der IRR gemäss Modellannahmen wieder auf \n\n6.6 %. \n\nWürdigung \n\nDie Berechnungen der Urban Sympheny AG, begleitet durch die Empa, erhärten die \n\nAussagen bezüglich Wirtschaftlichkeit im Masterplan Energie 2020 Stadt Chur. Jedoch \n\nist zu beachten, dass die Annahmen zukünftiger Energiebedarfe und Technologiekosten \n\nmit hohen Unsicherheiten zu verstehen sind. Je nach Entwicklung der rechtlichen, wirt-\n\nschaftlichen und gesellschaftlichen Randbedingungen können die Resultate grosse Ab-\n\nweichungen gegenüber der Realität aufweisen.  \n\nAus diesem Grund empfiehlt der Studienverfasser eine jährliche Überprüfung der Model-\n\nle und Datengrundlagen, um frühzeitig Abweichungen in den Grundlagen und Annahmen \n\nzu identifizieren. Damit können rechtzeitig Anpassungen der Umbaustrategie vorgenom-\n\nmen und folglich wirtschaftlich unattraktive Investitionen ('Stranded Assets') vermieden \n\nwerden. Im Rahmen der üblichen Berichterstattung (Management Reporting) wird der \n\nStadtrat über die Erkenntnisse des Controllings informiert. \n\nFazit (Studie Empa)\n\nEin Umbau des heutigen, mit mehrheitlich fossilen Energieträgern versorgten Energie-\n\nsystems, in ein zukünftiges, mit ausschliesslich erneuerbaren Energieträgern versorgtes \n\nEnergiesystem ist wirtschaftlich machbar. Das zukünftige CO2-freie Energiesystem kann \n\nmit einem koordinierten und vorausschauenden Umbauprozess eine ähnliche Wirtschaft-\n\nlichkeit wie das heutige System erreichen.  \n\nDas Geschäftsfeld Wärmedienstleistung sollte auf jeden Fall weiter ausgebaut werden. \n\nSowohl im Szenario WWB 2035 als auch im NN0 2035 sind die zukünftigen Erträge aus \n\n\n\nSeite 22 von 57 \n\ndieser Geschäftstätigkeit notwendig, um das rückläufige Gasgeschäft zu kompensieren. \n\nVerfolgt die Stadt Chur das Netto-Null Ziel, müssen die Wärmedienstleistungen der IBC \n\nzusätzlich mit lokaler Strombereitstellung in Quartierzentralen (KWK) ergänzt werden.  \n\nIn beiden Szenarien WWB 2035 und NN0 2035 wurde der Ausbau der PV-Anlagen in \n\nChur privaten Investoren und Betreibern zugeordnet. Eine Angebotserweiterung der IBC \n\nfür die Finanzierung, den Bau und den Betrieb von PV-Anlagen ist aus wirtschaftlicher \n\nund betrieblicher Sicht sinnvoll. Der Cashflow der IBC kann mittels PV-Anlagen weiter \n\ngesteigert werden (siehe Finanzplan Szenario NN0 2035 aus Sicht der Stadt Chur).  \n\nKraft-Wärme-Kopplungsanlagen mit Fernwärmenetzen produzieren mehrheitlich im Win-\n\nter Strom. Aus der Kombination mit PV/Batterie-Anlagen, welche vornehmlich im Som-\n\nmer Strom liefern, resultiert eine ausgewogene, ganzjährige Strombereitstellung, welche \n\neinen signifikanten Anteil zur Versorgungssicherheit der Stadt Chur leisten kann.  \n\nDie Empa empfiehlt den Masterplan Energie Chur, welcher den Zielzustand im Jahr 2035 \n\nbeschreibt, zu einem Masterplan Umbau Energiesystem 2022 - 2035/2040 weiter zu \n\nentwickeln. Dabei soll der Umbau in verschiedene Phasen unterteilt werden, welche zeit-\n\nlich und räumlich definiert werden. Für jede abgeschlossene Umbauphase sollte die Wir-\n\nkung bezüglich der Zielerreichung gemessen (Monitoring) und die Erkenntnisse daraus \n\nfür die nächsten Umbauphasen genutzt werden. Der Informationsaustausch betreffend \n\nMonitoring könnte jeweils dem Stadtrat im Rahmen der üblichen Berichterstattung aufge-\n\nzeigt werden, um auf dem aktuellen Stand der Entwicklungen bzgl. Umbauprozess und \n\ntechnische bzw. wirtschaftliche Risiken widerzugeben. \n\n3.3.2 Studie ELIMES  \n\nIm Auftrag von IBC Energie Wasser Chur und der Stadt Chur sind in den letzten Jahren \n\nmehrere Studien betreffend fossilfreie Wärmeversorgung ausgearbeitet worden. Der \n\nEnergierichtplan Chur (ERPSC) aus dem Jahr 2018 diente als Basis für die Entwicklung \n\ndes neuen Masterplans Energie Chur 2020. Im Energierichtplan sind bereits Energiebe-\n\ndarf und Wärmequellen abgeschätzt.  \n\nDer neue Masterplan Energie 2020 gibt Antworten auf Fragen aus dem Energierichtplan \n\nder Stadt Chur (ERPSC) und er setzt neue Ziele für die Stadt Chur basierend auf der \n\nEnergiestrategie 2050 des Bundes (ES2050). Dabei werden die beiden Szenarien „Refe-\n\nrenz“ (weiter wie bisher) und Effizienz (neue Energiepolitik des Bundes) ausgearbeitet. \n\nDie Ziele von ES2050 werden durch das Ziel von IBC, Chur im Jahr 2040 mit erneuerba-\n\nrer Wärme zu versorgen, bestärkt.  \n\n\n\nSeite 23 von 57 \n\nDer Masterplan Energie 2020 analysiert den aktuellen Wärmebedarf und erstellt Progno-\n\nsen für die Jahre 2035 und 2050. Mit den vorhandenen erneuerbaren Wärmequellen wird \n\neine Strategie entwickelt, welche aufzeigt, wie Chur künftig fossilfrei versorgt werden soll.  \n\nFür die Energiebedarfsprognose des Gebäudeparks wurde angenommen, dass aufgrund \n\ndes Bevölkerungswachstums auch die beheizten Wohn- und Gewerbeflächen zuneh-\n\nmen. Dies führt beim Szenario "Referenz" trotz Effizienzmassnahmen zu einem etwa \n\ngleichbleibenden Gesamtenergiebedarf wie heute. Der Heizenergiebedarf sinkt in diesem \n\nSzenario aufgrund der Gebäudesanierungen und dem Ersatz von Öl- und Erdgasheizun-\n\ngen. Dieser positive, jedoch auslaufende Effekt wird durch die Zunahme des Energiebe-\n\ndarfs für Warmwasser, Kühlung und elektrische Verbraucher durch Bevölkerungswachs-\n\ntum kompensiert. Beim Szenario "Effizienz" greifen die ehrgeizigen Ziele der zukünftigen, \n\nneuen Energiepolitik und der Endenergiebedarf sinkt bis 2050 gegenüber heute um ei-\n\nnen Drittel. Vor allem der Ersatz der Öl- und Erdgasheizungen durch Wärmepumpen und \n\nWärme-Kraft-Kopplungen (WKK), die mit Biogas funktionieren, wird massgebend zur Re-\n\nduktion beitragen.  \n\nDie Analyse der CO2-Emissionen pro Quadratmeter und Jahr zeigt, dass die Emissionen \n\nabnehmen. Beim Szenario "Referenz" können die Emissionen bis 2050 um 50 % gesenkt \n\nwerden. Beim Szenario "Effizienz" erreicht die CO2-Reduktion Netto-Null bis 2050 und \n\nwird die Ziele des Pariser Klimaabkommens einhalten.  \n\nBasierend auf dem Szenario "Effizienz" müssen die erneuerbaren Energiequellen ausge-\n\nbaut werden.  \n\nEin grosses Potential für die erneuerbare Wärmeproduktion liegt in der Umwelt- und in-\n\ndustriellen Abwärme. Diese Wärme kann in dicht besiedelten Gebieten effizient mittels \n\nAnergienetzen verteilt und mit Wärmepumpen aufbereitet werden. In weniger dicht be-\n\nsiedelten Gebieten können solitäre Anlagen diese erneuerbaren Energiequellen anzap-\n\nfen. In Chur wird heute über 40 % der Wärme für Heizen und Warmwasser mit Erdgas \n\nbereitgestellt. Das Gasnetz ist vorhanden und kann künftig einen entscheidenden Beitrag \n\nzur energetischen Versorgung von Chur beitragen. Die Schweizer Gaswirtschaft hat sich \n\ndas Ziel gesetzt, bis ins Jahr 2030 den Anteil der erneuerbaren Gase im gasversorgten \n\nWärmemarkt auf 30 % zu steigern. Wichtig für Chur ist die bereits vorhandene Infrastruk-\n\ntur des Hochtemperaturnetzes, welches durch die KVA gespiesen wird. Die ARA Chur \n\nhat mit dem gereinigten Abwasser viel Wärmpotential und kann damit ein wichtiger Ener-\n\ngiehub werden.  \n\nFür die fossilfreie Wärmeversorgung von Chur wird eine Strategie vorgeschlagen, welche \n\nvon Osten gegen Westen Quartiere mit Wärme auf abnehmendem Temperaturniveau \n\n\n\nSeite 24 von 57 \n\nversorgt. Während im Osten die Hochtemperatur-Versorgung (HT) vorherrscht wird im \n\nWesten hauptsächlich Anergie-Wärme zur Verfügung gestellt. Das Konzept wird Kaska-\n\ndenversorgung genannt. Die Kaskadenversorgung sieht den Wärmetransport von Netzen \n\nmit hohen Temperaturen auf Netze mit tieferen Temperaturen vor. Von den HT-Netzen \n\nim Osten mit dem Quartierzentralen-Streifen im mittleren Teil wird Wärme an die angren-\n\nzenden Anergienetze geliefert. Die Versorgung von Chur kann auf diese Weise in Etap-\n\npen und Phasen erfolgen. Das Vorgehen kann effizient und wirtschaftlich gestaltet wer-\n\nden. Einfamilienhäuser und Mehrfamilienhäuser, welche nicht im Bereich von Netzen lie-\n\ngen, können beispielsweise auch mit Luft-Wasser-Wärmepumpen oder modernen Bio-\n\ngas-KWK versorgt werden. \n\nDie Energieversorgung Stadt Chur wurde als Energie Hub modelliert. Die natürlichen \n\nRessourcen im Stadtgebiet und der Energiebedarf 2018, 2035 und 2050 wurden anhand \n\nder vorangegangen Analysen erfasst. Mögliche Umwandlungs- und Speichertechnolo-\n\ngien wurden bezüglich deren Wirtschaftlichkeit, Effizienz und Wirkung festgelegt. Mit die-\n\nsem ganzheitlichen Modell wurden der kosten-optimalen Technologiemix bei verschiede-\n\nnen CO2-Emissionen identifiziert (Pareto Front). Diese Pareto Fronten wurden für das \n\nJahr 2018, 2035 und 2050 erstellt. Aus den Resultaten wurde ersichtlich, dass eine \n\nTransformation der heutigen Energieversorgung in eine CO2-freie Energieversorgung im \n\nJahr 2035 bei ähnlichen Lebenszykluskosten wie 2018 möglich ist. Die wichtigsten drei \n\nTreiber, welche eine solche Lösung ermöglichen, sind: \n\n1) Steigerung der Energieeffizienz durch Gebäudesanierung und Geräteersatz \n\n2) Reduktion der Technologiekosten durch Skalen-Effekte; \n\n3) Anpassungen in der Tarifstruktur, indem der Leistungsbezug stärker als der Energie-\n\nbezug gewichtet wird. \n\nZu beachten gilt, dass das Energiesystem umgebaut werden muss und ausschliessliche \n\nTechnologien, welche erneuerbare Energie nutzen, zum Einsatz kommen. Dies erfordert \n\nz.T. massive Investitionen. Hingegen wurde aufgezeigt, dass mit solchen Investitionen \n\ndas neue, vollständig erneuerbare Energiesystem mit ähnlichen Lebenszykluskosten be-\n\ntrieben werden kann wie das heutige System. Die Simulationen und Optimierungen zeig-\n\nten ebenfalls auf, dass die IBC zukünftig erneuerbares Gas (biologisch oder synthetisch) \n\nund erneuerbaren Strom über langfristige Lieferverträge absichern soll, um attraktive \n\nEnergiepreise beim umgebauten Energiesystem zu erreichen. Zusätzlich wurde die \n\nthermische Belastung des Grundwassers untersucht. Beim optimalen Technologiemix mit \n\nNetto-Null CO2-Emissionen im Jahr 2035 wird das Grundwasser max. 800 MWh/Tag \n\nbzw. mit ca. 170’000m3/Tag Wasserentnahme bzw. -rückgabe auf dem Gebiet der Stadt \n\nChur belastet. \n\n\n\nSeite 25 von 57 \n\nChur wird im Jahr 2035 um 300 GWh Wärme brauchen. Die Investitionen werden auf \n\nFr. 285 Mio. geschätzt.  \n\nDer Masterplan Energie Chur 2020 zeigt die Herausforderung der zukünftigen Energie-\n\nversorgung. Die privaten Hauseigentümer, die Politik und die Verwaltungen sollen mit \n\nden aufgeführten Handlungsempfehlungen motiviert werden, Projekte für eine sichere, \n\ngünstige und umweltschonende Energieversorgung zu initiieren. Die Stadt Chur kann \n\nVorbildregion im Bereich nachhaltiger Entwicklung werden und bleibt somit fit für die Zu-\n\nkunft. \n\n3.4 Operative Umsetzung \n\nDer Masterplan Energie Chur 2020 soll eine Strategie vorschlagen, welche aufzeigt, wie \n\nChur künftig erneuerbar versorgt werden kann. Dabei soll möglichst jedes Gebäude die \n\nGelegenheit erhalten, sich über ein Angebot von IBC erneuerbar zu versorgen. Der Fo-\n\nkus der Studie liegt entsprechend auf der Energiebereitstellung und -verteilung.  \n\nIn Abbildung 9 wird die Vorgehensweise der Studie dargestellt. In einem ersten Schritt \n\nwerden die Ziele definiert. Anschliessend wird eine Bedarfsanalyse erstellt. Als Grundla-\n\nge dienen GWR/GIS-Daten die beim BFS mit dem Einverständnis der Stadt erhältlich \n\nsind.  \n\nDie Bedarfsanalyse gibt den aktuellen Bedarf an Energie der Stadt Chur wieder. Da es \n\nsich um statistische Daten handelt, die auf der Einreichung von Baugesuchen und deren \n\nWeitergabe ins GWR basieren, können die Daten fehlerhaft sein. Die Genauigkeit reicht \n\naber für die Erstellung von Energiericht- und Masterplänen sowie Strategien aus.  \n\nDie Prognosen für die Jahre 2035 und 2050 werden so erstellt, dass die Zielwerte von \n\nES2050 erreicht werden. Es werden die beiden Szenarien Referenz und Effizienz be-\n\nrechnet. Das Szenario Referenz zeigt wohin man gelangt, wenn die Entwicklung so wei-\n\ntergeht wie sie in den letzten Jahren schweizweit erfolgt ist. Das Szenario Effizienz hat \n\nzum Ziel den CO2-Ausstoss im Jahr 2050 auf Netto Null zu senken.  \n\nDa IBC die Stadt Chur bereits im Jahr 2040 erneuerbar versorgen möchte, müssen die \n\nMassnahmen schneller umgesetzt werden.  \n\nNach der Berechnung der Prognosen wurden Wärmequellen identifiziert, eine Strategie \n\nentwickelt und ein Versorgungskonzept erstellt. Chur wurde in Quartiere unterteilt und \n\nderen Wärmebedarf heute und 2035 dargestellt. Die Prognosen für die einzelnen Quar-\n\ntiere werden aus einem pauschalen Entwicklungsfaktor, der für Chur als Ganzes errech-\n\nnet wurde, bestimmt. \n\n\n\nSeite 26 von 57 \n\nAbb. 9: Methodik für das Erarbeiten des Masterplan Energie Chur\n\nStrategie Wärme-/Kälteversorgung Chur 2035 / 2040 \n\nDie IBC Energie Wasser Chur strebt an, die Stadt Chur im Jahr 2040 mit erneuerbarer \n\nEnergie zu versorgen. Die Nutzung von hochwertiger Energie für die Produktion von  \n\n20 °C Raumtemperatur ist ineffizient. Aus diesem Grund werden Kunden mit Erdgasan-\n\nschlüssen für Heizen und Warmwasserproduktion ohne alternative Angebote verloren \n\ngehen. Ein abgestimmter Ausbau der Infrastruktur im öffentlichen Raum schafft Wert-\n\nschöpfung für die IBC und das einheimische Gewerbe. Die Wärmeversorgungsstrategie \n\nhilft, dieses Ziel zu erreichen. \n\nBerechnungsgrundlagen \n\nAls Grundlage für die Berechnungen dienen die GWR/GIS-Daten, welche Informationen \n\nüber das Baujahr, Gebäudekategorie, Gebäudefläche, Stockwerke und den Energieträ-\n\nger liefern. Aus diesen Daten und spezifischen Energiekennzahlen kann die Energiebe-\n\nzugsfläche, der Warmwasserbedarf, die benötigte Heiz- und Kühlenergie berechnet wer-\n\nden. Des Weiteren wurden Daten vom örtlichen Energieversorger wie Strom- und Gas-\n\nverbrauch für die Datenvalidierung beigezogen. \n\nFür die Bedarfsentwicklung 2035/2050 wurden folgende Sanierungsraten angenommen: \n\n- Szenario Referenz: 0.5 % \n\n- Szenario Effizienz: 2.5 % \n\n\n\nSeite 27 von 57 \n\nNeben der Sanierungsrate wird angenommen, dass sich die Zunahme der Neubauten \n\nproportional mit dem Bevölkerungswachstum entwickelt. Die Bevölkerung von Chur soll \n\nvon heute ca. 38'000 auf 43'000 im Jahr 2050 wachsen. Zusätzlich wird angenommen, \n\ndass alle Neubauten erneuerbar versorgt werden, gut isoliert sind und somit einen tiefen \n\nEnergiebedarf haben. \n\nGebäudekategorien, Baujahre, Energieträger und Energiedichte \n\nDas Baujahr, die Gebäudekategorie und der verwendete Energieträger sind die ent-\n\nscheidenden Einflussfaktoren, welche bestimmen, wie hoch der Energieverbrauch und \n\nder CO2-Ausstoss eines Gebäudes ausfallen. Die Nutzung der Gebäude (Gebäudekate-\n\ngorie) wird in verschiedenen Energiekennzahlen berücksichtigt. Ein Einfamilienhaus ist \n\nenergieintensiver als ein Mehrfamilienhaus, alte Gebäude haben einen höheren Bedarf \n\nals Neue. Der verwendete Energieträger wird über den CO2-Faktor in den Berechnungen \n\nberücksichtigt.\n\nVisualisierung Gebäudealter Chur \n\nAbb. 10: Visualisierung Gebäudealter Chur; 2/3 aller Gebäude sind Baujahr vor 1980 (rechts) \n\n(Quelle: Masterplan Energie Chur, ELIMES AG, 04.10.2020) \n\n\n\nSeite 28 von 57 \n\nVisualisierung Verbrauch Strom- und Heizenergie (Energiedichte) \n\nAbb. 11: Visualisierung Stromverbrauch (links) sowie Heizen und Brauchwarmwasser (rechts) \n\n(Quelle: Masterplan Energie Chur, ELIMES AG, 04.10.2020)\n\nÜbersicht Bedarfsanalyse für Chur \n\nAbb. 12: Zusammenfassung Daten Bedarfsanalyse und Prognosen (Quelle: Masterplan Energie Chur, ELI-\n\nMES AG, 04.10.2020) \n\nDie in Abb. 12 aufgeführte prognostizierte Bevölkerungszahl entspricht aufgrund unterschiedlicher Daten-\n\ngrundlagen nicht der von der Stadt Chur ausgewiesenen Anzahl Einwohnerinnen und Einwohner. \n\n\n\nSeite 29 von 57 \n\nKaskadenversorgung\n\nLegende: HT: Hochtemperatur \nNT: Niedertemperatur \nRL: Rücklauf \nWP: Wärmepumpe \nPV: Photovoltaik \nWKK: Wärme-Kraft-Kopplungsanlage \n\nAbb. 13: Grundbaustein für die flächendeckende Versorgung von Chur mit erneuerbarer Energie ist das Sys-\n\ntem der Kaskadenversorgung.\n\nIn Abbildung 13 ist eine Kaskadenversorgung schematisch dargestellt. Bei der Kaska-\n\ndenversorgung werden an Hotspots Quartierzentralen (QZ) errichtet. Darin wird hochwer-\n\ntige Energie wie zum Beispiel Biogas oder synthetisches Gas (erneuerbares Gas) mittels \n\nWärme-Kraft-Kopplung (WKK) in Strom und Wärme umgewandelt. Die Wärme aus die-\n\nsem Prozess versorgt die entsprechenden Verbraucher mit hoher Temperatur (Hochtem-\n\nperaturnetz HT). Reichen diese nicht aus, werden an ausgewählten Standorten weitere \n\nQuartierzentralen gebaut. Diese versorgen mittels WKK-Anlagen mit erneuerbaren Ga-\n\nsen (oder auch Holz) den Hochtemperatur- und Niedertemperatur-Bedarf. Insbesondere \n\nim Winter ist der durch WKK-Anlagen produzierte Strom sehr wichtig und trägt zur Redu-\n\nzierung der Winterstromlücke bei.  \n\n\n\nSeite 30 von 57 \n\nNetztemperaturen \n\nNetz Kunden \n\nHochtemperatur Wärmenetz (FWCAG/KVA): 80 °C – 120 °C \n\nAnergie-Wärmenetz ab Energiezentrale: 65 °C \n\nRücklauf-Wärmenetz (FWCAG): durch IBC aufbereitet auf: 52 °C – BBW 65 °C \n\nNT-Anergienetz: (Bidirektional; Warm-/Kaltleiter): 8 °C – 30 °C \n\nNach den Kaskaden HT-Wärme  Anergie-Wärme  NT-Anergie kann mit NT-Anergie \n\nweitergefahren werden: Anergienetze nahe der Quartierzentrale arbeiten mit einem hö-\n\nheren Temperaturniveau als jene in der Peripherie. Auf diese Weise kann ein Anergie-\n\nnetz Verbraucher von einem benachbarten Anergienetz sein (HT  NT Wärme  NT-\n\nAnergie  NT-Anergie). Wärme wird von der Quartierzentrale her von Netz zu Netz wei-\n\ntergegeben. Somit findet in Chur eine thermische Vermaschung statt. Die Grösse der \n\nAnergiezentralen wird oft von der zur Verfügung stehenden Ab- oder Umweltwärme be-\n\nstimmt.  \n\nWeil oft Grundwasser als Wärmequelle dient, haben die Anergienetze eine Leistung von \n\neinem bis drei Megawatt (1-3 MW). Diese mittelgrossen Netze eignen sich gut beim Auf-\n\nbau von Kaskaden. Kleinere Netze können schneller ausgelastet werden und sie können \n\ngezielt mit zusätzlicher Energie gestützt werden. Dabei ist wichtig, dass die Rohrinfra-\n\nstruktur genügend gross ausgelegt wird. \n\nEinzelne, abgelegene Häuserreihen oder Gebäude an Strassen mit wenig Platz für Infra-\n\nstrukturleitungen können mit dem Einleitersystem erschlossen werden.  \n\nDie etappierte Erschliessung von Quartieren ist mit Anergienetzen sehr gut möglich. Ein \n\neffizienter und wirtschaftlicher Ausbau ist möglich. \n\nUm ein flächendeckendes Anergienetz wirtschaftlich und effizient aufbauen zu können, \n\nkann der Ausbau etappenweise erfolgen. \n\nVorgehen beim Etappenausbau: \n\nEin Netz wird für seine optimale Grösse geplant (rote Fläche in Abbildung 14). Aus-\n\nserhalb des geplanten Gebietes gibt es Anschlussbedarf (rote Gebäude). Für die Versor-\n\ngung werden nun die geografischen Grenzen vom geplanten Netz absichtlich überschrit-\n\nten und die Leitungen bis zu den entferntesten Verbrauchern gebaut. Ziel ist es, schnell \n\nzu einer wirtschaftlichen Auslastung der Zentrale zu gelangen. So entsteht ein Anergie-\n\nWärmenetz in relativ grossem Perimeter. An den künftigen Netzgrenzen werden Stre-\n\ncken- oder Netzschieber eingesetzt. Sobald genügend Anschlüsse im ursprünglichen \n\n\n\nSeite 31 von 57 \n\nNetzgebiet (roter Bereich) vorhanden sind, werden die Netzschieber geschlossen und \n\ndas Nachbarnetz aufgebaut. Das Netz wird letztendlich in der geplanten geografischen \n\nAusdehnung betrieben. \n\nAb. 14: Schema zeigt effizienten Etappenausbau (Quelle: Masterplan Energie Chur, ELIMES AG, \n\n04.10.2020) \n\nKaskadenversorgung und Etappenausbau in Stichworten \n\nQuartierzentralen (QZ) \n\n sind Startpunkt für die Kaskadenversorgung  \n\n Standort für WKK, WP, HT- Anergie-Wärme, Anergie-NT und RL-Verteilung  \n\n Stützung von Anergienetzen  \n\n Minderwertige Wärme wird von QZ zu den Anergienetzen transportiert  \n\n QZ sollen ausbaubar sein (Batterien, Speicher, etc.)  \n\nAnergienetze  \n\n beziehen Ab- und Umweltwärme aus der Umgebung und Stützwärme über die \n\nKaskade  \n\n sind gerichtete, bidirektionale und offene Netze mit eingebetteten Einleiternetzen \n\nfür alleinstehende Gebäudegruppen  \n\n Etappenausbau für einen effizienten, wirtschaftlichen Aufbau  \n\n\n\nSeite 32 von 57 \n\nKoordinierter Strassen- und Werkleitungsbau \n\nFür eine wirtschaftlich erfolgreiche Umsetzung ist es essentiell, dass im Werkleitungsbau \n\ndie Synergien mit dem Strassenbau der Stadt genutzt werden. Dies bedarf einer intensi-\n\nven Koordination der Projekte mit dem Fokus auf NN0 \n\nWärmeversorgungskonzept Chur 2035 / 2040 \n\nAbbildung 15 zeigt den Vorschlag für die Umsetzung des Kaskadenkonzepts für die \n\nWärmeversorgung der Stadt Chur. Der Vorschlag sieht folgende Komponenten vor: \n\nAbb. 15: Kaskadenversorgung für Stadt Chur Abb. 16:Wärmelieferung im Jahr 2035/40 durch \n\nQuartier- und Anergiezentralen \n\n(Quelle: Masterplan Energie Chur, ELIMES AG, 04.10.2020)\n\nDer Vorschlag ist nicht abschliessend. Quartierzentralen können im Prinzip entsprechend \n\nder Entwicklung von Chur beliebig platziert werden. Die Menge an Wärme, welche von \n\nden QZ in die Anergieperipherie transportiert werden muss, zeigt sich mit der Entwick-\n\nlung der Netze. Es kann sein, dass eine QZ entfällt, weil viel Bedarf via Anergie und \n\nGrundwasser abgedeckt werden kann. Im Gegensatz dazu braucht es mehr Energie aus \n\nden Quartierzentralen, wenn Anergiequellen wie Grundwasserschüttungen, Abwärme \n\nvon Dienstleistern und Industrie nicht ausreichend vorhanden sind.  \n\nIn Abbildung 15 sind die Quartierzentralen mit einem roten Kreis dargestellt. In diesen \n\nwird Strom und Wärme von hoher Temperatur hergestellt. Eine QZ kann aber auch \n\nWärme, Kälte und Strom speichern sowie Kälte verteilen. Eine QZ kann auch als La-\n\ndestation und Dienstleister für Demand Side Management (DSM) sein. \n\n\n\nSeite 33 von 57 \n\nEnergie Hub Quartierzentrale \n\nAbb. 17: Das Schema stellt die Funktion einer Quartierzentrale Chur dar. Links befinden sich die \n\nEnergiequellen, welche bei der Geothermie auch Speicher sein können. Rechts befindet sich der \n\nEnergieoutput. (Quelle: Masterplan Energie Chur, ELIMES AG, 04.10.2020)\n\nWärmebedarf Raster, Quartiere, Cluster und Teilcluster \n\nDer aktuelle Wärme-/Kältebedarf von Chur ist in ein Raster sowie in Quartiere eingeteilt \n\nworden. Die Daten stammen aus dem eidg. Gebäude- und Wohnungsregister (GWR-\n\nStatistiken). \n\n\n\nSeite 34 von 57 \n\nAbb. 18: Einteilung Wärme-und Kältebedarf von Chur in Raster und in Quartiere. (Quelle: Masterplan Energie \n\nChur, ELIMES AG, 04.10.2020 / IBC eigene Darstellung)\n\nQuartiere werden weiter in Cluster- und Teilclustereinheiten unterteilt, welche ein zeitlich \n\ngestaffeltes und versorgungsmässig planbares Ausrollen der Wärme-/Kältenetze \n\nerlauben. \n\nAbb. 19: Cluster mit Teilclustereinheiten mit sämtlichen Energiedaten, inkl. Energiezentralen, Fernwärme- \n\nund Anergieübergabestationen (Quelle: Darstellug ANEX/IBC).  \n\n\n\nSeite 35 von 57 \n\nAbb. 20: Entwicklung Wärme-Gebiete Chur im Zeitstrahl (Quelle: Darstellung IBC).\n\nHaldenstein: \n\nIn Haldenstein betreibt die IBC bereits seit 2020 einen Wärmeverbund mit Holz. \n\nMaladers: \n\nMaladers eignet sich aufgrund der topologischen Lage nicht für die Versorgung mit \n\nThermischen Netzen. \n\nDer geplante Ausbau der Wärme- und Kältenetze sowie die Verdichtung in den heute be-\n\nreits teil-erschlossenen Quartieren gemäss Masterplan 2040 ist in der nachfolgenden \n\nGrafik (Abb. 21) mit zugehöriger Legende (Abb. 22) ersichtlich. Die IBC kann ca. 60 % \n\ndes städtischen Bedarfs abdecken, einige Quartiere wie z.B. Einfamilienhausquartiere \n\nsind wirtschaftlich nicht attraktiv. \n\n\n\nSeite 36 von 57 \n\nAbb. 21: Geplanter weiterer Ausbau und Verdichtung Abb. 22 Legende Masterplan 2040 geplante \n\nthermische Netze Chur.  Leitungen \n\n(Quelle: Darstellung IBC, GIS-Stadtplan Chur)\n\nKommentierung Businessplan Masterplan Energie (Wärme/Kälte, s. Beilage Wär-\n\nme-Cluster Masterplan) \n\nUm den Ausbau des Masterplans Wärme/Kälte technisch und finanziell umsetzbar zu \n\nmachen, wurde Chur in 12 Cluster eingeteilt (vgl. Grafik Wärmecluster Masterplan 2035). \n\n\n\nSeite 37 von 57 \n\nAus technischer Sicht werden dabei die einzelnen Cluster in nochmalige ein bis zwei \n\nDutzend weiterer Teil-Cluster unterteilt. Diese weitere Unterteilung ist auch aus Ver-\n\nkaufssicht hilfreich, geht sie doch quartierscharf vor.  \n\nAus finanzieller Sicht ist die Unterteilung in elf Haupt-Cluster optimal, um den Bau der In-\n\nvestitionen sowie den Betrieb controllingmässig im Griff zu behalten. Einige Wärmenetze \n\noder Teile davon in den verschiedenen Clustern sind bereits in Betrieb (ARA, EK Wie-\n\nsenthal, Rossboden, City West, Arcas, Kornquader, Rheinfels), befinden sich im Bau o-\n\nder in der konkreten Ausführungsplanung. Entsprechend basiert der Businessplan Wär-\n\nme/Kälte auf bereits bekannten Daten für die Investitionen und den Betrieb. Die übrigen \n\nWerte wurden aufgrund von bekannten Vergleichsdaten hochgerechnet. Im Endausbau \n\nwird mit 60 % des gesamten Absatzpotentials gerechnet. Die folgende Übersicht zeigt die \n\nEckwerte je Cluster: \n\nExkurs Axpo Tegra als Wärme-Quelle  \n\nDer Auftrag Anita Mazzetta und Mitunterzeichnende möchte die Planung einer Fernwär-\n\nmeleitung von der Axpo Tegra AG bis Chur. Der Stadtrat nimmt nachfolgend Stellung \n\nund möchte diesen Auftrag abschreiben. \n\nDer Stadtrat unterstützt gemäss Masterplankonzept die Energiequellen wie Grundwasser \n\nsowie andere vorhandenen Wärme-/Abwärmequellen innerhalb der Stadt bzw. welche \n\nbereits da sind. Somit ist die Thematik Hochtemperatur-Wärmeleitung von der Axpo \n\nTegra nach Chur aus Sicht des Stadtrates keine Notwendigkeit und der wirtschaftliche \n\nInvestitionen\n\n2012-2022\n\nInvestitionen\n\n2023-2050\n\nAbsatz max. Investitionen\n\npro MWh\n\nin TCHF in TCHF in MWh in CHF/MWh\n\nRhein-/Heroldquartier 5'490 74'743 49'550 1'619\n\nPulvermühle 88 27'527 14'572 1'895\n\nChur West 12'267 9'037 9'894 2'153\n\nChur Süd 564 37'275 24'300 1'557\n\nChur Zentrum 2'003 59'211 38'600 1'586\n\nRücklaufperimeter 1'164 47'361 30'108 1'612\n\nARA Chur 4'322 7'585 10'196 1'168\n\nEKZ-Wiesental / Salufer 1'698 282 2'456 806\n\nWiesental 7'282 30'220 20'146 1'862\n\nLacuna I / Dreibünden 849 21'015 13'700 1'596\n\nTotal 35'727 314'256 213'522 1'639\n\n\n\nSeite 38 von 57 \n\nNutzen bzw. Einflussmöglichkeiten seitens der Stadt sind gering und eine neue Versor-\n\ngungsabhängigkeit könnte entstehen. \n\nSolange das Biomassekraftwerk der Axpo Tegra betrieben wird könnte mit Niedertempe-\n\nratur-Abwärme (wie sie aktuell im Wärmeverbund Domat/Ems verwendet wird), welcher \n\nnach Chur geführt werden wird, die Niedertemperatur-Anergienetze in Chur West unter-\n\nstützt werden. Der wirtschaftliche Nutzen und die Unsicherheiten aufgrund der geringen \n\nEinflussmöglichkeit bei der Preisgestaltung wird jedoch in Frage stellt.  \n\nWürde diese Wärme-Energie von ca. im Winter 20 °C und im Sommer 30 °C, die heute in \n\nDomat/Ems in den Rhein fliesst, genutzt werden, kann diese nach Chur geführt werden. \n\nDie IBC würden diese Energie in ihr Niedertemperatur-Anergie-Netze in Chur West ein-\n\nspeisen. Sofern die Temperatur, welche in Chur ankommt nicht unter 20 °C sinkt, kann \n\ndiese Wärmeenergie einen Beitrag zur Stützung unserer Niedertemperatur-Anergienetze \n\nleisten. Der Nutzen für Chur ist energieökologisch marginal und steht ökonomisch in ei-\n\nnem ungünstigen Verhältnis zu den voraussichtlichen Investitionen für einen Leistungs-\n\nbau nach Chur in der Grössenordnung von Fr. 25 bis 30 Mio. bis Gemeindegrenze Chur. \n\nSomit kann die IBC auch aus wirtschaftlicher Perspektive die Investitionen für einen sol-\n\nchen Leitungsbau nicht tragen. \n\nDer Kanton will die Niedertemperaturleitung nach Chur im Rahmen des Aktionsplans \n\nGreen Deal prüfen und bei einem positiven Entscheid auch finanzieren (müssen). Für \n\nden Stadtrat stellt diese Leitung keine Notwendigkeit dar.  \n\nAusserdem gilt folgendes bzgl. der Ausgangslage der Axpo Tegra festzuhalten:  \n\n- Die KEV (Kostendeckende Einspeisevergütung) für die Axpo Tegra wird nach zwan-\n\nzig Jahren (2008-2027) per 31. Dezember 2027 auslaufen. Die KEV kann nicht ver-\n\nlängert werden.  \n\n- Die Axpo Tegra befindet sich auf dem Gelände der Ems Chemie AG, besitzt somit \n\neinen Baurechtsvertrag mit der EMS Chemie AG. Dieser Baurechtsvertrag ist bis \n\n2030 befristet. Ein Heimfall der Anlage an die EMS Chemie ist möglich. \n\n- Eine Wärmequelle, welche zur Wärme-Versorgung von Städten, Gemeinden, Areale \n\nund Quartieren dient muss im Minimum zwischen 40 und 60 Jahren gesichert in Be-\n\ntrieb sein. Ansonsten können die Investitionen nicht amortisiert werden, respektive \n\nes muss nach alternativen Wärmequellen (falls vorhanden) gesucht werden. Eine \n\nVersorgungssicherheit über alle potentiell zu erschliessenden Gebiete, Objekte und \n\nKunden ist somit nicht gewährleitet. Dies ist gleichbedeutend einer Hochrisiko-\n\n\n\nSeite 39 von 57 \n\nWärmeversorgungsstrategie welcher ein Verteilnetzbetreiber wie die IBC nicht ein-\n\ngehen kann. \n\n- In den Jahren 2009/2010 wurde das Projekt vom damaligen EW Tamins (heute Rhii-\n\nenergie) und der IBC innerhalb einer Machbarkeitsprüfung detailliert analysiert und \n\nauf Grund nicht zu erreichender Wirtschaftlichkeit verworfen. \n\n- Zwischenzeitlich, 10 Jahre später, ist Chur energetisch ausgebaut und erschlossen. \n\nFür Hochtemperaturwärme existiert heute in Chur West und auch in Zukunft in Chur \n\nkein adäquates Kundenpotential mehr.  \n\nDie Auflage des ANU an City West Chur, sich an die Fernwärmeversorgung (Fernwärme \n\naus erneuerbarer Energie oder Abwärme), falls realisiert, anzuschliessen, respektive \n\nfalls nicht realisiert, eine CO2-neutrale Wärmeerzeugung mittels z.B. Grundwasserpum-\n\npen vorzusehen, ist vollumfänglich erfüllt. City West wird in zwei Etappen bis Ende 2026 \n\nvollständig durch das IBC-Anergie-Netz Chur West versorgt werden. Das entsprechende \n\nEnergiekonzept ist durch die IBC im Jahr 2017/18 entwickelt und die Energie Contrac-\n\ntingverträge durch die Eigentümerschaft und IBC im 2019 unterzeichnet worden (Diese \n\nVersorgung entspricht auch dem Arealplan 2000-Watt Chur West; welcher durch den \n\nWWF ausdrücklich gelobt wurde; SO vom 25. August 2016). Der Stadtrat sieht grund-\n\nsätzlich die ökologische Sinnhaftigkeit, jedoch nicht die ökonomische und möchte diesen \n\nAusbau nicht fördern. Aus Sicht des Stadtrates hat der Bau eines Anergienetzes in der \n\nStadt durch die IBC wie im vorliegenden Botschaft beschrieben Vorrang. Aus diesem \n\nGrund soll der Auftrag als erledigt abgeschrieben werden. \n\nExkurs Wärme-Kraft-Kopplungsanlagen in Heizzentralen für die Wärme- und \n\nStromversorgung \n\nFür die Bereitstellung der Wärme sowie den Betrieb von thermischen Netzen wird auch \n\nElektrizität benötigt. In den Quartier-Heizzentralen werden sowohl Wärmepumpen wie \n\nauch Wärme-Kraft- Kopplungsanlagen (WKK-Anlagen) eingesetzt. \n\nWobei der Stromverbrauch von technisch effizienten Gross-Wärmepumpen in Quartier-\n\nzentralen geringer und somit die Wärmepumpen in Energiezentralen energieeffizienter \n\nsind, als die Kumulation des Stromverbrauchs für alle einzelnen Wärmepumpe bei den \n\nKundenobjekten. Dies heisst, dass die Bereitstellung von Wärme via Wärmenetze benö-\n\ntigt weniger Winterstrom als wenn bei jedem einzelnen Objekt die Wärme eigenständig \n\nmit Wärmepumpen aufbereitet wird. \n\n\n\nSeite 40 von 57 \n\nMit dem geplanten Einsatz von WKK- Anlagen in Quartier-Energiezentralen wird neben \n\nWärme auch Strom produziert. WKK-Anlagen werden mit Holz, Biogas oder erneuerba-\n\nrem Gas betrieben und wandeln diese Energie in Strom und Wärme um. \n\nIm Winter, wenn hauptsächlich viel Wärme für die Versorgung der Kunden benötigt wird, \n\nproduzieren die WKK-Anlagen auch gleichzeitig zur Wärme entsprechend viel "Winter-\n\nstrom" und tragen dementsprechend auch zur Minderung der Winterstromlücke. \n\nDer Rückgang im Gasenergieabsatz wird mit dem vermehrten Einsatz von WKK-Anlagen \n\nbehoben. Diese Quartierzentralen liefern wertvollen Winterstrom und erhöhen die Ver-\n\nsorgungssicherheit der Stadt Chur. Der forcierte Ausbau des Geschäftsfelds Wärme und \n\ndie lokale Stromproduktion in Quartierzentralen mittels Wärme-Kraft-Kopplungsanlagen \n\nresultiert in einem Zuwachs der Erträge von rund 30 % (Fr. +13 Mio.).\n\n4. Investitions- und Finanzierungskonzepte inkl. Variantenvergleich \n\nDas Investitionsvolumen für den Bau eines Wärme- bzw. Kältenetzes in der Stadt Chur \n\nbeträgt gemäss der skizzierten Planung der IBC über Fr. 300 Mio. In den ersten 14 Jah-\n\nren sollen in diesen Netzausbau über Fr. 265 Mio. investiert werden. Die Finanzierung \n\nkann nicht eigenständig durch die erwirtschafteten Mittel der IBC realisiert werden. Der \n\nEinbezug von Banken, weiteren Kreditinstituten, allfälligem Beitrag des Kantons/Bunds \n\nund der Stadt Chur sind notwendig, um diese Investitionen realisieren zu können. \n\nDer Stadtrat sieht den dringenden Bedarf und die Notwendigkeit die IBC im Vorhaben \n\nbetreffend Klimaziel Netto-Null 2050 zu unterstützen, wobei die Strategie der IBC diese \n\nRealisierung bis 2040 vorgibt. Aus diesem Grund hat sich der Stadtrat mit folgenden Fra-\n\ngestellungen auseinandergesetzt: \n\nWie kann die Stadt einen Beitrag zur Erreichung des Netto-Null Zieles 2050 leisten? Wie \n\nhoch kann der allfällige Beitrag sein? In welcher Form soll der Beitrag erfolgen? Welche \n\nRisiken sind für die Stadt tragbar? Welche Risiken sind auch für die IBC tragbar als selb-\n\nständige öffentlich-rechtliche Anstalt der Stadt? \n\nAus Sicht des Stadtrates sind verschiedene Optionen zur Finanzierung denkbar, hierbei \n\nstehen die Varianten Bürgschaft, Dotationskapitalerhöhung, Darlehen, a-fonds-perdu \n\nBeitrag, Verzicht auf die Dividendenausschüttung, oder der Kauf von Sachwerten der \n\nIBC im Vordergrund. Auch Mischformen der einzelnen Varianten wären denkbar und sol-\n\nlen aufgearbeitet werden. \n\nIm Folgenden wird auch auf den Businessplan und dessen Investitionsvolumen einge-\n\ngangen sowie die Auswirkungen der einzelnen Varianten auf die Stadt abgearbeitet. \n\n\n\nSeite 41 von 57 \n\n4.1 Eigentümerstruktur und bisherige Finanzierung durch die Stadt \n\nDie Stadt Chur weist in der Jahresrechnung 2021 einen Beteiligungswert der IBC von  \n\nFr. 61 Mio. im Verwaltungsvermögen aus. Dies entspricht dem Dotationskapital der IBC, \n\nwelches bei der damaligen Ausgliederung im Jahr 2006 durch die Übertragung von Anla-\n\ngevermögen von der Stadt an die IBC mitgegeben wurde. Die Stadt Chur ist alleinige Ei-\n\ngentümerin der IBC und hält hundert Prozent der Anteile. Neben der Übertragung von \n\nAnlagevermögen erhielt die IBC auch ein Darlehen im Verwaltungsvermögen in der Höhe \n\nvon Fr. 29 Mio., welches im Jahr 2021 mit einem Zinssatz von 0.6 % bis 2031 verlängert \n\nwurde sowie ein Kontokorrent mit einer Kreditlimite von Fr. 28 Mio. (aktuell Stand August \n\n2022 Fr. 22 Mio., Verzinsung 2 %). \n\nAufgrund der neuen Finanzierungsstrategie ist eine Überführung der heutigen Schuld im \n\nKontokorrent in das neue Finanzierungsmodell abzuarbeiten. Der Bestimmungszweck \n\nund die Höhe der Limite des Kontokorrents ist neu zu beurteilen und gegebenenfalls zu \n\ndefinieren. Aufgrund des hohen Investitionsvolumens und Liquiditätsbedarfs ist eine Re-\n\nduktion der Limite des Kontokorrents nicht zielführend und soll beibehalten werden. \n\nGemäss Art. 35 des IBC-Gesetzes (RB 811) darf die Stadt Chur der IBC Darlehen ge-\n\nwähren mit einer marktgerechten Verzinsung, welche durch den Stadtrat definiert wird. \n\nDie Vergabe weiterer Darlehen selbst, aber auch Bürgschaften oder eine Dotationskapi-\n\ntalerhöhung unterliegen den Finanzkompetenzen gemäss Stadtverfassung und haben \n\nder entsprechenden Entscheidungskompetenz zur Genehmigung vorgelegt zu werden.  \n\n4.2 Investitionsvolumen und Businessplan \n\nDer Businessplan der IBC geht von einem Initial-Investitionsvolumen bis zum Jahr 2050 \n\nvon über Fr. 314 Mio. (ab 2023) aus. Das grosse Investitionsvolumen seitens der IBC fällt \n\nbis zum Jahr 2035 an, anschliessend sind kleinere jährliche (Ersatz-) Investitionen ins \n\nWärme- und Kältenetz geplant (Abb. 23)  \n\nAbb. 23: Cashflowentwicklung und Investitionen des Businessplans \n\n\n\nSeite 42 von 57 \n\nDie Abbildung zeigt, dass erst ab 2050 ein positiver kumulierter Cashflow erzielt wird und \n\ndie Investitionen in die Wärme- und Kältenetze ein langfristiges Engagement darstellen. \n\nDie hohen Anfangsinvestitionen sichern einen schnellen Eintritt in den Markt, so dass die \n\nKunden nicht auf andere Wärmequellen ausweichen. \n\nAuf der Ertragsseite weist der Businessplan (Wärme- und Kältenetze) steigende Gewin-\n\nne bei der Wärme auf, welche ab 2035 rund Fr. 7 - 8 Mio. betragen. Geplant ist, dass ab \n\n2035 die IBC mit der Amortisation des aufgenommenen Fremdkapitals für die Investitio-\n\nnen im Wärmebereich beginnen wird. Der Cashflow für Wärme und Anergie wird ab 2033 \n\nund der kumulierte Cashflow ab 2052 positiv. Das Fremdkapital soll bis 2050 zurückbe-\n\nzahlt sein. \n\nDie IBC hat der Stadt verschiedene Szenarien vorgelegt, welche unterschiedliche Beiträ-\n\nge oder Beitragsvarianten seitens der Stadt aufzeigen. Die Finanzierung dieses ambitio-\n\nnierten Projekts von über Fr. 314 Mio. wurde mit folgenden planmässigen Parametern \n\nvon der IBC hinterlegt: \n\n- Fr. 160 Mio. durch Finanzinstitute \n\n- Fr. 56 Mio. durch Kanton / Bund  \n\n- Fr. 60 Mio. durch die Stadt Chur \n\n- Fr. 38 Mio. durch die IBC  \n\n- Verzinsung für die aufgenommenen Kredite 3 % \n\n- Aktionsplan Green Deal \n\nFür die Analyse und die Vergleiche wird von einem Betrag von Fr. 60 Mio. seitens der \n\nStadt Chur ausgegangen. Der Förderbeitrag des Kantons / Bunds kann als gegeben be-\n\ntrachtet werden. Noch nicht enthalten sind allfällige Mittel aus dem Topf 'Aktionsplan \n\nGreen Deal', hier bedarf es noch weiterer politischer Bemühungen, um zusätzlich För-\n\ndermittel realisieren zu können. Weiter wird aufgrund der Vereinfachung grundsätzlich \n\nvon einer Fremdfinanzierung von Fr. 160 Mio. durch Finanzinstitute ausgegangen, wovon \n\nbereits Fr. 150 Mio. offeriert wurden. \n\nNebeneffekt auf die Investitionsrechnung der Stadt Chur \n\nDas Investitionsvolumen der IBC löst auf Seiten der Stadt neben einer möglichen finan-\n\nziellen Unterstützung (Varianten werden im Punkt 4.3 aufgeführt) auch noch direkte zu-\n\nsätzliche Investitionen in der Strassenrechnung der Stadt aus. Dies um Synergien zu \n\nnutzen und eine Strasse nicht zweimal innerhalb einiger Jahre öffnen zu müssen. Ge-\n\n\n\nSeite 43 von 57 \n\nmäss Planung wird von zusätzlichen rund Fr. 4.6 Mio. p.a. in den Gross- und Sockelpro-\n\njekten ausgegangen, welche im gesprochenen Plafond zu berücksichtigen sind. \n\n4.3 Mögliche Varianten von Finanzierungskonzepten \n\nDie Stadt Chur weist einen gesunden und intakten Finanzhaushalt auf (Basis Jahres-\n\nrechnung 2021 und IDEAP Statistik Bund). Die Mehrjahresplanung zeigt einen hohen \n\nMittelbedarf für die stadteigenen Investitionen auf, was auch ohne einen Beitrag an die \n\nIBC zu einer höheren Verschuldung und tieferen EK-Quote führen wird.  \n\nDaher ist eine Analyse und Überprüfung der möglichen Finanzierungsvarianten zuhan-\n\nden der IBC und deren Auswirkungen und Risiken auf den Finanzhaushalt der Stadt zu \n\nprüfen.  \n\nDer Stadtrat erachtet es als wichtig, dass neben der Stadt noch weitere Institute zur Fi-\n\nnanzierung angefragt werden. Die IBC ist eine selbständige öffentlich-rechtliche Anstalt \n\nund hat daher das Risiko und die Finanzierung eigenständig zu sichern. Die IBC ist ein \n\ngesundes Unternehmen mit einer Eigenkapitalquote von über 55 % basierend auf der \n\nJahresrechnung 2021.  \n\nJe nach gewählter Variante belastet die Finanzierung auch den Haushalt der Stadt. Da-\n\nher ist abzuwägen, welche Variante aus Sicht des Risikos und der Tragbarkeit für die \n\nStadt sinnvoll ist. Hierfür wird der Einfluss der Variante auf die Liquidität, Erfolgsrech-\n\nnung, Investitionsrechnung sowie EK-Quote analysiert sowie auch das Risiko sowohl für \n\ndie Stadt als auch die IBC abgeschätzt. \n\nFür die Analyse wird grundsätzlich davon ausgegangen, dass die Stadt mit Fr. 60 Mio. \n\nund Dritte mit Fr. 160 Mio. an den Investitionsbedarf der IBC beitragen. Die Stadt kann in \n\nfolgenden Positionen auftreten: \n\n\n\nSeite 44 von 57 \n\nDie Stadt als Eigentümerin kann neue Unternehmen gründen und sich beteiligen oder sie \n\nerhöht ihr Dotationskapital bei der IBC. Als Gläubigerin gibt die Stadt der IBC ein Darle-\n\nhen oder bürgt für diese. Bei Darlehen ist zu klären, wie die Verzinsung und Rückzahl-\n\nbarkeit ausgestaltet wird. Spricht die Stadt einen a-fonds-perdu Beitrag, ist sie Beitrags-\n\ngeberin. \n\nOhne ein Zutun der Stadt wird kein Finanzinstitut der IBC weitere Kredite im Zusammen-\n\nhang mit dem Wärmeumbau gewähren. Daher ist es essentiell, dass sich die Stadt für \n\ndiesen Um- und Ausbau ausspricht. \n\n4.3.1 Variante 1: Finanzierung Fr. 220 Mio. durch externe Finanzinstitute und eine ergän-\nzende Bürgschaft seitens der Stadt  \n\nDie Bürgschaft ist ein Kreditsicherungsmittel, bei welchem sich ein Bürge mittels Bürg-\n\nschaftsvertrag verpflichtet, gegenüber dem Gläubiger des Hauptschuldners für die Erfül-\n\nlung der Schuld einzustehen (Art. 492 ff. OR). Der Bürge muss je nach Bürgschaftsart \n\n(z.B. einfache oder solidarische) bis maximal zum vereinbarten Höchsthaftungsbetrag die \n\nSchulden des Hauptschuldners bezahlen. Dem Bürgen steht ein Rückgriffsrecht auf den \n\nSchuldner in demselben Masse zu, als er den Gläubiger befriedigt hat.  \n\nBei der Bürgschaft handelt es sich um eine Eventualverpflichtung, welche gemäss Art. 13 \n\nAbs. 3 FHG und Art. 25 Abs. 2 FHVG im Gewährleistungsspiegel im Anhang der Jahres-\n\nrechnung zu erfassen ist. Da es sich um eine Verpflichtung der Stadt zugunsten Dritter \n\nhandelt, die vom Eintreten bestimmter Voraussetzungen abhängt, wird dies kreditrecht-\n\nlich als Ausgabe angesehen. Sie bedarf deshalb einer Ausgabenbewilligung durch die \n\nzuständige Instanz. Gemäss dem Anhang zur Übersicht Finanzkompetenzen in der \n\nStadtverfassung (RB 111) unterliegen Bürgschaften ab Fr. 3 Mio. dem obligatorischen \n\n\n\nSeite 45 von 57 \n\nReferendum. Erst zum Zeitpunkt eines allfälligen Mittelabflusses erfolgt die erfolgswirk-\n\nsame Verbuchung. \n\nDie Bürgschaft hat somit keinen Einfluss auf die Liquidität, die Erfolgsrechnung, die In-\n\nvestitionsrechnung oder die EK-Quote seitens der Stadt. Sie wird in der Jahresrechnung \n\nbei den Eventualverpflichtungen ausgewiesen. Die Höhe der Bürgschaft ist noch zu klä-\n\nren. Der Stadtrat sieht davon ab, sich für die gesamten Fr. 220 Mio. verbürgen zu wollen, \n\nda dies ein beachtliches Risiko darstellt. \n\nEinfluss/Auswirkung Stadt IBC \n\nLiquidität  neutral/negativ \n\nErfolgsrechnung   neutral/negativ \n\nInvestitionsrechnung  neutral \n\nEK-Quote  neutral/negativ  negativ \n\nRisiko  hoch  gering \n\nAus Sicht des Stadtrates erscheint diese Variante auf den ersten Blick als ausgezeichnet \n\nund mit geringen Einfluss auf den Haushalt der Stadt. Jedoch sind die finanziellen Kon-\n\nsequenzen bei der Einforderung der Schuld durch den Gläubiger einschneidend für die \n\nStadt. Die Jahresrechnung der Stadt Chur könnte gemäss Businessplan bis zu Fr. 6.0 \n\nMio./p.a. Zinskosten (je nach Zinssatz) sowie einer jährlichen Amortisation von über Fr. \n\n10 Mio. ab 2035 belastet werden. Auch betreffend Stärkung der IBC ist von dieser Vari-\n\nante abzusehen, da dies einen sehr negativen Einfluss auf die EK-Quote (Tiefstwert  \n\n40 %) der IBC hat und eine Dividendenausschüttung wäre erst nach 2036 wieder mög-\n\nlich (unter der aktuell gültigen Eigentümerstrategie). \n\n4.3.2 Variante 2: Finanzierung Fr. 160 Mio. durch externe Finanzinstitute und Erhöhung \ndes Dotationskapitals um Fr. 60 Mio. durch die Stadt \n\nEine Stärkung der IBC kann mit einer Dotationskapitalerhöhung von Fr. 60 Mio. durch die \n\nStadt gesichert werden. Dies entspricht nahezu einer Verdoppelung des Dotationskapi-\n\ntals, welches heute Fr. 61 Mio. beträgt. Per 31. Dezember 2021 wies die IBC ein Eigen-\n\nkapital von Fr. 173 Mio. mit nachfolgender Struktur aus: \n\n\n\nSeite 46 von 57 \n\nGemäss dem Businessplan wird das Dotationskapital über zwölf Jahre mit Fr. 5 Mio. jähr-\n\nlich erhöht. \n\nDas Dotationskapital der IBC wird bei den Beteiligungen im Verwaltungsvermögen in der \n\nBilanz ausgewiesen. Alle Zugänge des Verwaltungsvermögens haben über die Investiti-\n\nonsrechnung zu erfolgen. Somit würde dies einen Einfluss auf die Investitionsrechnung \n\nbzw. auch den vom Gemeinderat vorgegebenen Investitionsplafonds von Fr. 540 Mio. \n\nhaben. Eine Dotationskapitalerhöhung der IBC war bei der Erarbeitung des Plafonds \n\n(2018/2019) kein Thema und würde über 11 % stadteigene Investitionen blockieren. Der \n\nStadtrat hat bei der Überarbeitung der Mehrjahresplanung der eigenen Investitionen die-\n\nse Thematik behandelt und wird dem Gemeinderat in der Botschaft zur Überarbeitung \n\nder Mehrjahresplanung der Investitionen eine mögliche Lösungsvariante unterbreiten.  \n\nEine Erhöhung des Dotationskapitals bedeutet für die Stadt, dass die Liquidität hierfür \n\nteilweise durch die Aufnahme von Fremdkapital zu finanzieren sein wird, da die Stadt die \n\nentsprechende Liquidität nicht vollständig besitzt. Auf der anderen Seite erhält die Stadt \n\neine Gewinnablieferung aus der Verzinsung durch das Dotationskapital und eine Divi-\n\ndendenausschüttung. Obschon die Dividendenausschüttung über einige Jahre wegfällt, \n\nerhält die Stadt rund Fr. 2.7 Mio. bis Fr. 8.3 Mio. in den Jahren der Dotationskapitalfinan-\n\nzierung (2023-2034) als Gewinnausschüttung. Die Dividendenausschüttung über diesen \n\nZeitraum beträgt Fr. 19 Mio. und könnte zur Finanzierung der Dotationskapitalerhöhung \n\nverwendet werden. Würde die Verzinsung auch berücksichtigt könnten die Fr. 60 Mio. fi-\n\nnanziert werden. Die Dotationskapitalverzinsung steigt aufgrund des steigenden Dotati-\n\nonskapitals von heute Fr. 2.3 Mio. auf Fr. 4.6 Mio. (mit dem kalkulatorischen Zinssatz \n\nWACC für das Stromnetz und hat risiko- und marktgerecht zu sein). \n\nDer Zugang der Erhöhung des Dotationskapitals erfolgt über die Investitionsrechnung, \n\nwelche anschliessend über die Passivierung in die Bilanz ins Verwaltungsvermögen ver-\n\nbucht wird, jedoch keine jährlichen Abschreibungen zur Folge hat. Die Bilanz wird sowohl \n\nauf der Aktiv- als auch Passivseite erhöht und führt zu einer Reduktion der EK-Quote, da \n\nFremdkapital aufgenommen wird. Jedoch verzeichnet die Stadt einen höheren Dotati-\n\nonszinsertrag.  \n\nEinfluss/Auswirkung Stadt IBC \n\nLiquidität  neutral positiv \n\nErfolgsrechnung   neutral/positiv neutral/negativ\n\nInvestitionsrechnung  negativ/neutral neutral/neutral\n\nEK-Quote  negativ positiv \n\nRisiko  gering gering \n\n\n\nSeite 47 von 57 \n\nFür die IBC ist die Stärkung des Eigenkapitals von Vorteil und aus dem Businessplan \n\nwird ersichtlich, dass sich die EK-Quote gar auf über 80 % verbessern kann mit FK von \n\nFr. 80 Mio. und EK von Fr. 349 Mio. ab 2047. Die Verzinsung des Dotationskapitals wür-\n\nde erhöht da das Dotationskapital steigt, was für die IBC nachteilig ist, für die Stadt je-\n\ndoch von Vorteil.  \n\nAus Sicht der Stadt wäre ab diesem Zeitpunkt eine Rückzahlung eines Teilbetrages des \n\nDotationskapitals sinnvoll, da eine EK-Quote von über 80 % (ca. 2047) nicht der Finan-\n\nzierungsstruktur eines Energieversorgers entspricht und so auch die Stadt bzw. deren \n\nErgebnis entlastet werden könnte. \n\n4.3.3 Variante 3: Finanzierung Fr. 160 Mio. durch externe Finanzinstitute und Darlehen \nFr. 60 Mio. durch die Stadt \n\nAnstelle einer Dotationskapitalerhöhung kann die Stadt auch ein Darlehen in derselben \n\nHöhe von Fr. 60 Mio. an die IBC abgeben. Das Darlehen weist nahezu die gleichen Ef-\n\nfekte wie die Dotationskapitalerhöhung auf. Ein Darlehen ist jedoch über eine bestimmte \n\nLaufzeit befristet, im Normalfall rückzahlbar und erfolgt mit einer marktgerechten Verzin-\n\nsung. Eine Rückzahlung würde voraussichtlich frühestens 2035 bzw. 2040 in Tranchen \n\nerfolgen, was einem eher langen Zeithorizont entspricht und grundsätzlich eher nach Be-\n\ndingung des Fremdkapitaldarlehens (Amortisation und Zinszahlungen). \n\nDie aktuelle Zinsentwicklung hat innerhalb des letzten halben Jahres massive Verände-\n\nrungen aufgrund des Krieges und der steigenden Inflation erfahren. Wie die Entwicklung \n\nweitergehen wird, ist kaum abzuschätzen und ein marktgerechter Zinssatz schwierig zu \n\ndefinieren. Aufgrund der Vergangenheit sollte mit einem durchschnittlichen Zinssatz von \n\n3 % gerechnet werden. Dies wurde auch dem Businessplan unterlegt. \n\nHinsichtlich der Zuweisung des Darlehens zum Finanzvermögen oder Verwaltungsver-\n\nmögen ist auszuführen, dass die Stadt einen Teil dieser Mittel auch zu beschaffen hat, \n\num die Liquidität gewährleisten zu können. Ein Darlehen im Finanzvermögen würde den \n\ndurch den Gemeinderat vorgegebenen Investitionsrechnungs-Plafonds nicht beeinträch-\n\ntigen und so die Investitionstätigkeit nicht einschränken.  \n\nDieses Darlehen ist nicht als Anlage anzusehen. Grundsätzlich werden Gemeindedarle-\n\nhen im Verwaltungsvermögen geführt. Bei überjährigen Darlehen tritt die Stadt als Inves-\n\ntorin auf und dies verbindet sie mit dem Darlehensnehmer im Sinne eines gemeinsamen \n\nInteresses zur Erfüllung des Unternehmensziels. Rückt dieses Unternehmensziel in den \n\nVordergrund, ist das Darlehen im Verwaltungsvermögen zu führen. Weitere Argumente, \n\ndass dieses Darlehen im Verwaltungsvermögen zu führen ist, sind, dass bereits ein Dar-\n\n\n\nSeite 48 von 57 \n\nlehen im Verwaltungsvermögen besteht, dass das neue Darlehen zu einem späten Zeit-\n\npunkt durch die IBC refinanziert wird und dass die IBC einen stadtnahen Betrieb darstellt. \n\nEin weiteres Indiz stellt auch die Verzinsung dar, welche allenfalls auf dem Zins der Stadt \n\nplus Marge definiert werden könnte, was nicht marktkonform wäre. \n\nEinfluss/Auswirkung Stadt IBC \n\nLiquidität  neutral positiv \n\nErfolgsrechnung   neutral/negativ neutral \n\nInvestitionsrechnung  negativ/positiv neutral \n\nEK-Quote  negativ negativ \n\nRisiko  mittel  gering \n\nBasierend auf der Rückzahlbarkeit eines Darlehens wäre die Stadt in der Lage, auch ih-\n\nren Verpflichtungen nachzukommen. Vorausgehend ist jedoch eine zusätzliche Ver-\n\nschuldung notwendig, um dieses Darlehen auszahlen zu können. Insgesamt würde die \n\nVerpflichtung der IBC gegenüber der Stadt von Fr. 29 Mio. auf Fr. 89 Mio. wachsen, was \n\nzu einer Verschlechterung der EK-Quote bei der IBC führt und somit einen negativen \n\nEinfluss auf die Dividendenausschüttung haben wird. \n\nExkurs Rating: Diese Variante kann einen nachteiligen Effekt auf die Ratings der Stadt \n\noder der IBC haben, was zu schlechteren Zinskonditionen von Finanzinstituten oder \n\nFremdkapitalgebern führen könnte. \n\n4.3.4 Variante 4: Finanzierung durch externe Finanzinstitute, Verzicht der Gewinnaus-\nschüttung sowie Einbringung von Darlehen der Stadt \n\nDiese Option beinhaltet den Verzicht der Ausschüttung der Dividende und der Verzin-\n\nsung des Dotationskapitals. Gemäss Art. 37 IBC Gesetz (RB 811) erfolgt die Gewinnab-\n\nlieferung an die Eigentümerin in Form einer Dividende (Anteil am Bilanzgewinn). Gemäss \n\nder Ausschüttungspolitik (Punkt 2.3.3.3 Eigentümerstrategie) erfolgt eine Gewinnabliefe-\n\nrung an die Stadt unter folgenden Bedingungen: \n\n Eigenkapitalquote 60 % und mehr: Dividende 2/3 des verteilbaren Bilanzgewinns \n\n Eigenkapitalquote von 50 % bis 59.9 %: Dividende ½ des verteilbaren Bilanzgewinns \n\n Eigenkapitalquote unter 50 %: keine Dividende, in diesem Fall drängen sich neue \n\nMassnahmen zur Eigenkapitalverstärkung auf \n\nDie IBC geht davon aus, dass bei einem Verzicht der Gewinnausschüttung rund Fr. 60 \n\nMio. mehr Liquidität in der IBC verbleibt (Zeitraum ca. 10 Jahre). Die jährliche Verzinsung \n\ndes Dotationskapitals beläuft sich auf Fr. 2.3 Mio. Jedoch weist das Modell auch darauf \n\nhin, dass die Eigenkapitalquote ohne Darlehen oder Dotationskapitalerhöhung unter  \n\n\n\nSeite 49 von 57 \n\n50 % fallen wird und somit keine Dividende anfallen würde (Zeitraum 10 Jahre). Somit \n\nwäre einzig der Verzicht der Verzinsung des Dotationskapitals ein effektiver Beitrag zur \n\nFinanzierung des Wärmenetzbaus. Mit einem solchen Verzicht würden der Stadt Fr. 23.4 \n\nMio. an Ertrag entgehen. Hingegen der IBC würde dies für die notwendigen Investitionen \n\nverwendet werden können. \n\nOhne weitere Unterstützung seitens der Stadt oder noch längeren Verzichts auf eine \n\nGewinnausschüttung kann der notwendige Kapitalbedarf nicht gedeckt werden. Eine \n\nAufhebung der Gewinnausschüttung von mehr als 10 Jahren ist abzusehen.  \n\nAuf Seiten der IBC würde diese Variante in den Jahren mit hohem Investitionsbedarf \n\nherausfordernd, da bereits ohne Dividendenausschüttung gerechnet wurde und somit nur \n\neine geringe, zusätzliche Liquidität generiert werden könnte. Dies könnte zu einer höhe-\n\nren Fremdfinanzierung führen.  \n\nEinfluss/Auswirkung Stadt IBC \n\nLiquidität negativ positiv \n\nErfolgsrechnung  negativ positiv \n\nInvestitionsrechnung neutral neutral \n\nEK-Quote neutral positiv \n\nRisiko mittel gering \n\nAuch aus Sicht der Stadt wäre dies problematisch, da dies ein Verzicht auf Ertrag wäre \n\nund die Jahresrechnung nicht im bisherigen Umfang entlastet. Weiter würde dies nicht \n\nder Strategie des Stadtrates betreffend IBC entsprechen. Die Gewinnausschüttung, wel-\n\nche der Stadt Liquidität bringt, wird bei den Varianten Darlehen und Dotationskapitaler-\n\nhöhung dafür verwendet, um diese zu finanzieren und somit wieder an die IBC zurückge-\n\nführt. Daher stellt sich die Frage, ob diese Variante der IBC die gewünschte Liquidität \n\nbzw. den gewünschten Effekt bringen würde, insbesondere zu Beginn. \n\n4.3.5 Variante 5: A-fonds-perdu Beitrag in der Höhe von Fr. 60 Mio. \n\nEin a-fonds-perdu Beitrag von rund Fr. 60 Mio., verteilt über mehrere Jahre, wäre auch \n\neine Option, die IBC zu finanzieren. Der Stadtrat nimmt jedoch bewusst Abstand von die-\n\nser Option, da basierend auf der heutigen Gesetzgebung die Auswirkung bei der Stadt \n\ngravierend wäre. Ein Investitionsbeitrag wird über die Investitionsrechnung verbucht, ak-\n\ntiviert und über die entsprechende Nutzungsdauer abgeschrieben. Der Investitionspla-\n\nfonds würde überschritten und ein negativer Einfluss bei der EK-Quote würde eintreten. \n\nIm Vergleich zu den anderen Varianten entfällt hier die Verzinsung bzw. Rückzahlung \n\nund die Erfolgsrechnung der Stadt würde mit höheren Abschreibungen belastet. Allen-\n\nfalls würde dafür eine Dividendenausschüttung an die Stadt früher und höher ausfallen.  \n\n\n\nSeite 50 von 57 \n\nEinfluss/Auswirkung Stadt IBC \n\nLiquidität  negativ positiv \n\nErfolgsrechnung   negativ positiv \n\nInvestitionsrechnung  negativ positiv \n\nEK-Quote  negativ positiv \n\nRisiko  mittel gering \n\nFür die IBC wäre dies die beste Variante, da sie einen Beitrag erhalten würde ohne eine \n\nVerpflichtung eingehen zu müssen. \n\nEin a-fonds-perdu Beitrag ist eine Ausgabe und unterliegt der Ausgabenkompetenz be-\n\ntreffend einmalige neue Ausgabe gemäss Art. 11 Stadtverfassung (RB 111). \n\n4.3.6 Variante 6: Gründung eines Unternehmens  \n\nDie Gründung eines neuen Unternehmens, in verschiedenster Form, könnte die Stadt \n\nvon ihren Bürden entlasten, jedoch bedarf jedes gegründete Unternehmen auch Dotati-\n\nonskapital und Absicherungen, um eine Finanzierung zu erhalten und weitergeben zu \n\nkönnen. Nachfolgend werden verschiedene Modelle beschrieben. \n\nGründung einer neuen AG ohne Beteiligung der Stadt \n\nDiese Variante hätte den geringsten Einfluss auf den Finanzhaushalt der Stadt. Jedoch \n\nwürde die Stadt auch ihren Einfluss in der Thematik der Wärme- und Kältenetze bzw. der \n\nUmsetzung und Realisierung des Netto-Null Klimaziels 2050 aus der Hand geben. Zu-\n\ndem würden der Stadt sämtliche Cashflows der zukünftigen Gewinne entgehen. \n\nOhne geeignete Investoren wird diese Variante nicht realisierbar sein. Die Frage ist zu \n\nstellen, ob Investoren zu finden sind, welche eine Investition von solch langer Dauer ma-\n\nchen wollen und den ROI erst in 15-20 Jahren erhalten? \n\nFinanzinfra AG \n\nEine Finanzinfra AG wird im Normalfall gegründet, wenn mehrere Parteien sowohl öffent-\n\nliche als auch private in eine risikobehaftete Infrastruktur zu investieren wünschen und \n\neine Risikoabsicherung anstreben. Als Beispiel kann die Finanz Infra AG Laax zur Finan-\n\nzierung der Schneekanonen herangezogen werden. Jedoch ist in dieser Variante eine \n\nBeteiligung seitens der Stadt in der Form von Dotationskapital und allenfalls einem Dar-\n\nlehen notwendig und würde ähnliche Auswirkungen wie bei einem direkten Beitrag an die \n\nIBC aufweisen.  \n\n\n\nSeite 51 von 57 \n\nPublic Private Partnership Modell  \n\nAls Public Private Partnership (PPP, "öffentlich-private Partnerschaft") wird eine Koope-\n\nration der öffentlichen Hand mit der privaten Wirtschaft bezeichnet. Dies ist eine Alterna-\n\ntive zu traditionell allein staatlich verantworteten und erbrachten öffentlichen Leistungen. \n\nGrundsätzlich ist diese Entflechtung bereits gegeben, da die IBC als selbständige öffent-\n\nlich-rechtliche Anstalt aufgesetzt wurde und hoheitliche Dienstleistungen ausübt. \n\nGründung einer Holding \n\nEine Holding ist ein Unternehmen, AG oder GmbH, das für den Zweck des Erwerbs und \n\nder Verwaltung von Beteiligungen (mehrere) gegründet wurde und selber keine eigene \n\nGeschäftstätigkeit ausübt.  \n\nDer Nutzen eines weiteren Unternehmens ist marginal, da auch dieses mit den notwen-\n\ndigen Mitteln ausgestattet werden müsste, um Finanzierungen zu erhalten und diese ge-\n\ngebenenfalls an die IBC weiterzugeben. Somit wäre die Analyse betreffend Auswirkung \n\ngemäss den Ausführungen bei den vorherigen Varianten. Zusätzlich kämen die Themen \n\nEigentümerstrategie, Verwaltungsrat sowie die Konzessionsthematik auf.  \n\nAusser, wenn es einen Marktplayer geben würde, welcher in dieser Branche gefestigt ist \n\nund Wachstums- bzw. Diversifikationsbestrebungen bzw. Erhöhung des Marktanteiles \n\nanstrebt, könnte die Gründung eines neuen Unternehmens zielführend sein. Inwiefern \n\ndie Stadt einen weiteren Akteur bzw. Partner und Abstimmungsbedarf bzgl. Bau möchte, \n\nist zu klären.  \n\nFür den Stadtrat stellt dies keine Option dar und soll daher nicht weiterverfolgt werden. \n\n4.3.7 Variante 7: Finanzierung Fr. 160 Mio. durch externe Finanzinstitute und Mischform \nDarlehen und Dotationskapitalerhöhung von insgesamt Fr. 60 Mio. durch die Stadt \n\nAufgrund der Analyse der verschiedenen Varianten kristallisierte sich schnell heraus, \n\ndass auch eine Mischform möglich und sinnvoll ist. Die Verteilung von Fr. 60 Mio. auf Do-\n\ntationskapitalerhöhung oder Darlehen stellt eine valable Option dar. Weiter könnte in ei-\n\nner Mischform auch noch die Thematik einer teilweisen Bürgschaft betrachtet werden, da \n\nderen Auswirkungen und Risiken minim sind. \n\nUmso mehr Dotationskapital im Verhältnis zum Darlehen gesprochen wird, desto schnel-\n\nler kann wieder eine Dividendenausschüttung an die Stadt stattfinden. Jedoch ist bei ei-\n\nnem geringeren Darlehen, eine kleinere Amortisation zuhanden der Stadt möglich. \n\nNachfolgend wurde von einem Split von Fr. 39 Mio. Dotationskapitalerhöhung und Fr. 21 \n\nMio. Darlehen mit einer Rückzahlbarkeit ab 2035 von Fr. 1.4 Mio. (Amortisationsdauer 15 \n\n\n\nSeite 52 von 57 \n\nJahre) ausgegangen. Das Dotationskapital würde sich auf Fr. 100 Mio. erhöhen und eine \n\nDividendenausschüttung wäre ab 2033 möglich. Die EK-Quote würde sich bis 2050 auf \n\nüber 84 % erhöhen. Aufgrund der Splittung und der Rückzahlung des Darlehens ist dies \n\neine gute Option für die Stadt. \n\nEinfluss/Auswirkung Stadt IBC \n\nLiquidität negativ positiv \n\nErfolgsrechnung  neutral/positiv positiv \n\nInvestitionsrechnung negativ neutral \n\nEK-Quote negativ positiv \n\nRisiko mittel gering \n\n+ positiv, 0 neutral, - negativ\n\nExkurs Refinanzierung  \n\nDiese Form von Beitrag könnte nur in Betracht gezogen werden, wenn eine entspre-\n\nchende Gegenfinanzierung vorhanden wäre, in Form z.B.: \n\n- 'Energiefonds' im Eigenkapital \n\n- Erhöhung des Konzessionsrappens und Rückführung an die IBC \n\n- Erhöhung des Steuerfusses \n\nDie Einrichtung eines 'Energiefonds' seitens der Stadt war schon mehrfach ein Thema im \n\nGemeinderat, zuletzt am 9. März 2017. Damals wurde der Art. 38 im IBC-Gesetz aufge-\n\nhoben. Aktuell ist keine gesetzliche Grundlage zur Erhebung und Speisung eines Fonds \n\nvorhanden. Sollte der Gemeinderat aus heutiger Sicht die Schaffung eines Energiefonds \n\nbefürworten, müsste dies mit einer separaten Botschaft erarbeitet und abgehandelt wer-\n\nden.  \n\nEine Variante könnte die Erhöhung des Konzessionsrappens bei Erdgas darstellen, wel-\n\nche zur Finanzierung der Investitionen ins Wärmenetz verwendet würde. Aufgrund der \n\nTatsache, dass die Verwendung von Erdgas enorm abnimmt, insbesondere aufgrund von \n\nUnsicherheit betreffend Liefersicherheit und des massiv höheren Preises, ist dies keine \n\nnachhaltige Lösung. \n\nDie Erhöhung des Steuerfusses ist grundsätzlich das Steuerungsinstrument in der öffent-\n\nlichen Verwaltung, um Ausgaben decken bzw. einen ausgeglichenen Haushalt sicherstel-\n\nlen zu können. Ein Steuerprozent beträgt rund Fr. 0.9 Mio. Diese Erhöhung würde als \n\nFiskalertrag der Erfolgsrechnung zugutekommen. Im Beispiel des a-fonds-perdu Beitra-\n\nges an die IBC könnte der Mehrertrag zur Deckung der Abschreibung sowie der Zinskos-\n\nten (falls ein Darlehen aufzunehmen ist) verwendet werden. Der Fiskalertrag fliesst als \n\n\n\nSeite 53 von 57 \n\nGanzes in die Erfolgsrechnung der Stadt, sollte Ende Jahr ein Ertragsüberschuss erzielt \n\nwerden, wird dies grundsätzlich dem Eigenkapital gutgeschrieben. Der Steuerfuss wird \n\njährlich im Rahmen des Budgets festgelegt und kann in diesem Sinne nicht befristet fi-\n\nxiert werden.  \n\nDer Stadtrat nimmt von einer Erhöhung des Steuerfusses bewusst Abstand, da für eine \n\nsolche Betrachtung die gesamte, langfristige und finanzielle Situation der Stadt zu be-\n\nrücksichtigen ist, insbesondere auch die Auswirkungen der Mehrjahresplanung und neu-\n\nen Aufwandspositionen aufgrund von Volksentscheiden. \n\n4.4 Resultat aus der Verhandlung mit den Finanzinstituten \n\nDie IBC mit einer Delegation der Stadt Chur wurden einem Finanzinstitut betreffend der \n\nFremdkapitalfinanzierung vorstellig. In den Gesprächen mit dem Finanzinstitut kristalli-\n\nsierte sich schnell heraus, dass eine Finanzierung nur gemacht werden kann, wenn auch \n\ndie Stadt Chur mitfinanziert und der IBC mehr Kapital gibt oder eine Bürgschaft bzw. Pat-\n\nronatserklärung spricht. \n\nDas Finanzinstitut wird die IBC und Stadt sowie weitere nahe Betriebe als eine Gegen-\n\npartei betrachtet, gemäss Finma-Auflagen. Diese umfasst in der Thematik IBC nicht nur \n\ndiese, sondern auch die weiteren Beteiligungen und deren Fremdfinanzierung beim ent-\n\nsprechenden Finanzinstitut. \n\nIn der Diskussion waren die Themen der Verlässlichkeit, Tragbarkeit der Investition\n\nund der Haftung wichtige Punkte. Hierbei stand die Frage im Vordergrund, ob die Stadt \n\ngewillt ist, die IBC erneut zu unterstützen, sollte sich in Zukunft eine finanzielle Schwie-\n\nrigkeit bei der IBC zeigen. Aus Sicht des Stadtrates handelt es sich bei der IBC um ein \n\nsystemrelevantes Unternehmen der Stadt, welches einen Versorgungsauftrag zu erfüllen \n\nhat und ist daher zwingend zu retten. Ein Rettungspaket hätte erneut dem Souverän zur \n\nAbstimmung vorgelegt zu werden, gemäss den aktuell geltenden Kompetenzen. \n\nExkurs Risiko: \n\nDer Stadtrat erachtet wie oben ausgeführt, die IBC als systemrelevant. In den Bereichen \n\nStrom und Wasser ist das Risiko als gering einzuschätzen. Inwiefern die Wärme- und \n\nKälteversorgung tragbar ist, wird nachfolgend abgearbeitet.  \n\nEine wichtige Rolle hierbei spielt der Businessplan, welcher realistisch und solide zu sein \n\nhat. Basierend darauf fanden die Berechnungen der IBC, der Stadt sowie auch dem Fi-\n\nnanzinstitut statt. Die stetige Nachführung, das Controlling bzw. Monitoring und die Be-\n\n\n\nSeite 54 von 57 \n\nrichterstattung hinsichtlich des Businessplans sind weitere wichtige Bestandteile, um die-\n\nse Veränderung bzw. Investition zielführend zu realisieren zu können. \n\nDie aktuellen Zinsentwicklungen zeigen nach oben und führen zu steigenden Kosten bei \n\nAufnahme von Fremdkapital. Der Businessplan ist mit einem Zinssatz von 3 % hinterlegt. \n\nSteigende Kosten aufgrund Lieferengpässen und Materialpreiserhöhungen sind weitere \n\nRisikofaktoren, diese könnten gegeben falls zu einer Verzögerung der Bautätigkeit oder \n\nhöherer Verschuldung führen, damit einhergehend auch weniger Ertrag in der Wärme- \n\nund Kälteversorgung. Gemäss der Ausführung der IBC könnte diese Mehrkosten in die \n\nKalkulation an den Endkunden und die Preisgestaltung einberechnet werden und so ge-\n\ndämpft werden.  \n\nFazit \n\nDas Finanzinstitut ist bereit, eine Finanzierungszusage von Fr. 150 Mio. zu geben, sofern \n\ndie Stadt sich an der Finanzierung mitbeteiligt oder eine Absicherung der Finanzierung \n\nspricht. Der variable Bezug im Tranchenmodell und die Amortisation ab 2035 wurden \n\nebenso gutgeheissen, wie auch die alleinige Tragung durch das Finanzinstitut (keine \n\nMehrbankenstrategie mehr). Das wichtigste Steuerungskriterium ist der Eigenfinanzie-\n\nrungsgrad, welcher ≥ 45 % zu sein hat. Die Eigentumsverhältnisse sind zu wahren und \n\nein alljährliches Reporting zuhanden der Bank wird verlangt. \n\n4.5 Priorisierung der Varianten \n\nIn den vorhergehenden Abschnitten wurden die aktuelle Situation, der Businessplan so-\n\nwie mögliche Unterstützungsvarianten seitens der Stadt beschrieben. Nun ist eine Ge-\n\ngenüberstellung der Varianten angezeigt, um dem Gemeinderat seitens des Stadtrates \n\neinen Vorschlag zu unterbreiten. \n\nVariante Beschreibung \n\nFinanzie-\nrung Stadt  \nin Fr. Mio. \n\nFremdfinan-\nzierung \nin Fr. Mio. \n\nAusschüt-\ntung Stadt \nin Fr. Mio. \n\nRisiko \nfür die \nStadt \n\n1 Bürgschaft - 220 Ø ++ \n\n2 Dotationskapitalerhöhung 60 160 Ø 10.6 - \n\n3 Darlehen 60 160 Ø 10.1 0 \n4 Verzicht auf Gewinnausschüt-\n\ntung \n- 64         \n\n(2023-2032)\nØ 9.7 0 \n\n5 A-fonds-perdu Beitrag 60 120 Ø 10.8 - \n\n6\nGründung neues Unterneh-\nmen - - - + \n\n7 Mischform 60 150 Ø 11.4 0/- \n\n\n\nSeite 55 von 57 \n\nDer Betrag der Fremdfinanzierung kann je nach Variante variieren. Zur Vereinfachung \n\nder Varianten in der Botschaft wird von Fr. 160 Mio. bzw. Fr. 220 Mio. ausgegangen. \n\nFinanzierungsvarianten  \n\nVariante 1 beinhaltet die Bürgschaft der Stadt, deren Höhe im Detail zu klären wäre. Die \n\nBürgschaft hat einen Einfluss auf die Investitionsrechnung und würde aktuell keinen Ein-\n\nfluss auf die Rechnung der Stadt haben. Das Risiko ist hoch, da bei finanziellen Schwie-\n\nrigkeiten dieses Netzausbaus die Stadt einspringen und für das Fremdkapital zu bürgen \n\nhat. \n\nVariante 2 zeigt die Auswirkungen, wenn die Fr. 60 Mio. als Dotationskapitalerhöhung an \n\ndie IBC überführt würden. Aus Sicht der Stadt hat die Erhöhung vollumfänglich über die \n\nInvestitionsrechnung zu erfolgen und ist mit geringem Risiko ausgestattet. Aus Seitens \n\nIBC wäre dies eine sehr gute Option. Jedoch würde die IBC im Anschluss ein sehr hohes \n\nDotationskapital von über Fr. 121 Mio. aufweisen und nach 2047 gar eine EK-Quote von \n\nüber 80 % was sehr hoch ist. \n\nDie Bereitstellung der Finanzierung durch ein Darlehen von Fr. 60 Mio. wird in der Vari-\n\nante 3 ausgeführt, welches auch über die Investitionsrechnung zu verbuchen wäre. Hier-\n\nbei ist zu beachten, dass dadurch die EK-Quoten der IBC und der Stadt negativ beein-\n\nflusst werden, auch die Finanzratings und die Rückzahlbarkeit zu einem sehr späten Zeit-\n\nraum erfolgen würde.  \n\nDie Variante 4 beinhaltet den Verzicht auf Dividendenausschüttungen, welche den not-\n\nwendigen Kapitalbedarf der IBC nicht in den entsprechenden bzw. notwendigen Jahren \n\nzu decken vermag. \n\nDer a-fonds-perdu Beitrag in Variante 5 würde über die Investitionsrechnung verbucht \n\nund über die entsprechenden Jahre als Abschreibung der Erfolgsrechnung der Stadt be-\n\nlastet. Aus Sicht der Stadt ist dies eine sehr belastenden Variante und für die IBC eine \n\nsehr gute Variante. \n\nVariante 6 mit der Möglichkeit zur Gründung eines neuen Unternehmens würde lediglich \n\neine Verschiebung der Herausforderungen bewirken, ausser ein Marktplayer würde ge-\n\nfunden, welcher einsteigen möchte.  \n\nDie Variante 7 beinhaltet eine Mischform aus Darlehen und Dotationskapitalerhöhung um \n\nFr. 60 Mio. und würde der Investitionsrechnung belastet. Die Vor- und Nachteile der Va-\n\nrianten 2 und 3 könnte geglättet werden. \n\n\n\nSeite 56 von 57 \n\n5. Zusammenfassung und Fazit \n\nJede der aufgezeigten Varianten bringt Vor- und Nachteile für die Stadt oder die IBC. \n\nGrundsätzlich ist zu klären, ob eine Unterstützung der IBC in dieser Thematik angestrebt \n\nwird. Dies bejaht der Stadtrat ausdrücklich, denn aktuell ist keine Alternative bekannt, um \n\ndie Sicherstellung der Belieferung der Einwohner mit Wärme zu garantieren und das Kli-\n\nmaziel Netto-Null 2050 einzuhalten. Aus Sicht der Stadt hat diese Thematik auch mit der \n\nVersorgungssicherheit innerhalb der Stadt zu tun. \n\nSomit ist in einem weiteren Schritt zu klären, unter welcher Voraussetzung die Finanzin-\n\nstitute bereit sind, einen umfangreichen Kredit zu sprechen und welche Sicherheiten da-\n\nzu notwendig sind.  \n\nUnd schliesslich hat die Stadt zu klären, wie eine Unterstützung zuhanden der IBC aus-\n\nsehen könnte oder soll. Soll nun eine Bürgschaft oder Liquidität, in welcher Form auch \n\nimmer, gesprochen werden? \n\nUnter Berücksichtigung des Risikos und auch der notwendigen Ausstattung, um eine \n\nBankfinanzierung zu erhalten, ist die Zuführung mittels Mischform bzw. Dotationskapital-\n\nerhöhung und Darlehen primär anzustreben. Für die Stadt ist diese Variante von Vorteil, \n\nda diese konstant, überschaubar und ohne falsche Erwartungshaltungen einen sicheren \n\nWert in der Bilanz der Stadt darstellt. Im Weiteren können so die Dividendenausschüt-\n\ntungen auf einem hohen Niveau erhalten bleiben. Mit dieser Variante wird die IBC auch \n\nfür spätere Herausforderungen gestärkt, da sie eine gesunde EK-Quote vorweisen kann. \n\nFür den Stadtrat ist die Unterstützung der IBC betreffend Bau eines Wärme- und Kälte-\n\nnetzes in der Stadt Chur zwingend, um die Stadt mit 'Energie' versorgen und das Klima-\n\nziel Netto-Null 2050 anpeilen zu können. Ohne Zutun der Stadt, wird eine Realisierung \n\nfür die IBC so nicht möglich sein. Die Investition bzw. der Ausbau ist mit einem betrags-\n\nmässig hohen Risiko versehen, dies relativiert sich jedoch betreffend Versorgungssicher-\n\nheit. \n\n6. Weiteres Vorgehen \n\nBasierend auf der angestrebten Lösung soll ein Volksentscheid abgeholt werden. Sind \n\ndie Einwohner der Stadt bereit, in diesen zukunftsweisenden und nachhaltigen Wär-\n\nmeumbau zu investieren und ein Risiko mitzutragen.  \n\n\n\n\n