Kostenschätzung zum Bürgerbegehren des Bündnisses "Klimawende Köln"!

Die Oberbürgermeisterin 
Dezernat, Dienststelle  
II/II/2 
 
Vorlagen-Nummer  01.09.2020 
 2667/2020 
Mitteilung 
öffentlicher Teil 
Gremium Datum 
Finanzausschuss 07.09.2020 
 
Kostenschätzung zum Bürgerbegehren des Bündnisses "Klimawende Köln"! 
Die Initiative „Klimawende Köln“ plant die Durchführung eines Bürgerbegehrens unter dem Titel „100 
% Ökostrom bis 2030 - Da simmer dabei“. Hierzu hat das Bündnis folgende Fragestellung formuliert: 
 
Soll die Stadt Köln im Rahmen ihrer Unternehmensbeteiligungen darauf hinwi rken, dass die 
RheinEnergie AG und deren Tochterunternehmen spätestens ab 2030 nur Strom aus erneu-
erbaren Energien liefern, wobei sie diesen selbst in eigenen Anlagen produzieren, im Rahmen 
von Stromlieferverträgen aus veröffentlichten Anlagen erwerben oder im Rahmen von Miete r-
strommodellen zur Verfügung stellen? 
 
Ergänzend wird ausgeführt: 
 
Als erneuerbare Energien gelten dabei Wasserkraft, Windenergie, solare Strahlungsenergie, 
Geothermie, Energie aus Biomasse. Der Begriff „liefern“ umfasst den Vertrieb und den Handel 
von Strom. 
 
Die Verwaltung ist gemäß § 26 Abs. 2, Satz 5 GO NRW verpflichtet, den Initiatoren die mit der Durch-
führung der verlangten Maßnahme verbundenen Kosten mitzuteilen (Kostenschätzung). Für die Aus-
wirkungen auf den Gemeindehaushalt legt die Rechtsprechung einen weiten Kostenbegriff zu Grun-
de, der letztlich jede durch das verfolgte Begehren zurechenbar bedingte Vermögensminderung sei-
tens der Gemeinde erfasst. Zur Vorbereitung der Schätzung hat die Verwaltung die Konzernoberge-
sellschaft der RheinEnergie AG (RE), die Stadtwerke Köln GmbH (SWK), aufgefordert ihr eine Kos-
tenschätzung aus Unternehmenssicht zur Verfügung zu stellen. 
 
Parallel wurde seitens der Stadt außerdem das Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie gGmbH 
(WI) beauftragt, diese Schätzung im Hinblick auf die Angemessenheit der durch die RE verwendeten 
Methodik zu prüfen, ergebnisrelevante Annahmen kritisch zu reflektieren sowie die Plausibilität der 
erzielten Ergebnisse zu überprüfen. 
 
Die von der SWK bei der RE angeforde rte Kostenschätzung und das Validierungsgutachten des WI 
liegen nunmehr vor:  
 
Vor dem Hintergrund des verfügbaren Zeitrahmens und unter Berücksichtigung der Schwierigkeiten 
einer abgrenzbaren Kostenschätzung bei dauerhaft wirkenden Maßnahmen konzentriert sich die Kos-
tenschätzung auf eine zeitpunktbezogene Betrachtung (hier: 2030) und in diesem Zusammenhang 
auf die wesentlichen Ergebnistreiber, nämlich 
 
- die Mehrkosten aus dem alleinigen Bezug von Ökostrom und dessen nicht kostendeckender Ver-
marktung bei der RE den einzubeziehenden Beteiligungen sowie

2 
 
- die Mehrkosten aus dem veränderten Kraftwerks- und/oder Heizwerkseinsatz zur Bedienung der 
Wärmelieferverpflichtung (insbesondere im Bereich Fernwärme). 
 
Beide Effekte bewegen sich nach Einschätzung der RE selbst bei konservativer (= kostenminimaler) 
Betrachtung jeweils im hohen zweistelligen bis hin zum dreistelligen Mio.  €-Bereich. Angesichts der 
Größenordnung dieser beiden Ergebnistreiber wurde darauf verzichtet finanziell weniger relevante 
Sachverhalte (maximal im einstelligen Mio. €-Bereich) exakt zu quantifizieren. Hierzu gehören z. B. 
 
- das entfallende Eigenergebnis der RheinEnergie Trading aus dem (Grau-)Stromhandel, 
- das entfallende Ergebnis aus dem Fernwärmeneugeschäft. 
 
Nur zum Teil (für den Bereich der Kraftwerke) in die Kostenschätzung einbezogen ist der mit der Ver-
änderung des Geschäftsumfangs der RE dann einherge hende Arbeitsplatzabbau. Eine Quantifizie-
rung der strukturpolitischen Effekte in der Stadt Köln wurde nicht vorgenommen. 
 
Auf Basis dieser Parameter geht die RE im kostenminimalen Fall ab 2030 von einer jährlichen Ergeb-
nisbelastung von rd. 236,3  Mio. € (zusätzlich einem Einmaleffekt für 2030 in Form eines Verlustes 
aus Anlagenabgang von rd. 84,4 Mio. €, d. h. insg. 320,7 Mio. €) aus. Hiervon entfallen rd. 104 Mio. € 
auf Mehrkosten aus verändertem Heiz-/ Kraftwerksbetrieb in den Kölner Anlagen (zur Bedienung der 
Wärmelieferverpflichtung), rd. 37,4 Mio. € auf Mindererträge aufgrund des Wegfalls des positiven Er-
gebnisbetrages des Kraftwerks Rostock und rd. 94,9  Mio. € auf Mehrkosten aus der Ökostromb e-
schaffung/- vertrieb. 
 
In seinem Gutachten zur Kostenschätzung kommt das WI zu dem Ergebnis, dass die Kostenschä t-
zung der RE als grundsätzlich valide anzusehen ist. Jedoch  vertritt der Gutachter in Bezug auf das 
HKW Rostock die Auffassung, dass dieses Kraftwerk (aufgrund der absehbaren umweltpolitischen 
Entwicklung) wahrscheinlich vor 2030 vom Netz genommen wird und demnach in 2030 keinen E r-
gebnisbeitrag mehr liefert. Diesem Effekt in Höhe von rd. 37,4 Mio. € wird daher durch Angabe einer 
Kostenbandbreite Rechnung getragen. Der Gutachter hat zudem Anmerkungen zur Berechnung der 
Mehrkosten aus der Ökostrombeschaffung gemacht. Da die Mehrkosten der Höhe nach aber als ins-
gesamt plausibel festgestellt worden sind, wurde auf eine aufwändige, zeitintensive Modellierung ei-
nes Transformationspfades verzichtet. 
Daneben hat der Gutachter die Frage der Abzinsung der Kosten auf das Entscheidungsjahr 2020 
aufgeworfen. Nach kommunalrechtlicher Prüfung liegt der Kostenschätzung eine Darstellung der Kos-
ten in Nominalwerten des Jahres 2030 zugrunde.  
 
Neben den unmittelbaren Kosten auf Ebene des Unternehmens und deren Abbildung im Haushalt 
sind bei den Auswirkungen auf den Haushalt der Gemeinde auch zwangsläufige Folgekosten wie der 
Ausfall oder die Minderung von Erträgen zu berücksichtigen. Die Kosten der RE werden über die 
Stadtwerke Köln in voller Höhe über die Ergebnisbeteiligung an die Stadt (Wegfall von Ergebnisaus-
schüttung sowie Zuschussbedarf in Höhe der darüberhinausgeh enden Deckungslücke) weiterg e-
reicht. Im Rahmen der Kostenermittlung für den Haushalt der Stadt Köln sind außerdem Mindererträ-
ge bei der Gewerbesteuer zu berücksichtigen, welche im vorliegenden Fall mit rd. 5 – 10,5 Mio. € zu 
beziffern sind. 
 
Die aus dem Bürgerbegehren resultierenden Auswirkungen auf den Haushalt der Stadt Köln werden 
stichtagsbezogen angegeben und betragen ab dem Jahr 2030 zunächst zwischen 203,9  Mio. € und 
246,8 Mio. € jährlich. In 2030 fallen zudem zusätzlich einmalig 84,4 Mio. € an. 
 
Das Ergebnis der Kostenschätzung wurde der Initiative mitgeteilt. 
 
 
Gez. Prof. Dr. Diemert

3 
 
Anlagen: 
Anlage 1: Kostenschätzung der RheinEnergie AG für das Bürgerbegehren Bündnis „Klimawende 
Köln“ 
 
Anlage 2: Gutachten zur Kostenschätzung der Rheinenergie AG zum Bürgerbegehren des Bündnis-
ses „Klimawende Köln“

Gutachten  | August 2020 
Gutachten zur Kostenschätzung 
der Rheinenergie AG zum 
Bürgerbegehren des Bündnisses 
„Klimawende Köln“. 
 
 
 
 
 
Prof. Dr.-Ing. Manfred Fischedick 
Dr.-Ing. Arjuna Nebel

Gutachten Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Ene rgie gGmbH 
2 | Wuppertal Institut  
Herausgeber: 
Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie gGmbH 
Döppersberg 19 
42103 Wuppertal 
www.wupperinst.org 
 
Autorin/Autor: 
Prof. Dr.-Ing. Manfred Fischedick 
Wissenschaftlicher Geschäftsführer 
E-Mail: 
manfred.fischedick@wupperinst.org  
Dr.-Ing. Arjuna Nebel 
Senior Researcher im Forschungsbereich Systeme und Infrastrukturen, Abteilung 
Zukünftige Energie- und Infrastrukturen 
E-Mail: 
arjuna.nebel@wupperinst.org

Gutachten Inhaltsverzeichnis 
Wuppertal Institut  | 3 
Inhaltsverzeichnis 
Inhaltsverzeichnis 3 
1 Zusammenfassung 4 
2 Einleitung 7 
3 Grundverständnis für die Kostenschätzung 9 
3.1  Bewertung der Methodik  9 
3.2  Bewertung der zentralen Annahmen  9 
4 Kreis der einzubeziehenden Rheinenergie-Gesellschaften 11  
4.1  Bewertung der Methodik  11  
4.2  Bewertung der zentralen Annahmen  11  
5 Energiewirtschaftliches Preisprämissenmodell 12  
5.1  Bewertung der Methodik  12  
5.2  Bewertung der zentralen Annahmen  12  
6 Auswirkungen auf Beschaffung und Vertrieb von EE-Strom 14  
6.1  Bewertung der Methodik  14  
6.2  Bewertung der zentralen Annahmen  15  
7 Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung 18  
7.1  Bewertung der Methodik  18  
7.2  Bewertung der zentralen Annahmen  18  
8 Steinkohle-Heizkraftwerk Rostock 20  
8.1  Bewertung der Methodik  20  
8.2  Bewertung der zentralen Annahmen  20  
9 Einordnung 22  
9.1  Kostenschätzung  22  
9.2  Verallgemeinerbarkeit des Bürgerbegehrens  24

Gutachten Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Ene rgie gGmbH 
4 | Wuppertal Institut  
1 Zusammenfassung 
Das Wuppertal Institut ist von der Stadt Köln beauftragt worden, die von der Rhein- 
energie AG (im Folgenden RE) vorgelegte Kostenschätzung zum Bürgerbegehren des 
Bündnisses „Klimawende Köln“ gutachterlich zu prüfen. Dies umfasst u. a. die Prü- 
fung der Angemessenheit der durch die RE verwendeten Methodik, die kritische Re- 
flexion ergebnisrelevanter Annahmen sowie die Überprüfung der Plausibilität der 
erzielten Ergebnisse.  
Aufgrund der großen Dynamik im Energiemarkt sind Aussagen, gerade Aussagen zu 
Kosten, immer mit hohen Unsicherheiten verbunden. Insofern handelt es sich bei 
der vorgelegten Kostenschätzung um eine typische „wenn-dann“ Zuordnung, d. h. 
um eine auf Annahmen beruhende Kostenschätzung und keine Projektion respektive 
Voraussage. Für die Bewertung der Ergebnisse ist entsprechend eine hohe Transpa- 
renz bezüglich der Annahmen erforderlich. Dem Gutachter wurden dafür alle not- 
wendigen Zahlen seitens der RE zur Verfügung gestellt und bei Bedarf erläutert. 
Der durch die RE durchgeführten Kostenschätzung liegt ein Fundamentalmodell des 
Elektrizitätsmarktes zugrunde, welches die Erwartung der zukünftigen Preise und 
Erlösmöglichkeiten (hier vor allem der erzielbaren Strompreise) seitens der RE ab- 
bildet. Die Nutzung eines solchen Modells halten die Gutachter für notwendig und 
zielführend. Die Vorgehensweise entspricht vollständig der energiewirtschaftlichen 
Praxis. Das gleiche Modell nutzt die RE auch selber, um aus betriebswirtschaftlicher 
Sicht Investitionsentscheidungen abzuleiten.  
Die von der RE für die Kostenschätzung definierte Systemgrenze (z. B. in Bezug auf 
die betrachteten RE-Gesellschaften) und das als Bezugsrahmen ausgewählte Refe- 
renzszenario für die Entwicklung des Unternehmens (d. h. eine Entwicklung ohne 
Vorgaben von außen) sind schlüssig abgeleitet und plausibel. Sinnvollerweise bezieht 
die Kostenschätzung auch die Seite der Fernwärmebereitstellung seitens der RE mit 
ein, da sich die RE nicht zuletzt auf Wunsch und mit Unterstützung der Politik von 
Bundes- und Landesebene als Kraft-Wärme-Kopplungsstandort (KWK) erfolgreich 
etabliert hat. 
Die RE wählt für die Ableitung der Kosten eine zeitpunktbezogene Betrachtung, d. h. 
sie bestimmt mit welchen Kosten im Jahr 2030 gegenüber dem ausgewählten Refe- 
renzpfad zu rechnen ist. Sie geht dabei (modelltheoretisch) „von einem sprunghaften 
Übergang“ vom Referenzpfad auf den im Bürgerbegehren spezifizierten Alternativ- 
pfad (100 % erneuerbare Energien) im Jahr 2030 aus. Nur bei der Modellierung von 
Stromerzeugung/-bezug aus erneuerbaren Energien wird ein linearer Ausbaupfad 
unterstellt. In der Praxis würde selbstverständlich für den gesamten Kraftwerkspark 
der RE ein schrittweiser Übergang erfolgen. Die Modellierung eines solchen Trans- 
formationspfades ist allerdings sehr aufwendig und konnte aufgrund des kurzen ver- 
fügbaren Zeitrahmens für die Erstellung der Kostenschätzung verständlicherweise 
nicht umgesetzt werden. Damit bleiben die für die Bewertung durchaus relevanten 
dynamischen Kosteneffekte allerdings außen vor. Dies gilt für höhere Zusatzkosten 
vor dem Jahr 2030 genauso wie für erwartbare Kostendegressionseffekte nach 2030. 
Über potentielle Einnahmeausfälle für die Stadt Köln, die vor oder nach dem Bezugs- 
jahr 2030 anfallen, können daher keine expliziten Aussagen getroffen werden.

Gutachten Zusammenfassung 
Wuppertal Institut  | 5 
Neben der Reflexion der verwendeten methodischen Ansätze, ist es auch Aufgabe der 
Gutachter, auf unterschiedliche Einschätzungen oder hohe Unsicherheiten in Bezug 
auf ergebnisrelevante Annahmen hinzuweisen. Dies gilt unabhängig von der Tatsa- 
che, dass de facto nur an einigen wenigen Stellen die Auswirkungen alternativer An- 
nahmen quantifiziert werden können, ohne umfassende Modellrechnungen durchzu- 
führen.   
Besonders bedeutsam und mit quantifizierbaren, die Kostenschätzung senkenden 
Effekten verbunden sind dabei u. a. 
• die Annahmen zum Ergebnisbeitrag des Steinkohlekraftwerks Rostock (d. 
h. eine Außerbetriebnahme vor dem Jahr 2030), 
• die Annahmen zu den Mehrkosten des Strombezugs aus erneuerbaren 
Energien und der Verteilung der Herkunftsnachweise und hier vor allem 
das Verhältnis des Kapazitätszubaus Photovoltaik zu Windenergie sowie 
insbesondere der Übergang auf eine zeitpunktbezogene Betrachtung bei 
der Windenergie 
Relevant aber im Rahmen des Gutachtens nicht genau quantifizierbar sind u. a.   
• Annahmen zu den CO 
2-Preisen im Fundamentalmodell durch einen Über- 
gang auf eine andere Bezugsgröße (d. h. Übergang vom New Policy Scena- 
rio der Internationalen Energieagentur auf das, sich am Pariser Klima- 
schutzabkommen orientierende Sustainable Development Scenario)  
• Annahme einer vollständigen Abkehr der Fernwärmeerzeugung durch die 
RE (führt für die RE zu geringeren Kosten, verlagert Kosten allerdings auf 
die Kundenseite, die für sich eine vollständig neue Wärmeversorgung auf- 
bauen müssten und von den Skaleneffekten der Fernwärme nicht mehr 
profitieren könnten). 
Ein weiterer für die Bewertung der Kosten relevanter Punkt ist, dass die Kosten als 
nominale (d. h. nicht inflationsbereinigte) Kosten für das Jahr 2030 statt als reale 
Kosten ausgewiesen werden. Ob nominale oder reale Größen zu betrachten sind, ist 
letztlich eine kommunalverfassungsrechtlich zu klärende Fragestellung, die hier 
nicht behandelt werden kann, auf den generellen Unterschied sei hier aber hingewie- 
sen. 
Ungeachtet der kritischen kostenrelevanten Annahmen führt eine Umstellung auf 
100 % erneuerbare Energien bei der RE (vor allem auch aufgrund der Konsequenzen 
auf der Seite der Fernwärmeerzeugung) mit hoher Wahrscheinlichkeit zu substanti- 
ellen Mehrkosten. Dabei scheint allerdings nicht ausgeschlossen, dass zumindest ein 
Teil der Kunden der RE gewillt ist, für grünen Strom höhere Strompreise zu akzep- 
tieren. Dies gilt vor allem vor dem Hintergrund, dass die Sensibilität gegenüber den 
Folgen des Klimawandels auf der Zeitachse steigen dürfte und eine bis zum Jahr 
2030 sinkende EEG-Umlage Spielräume eröffnen dürfte. 
Unabhängig davon stellt die Umsetzung eines solchen Transformationspfads über 
einen so kurzen Zeitraum für Regionalversorger wie die RE ein große Herausforde- 
rung dar und würde die kommunalen Haushalte belasten. Ein derartiger Übergang 
ist aus eigener Kraft vermutlich kaum zu schaffen, sondern auf förderliche Rahmen-

Gutachten Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Ene rgie gGmbH 
6 | Wuppertal Institut  
bedingungen seitens des Bundes angewiesen. Schafft der Bund entsprechende Vo- 
raussetzungen, ist eine Vorreiterrolle für die RE (als regionaler Versorger mit hohem 
Bekanntheitsgrad) durchaus möglich und wäre mit einer hohen Impulswirkung ver- 
bunden. Eine derartige Impulsgeberfunktion ist aber nicht zwingend nur mit einer 
vollständigen Umstellung auf erneuerbare Energien bis zum Jahr 2030 erreichbar. 
Insofern kann die von der RE durchgeführte Kostenschätzung und die hier vorge- 
nommene Einordnung helfen, eine vertiefende Diskussion über adäquate Ausbau- 
ziele erneuerbarer Energien und die Zukunft der Fernwärmeversorgung zu führen, in 
die die Stadt, RE und die Zivilgesellschaft eingebunden werden sollten.

Gutachten Einleitung 
Wuppertal Institut  | 7 
2 Einleitung 
 
Das Wuppertal Institut ist von der Stadt Köln beauftragt, die vorgelegte Kostenschät- 
zung der Rheinenergie AG (im Folgenden RE) zum Bürgerbegehren des Bündnisses 
„Klimawende Köln“ gutachterlich zu prüfen. Zu diesem Zweck wurden dem Wupper- 
tal Institut (im Folgenden die Gutachter) Unterlagen zur Kosteschätzung von der RE 
zur Verfügung gestellt und in drei virtuellen Workshops umfangreiche Rückfragen 
der Gutachter mit der RE ausführlich diskutiert. 
Die Kostenschätzung der RE gliedert sich in folgende, für die Kostenausweisung rele- 
vante Unterpunkte: 
• Grundverständnis für die Kostenschätzung 
• Kreis der einzubeziehenden RheinEnergie-Gesellschaften 
• Energiewirtschaftliches Preisprämissenmodell 
• Auswirkungen auf Beschaffung und Vertrieb von EE-Strom 
• Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung 
• Auswirkungen auf den Wärmevertrieb 
• Steinkohle-Heizkraftwerk Rostock 
Zu den einzelnen Unterpunkten wird in diesem Gutachten gemäß Auftrag jeweils 
eine Bewertung der Angemessenheit der durch die RE verwendeten Methodik durch- 
geführt und soweit sinnvoll Hinweise zu möglichen alternativen Vorgehensweisen 
gegeben. Hinzukommt eine kritische Reflexion der zentralen Annahmen, die seitens 
der RE für die ergebnisrelevanten Faktoren getroffen wurden. Dabei sei vorausge- 
schickt, dass die Entwicklung des Energiesystems mit hohen Unsicherheiten verbun- 
den und durch eine hohe Dynamik gekennzeichnet ist. Dies gilt mit Blick auf das 
Zieljahr der Kostenschätzung 2030 sowohl für die technologische Entwicklung, die 
Markt- und Preisentwicklung sowie politische und gesellschaftliche Faktoren. Bei der 
Bewertung und Einordnung der Ergebnisse der Kostenschätzung ist dies zu berück- 
sichtigen. Letztlich handelt es sich diesbezüglich immer um eine „wenn-dann“-Zu- 
ordnung, d. h. „wenn“ die Annahmen, die seitens der RE zugrunde gelegt worden 
sind in der Realität zutreffen, „dann“ ist mit dem dargestellten Kosteneffekt zu rech- 
nen. Umgekehrt bedeutet dies, dass es zu einer signifikanten Abweichung kommen 
kann, wenn die reale Entwicklung in maßgeblichen Bereichen von den getroffenen 
Annahmen abweicht. Insofern handelt es sich tatsächlich um eine auf Annahmen be- 
ruhende Kostenschätzung und keine Projektion respektive Voraussage. 
Abschließend ordnet das Gutachten die Kostenschätzung als Ganzes und die Zielset- 
zung des Bürgerbegehrens in einem größeren Kontext ein. Dies betrifft vor allem 
auch die Frage nach einer Verallgemeinerbarkeit des Vorgehens und dem Effekt ei- 
ner potenziellen Ausweitung der Zielvorgabe auf andere Regionen in Deutschland. 
Damit soll deutlich gemacht werden, dass in einem Verbundsystem wie dem europäi- 
schen Strommarkt eine rein regionale Betrachtung nicht zwingend zielführend ist, 
sondern immer auch beachtet werden muss, wie sich andere Marktteilnehmer ver- 
halten und welche Auswirkungen das eigene Verhalten möglicherweise an anderer 
Stelle auslöst.

Gutachten Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Ene rgie gGmbH 
8 | Wuppertal Institut  
Das hier vorliegende Gutachten beschränkt sich in bewusst knapper Form auf die Re- 
flektion der wesentlichen Aspekte im Zusammenhang mit der Kostenschätzung. Da- 
bei wird davon ausgegangen, dass der Stadt die Kostenschätzung der RE in vollstän- 
diger Form vorliegt und innerhalb des Gutachtens entsprechend keine Zusammen- 
fassung der Ergebnisse der Kostenschätzung erfolgen muss. Die im Rahmen der Ge- 
spräche mit der RE diskutierten Fragen und Anmerkungen der Gutachter können als 
ergänzendes Material verstanden werden, das der Stadt Köln bereits im Kontext der 
Gespräche mit der RE zur Verfügung gestellt worden ist. Auch dieses Material wird 
als bekannt vorausgesetzt und hier nicht vollständig wiederholt, wenngleich an vielen 
Stellen in diesem Gutachten auf die verschiedenen Punkte noch einmal dezidiert ein- 
gegangen wird.  
 
Zum Hintergrund: 
Der Stadt Köln liegt der Text eines Bürgerbegehrens  des Bündnisses „Klimawende 
Köln“ vor. Die Antragsteller möchten den Bürgerinnen  und Bürgern der Stadt Köln 
folgende Fragestellung zum Bürgerentscheid vorlegen:  „ Soll die Stadt Köln im Rah- 
men ihrer Unternehmensbeteiligungen darauf hinwirken, dass die RheinEnergie AG 
und deren Tochterunternehmen spätestens ab 2030 nur  Strom aus erneuerbaren 
Energien liefern, wobei sie diesen selbst in eigenen Anlagen produzieren, im Rahmen 
von Stromlieferverträgen aus veröffentlichten Anlag en erwerben oder im Rahmen 
von Mieterstrommodellen zur Verfügung stellen?“  In der erläuternden Begründung 
hierzu heißt es: „Der Begriff „liefern“ umfasst den Vertrieb und den Handel von 
Strom.“ Zugleich wurde die von der Verwaltung gemäß §  26 Abs. 2 Satz 5 GO NRW 
unverzüglich vorzulegende Kostenschätzung beantragt. 
Im Rahmen der Schätzung sind die Kosten zu ermitteln, die voraussichtlich bei einem 
positiven Votum über den Bürgerentscheid entstehen w ürden. Mit den Kosten der 
Maßnahme sind dabei grundsätzlich die Auswirkungen auf den Gemeindehaushalt ge- 
meint, wobei nicht nur die unmittelbaren Kosten der v orgeschlagenen Maßnahme, 
sondern auch zwangsläufige Folgekosten, Verzicht auf Einnahmen und die Kosten ei- 
ner erzwungenen Alternativmaßnahme zu berücksichtigen  sind. Die Verwaltung hat 
die Konzernobergesellschaft der RheinEnergie AG, die Stadtwerke Köln GmbH aufge- 
fordert, ihr eine Kostenschätzung aus Unternehmenssi cht vorzulegen. Diese Kosten- 
schätzung ist seitens der Stadt Köln zu bewerten. Der Gutachter unterstützt die Stadt 
mit diesem Gutachten bei der Bewertung.

Gutachten Grundverständnis für die Kostenschätzung 
Wuppertal Institut  | 9 
3 Grundverständnis für die Kostenschätzung 
3.1 Bewertung der Methodik 
Die RE stellt in ihrer der Stadt Köln übermittelten Kostenschätzung für zentrale Be- 
griffe des Bürgerbegehrens ihre Interpretation und die sich daraus ergebenen Konse- 
quenzen (z. B. hinsichtlich der Systemgrenze und des Bezugsrahmens respektive des 
Referenzszenarios, d. h. der Entwicklung wie sie die RE von sich aus, ohne äußere 
Vorgaben verfolgen würde) vor. Die einzelnen Vorgaben wurden im Rahmen des ers- 
ten Gespräches zwischen Gutachter und RE intensiv diskutiert. Das Vorgehen ist für 
die Gutachter insgesamt schlüssig und als nachvollziehbar zu bezeichnen. Es stellt, 
gerade vor dem Hintergrund der begrenzten zur Verfügung stehenden Zeit eine Mög- 
lichkeit dar, zu einer seriösen Kostenabschätzung zu kommen.  
3.2 Bewertung der zentralen Annahmen 
Auch wenn Vorgehen und zentrale Interpretationen der Vorgaben des Bürgerbegeh- 
rens von den Gutachtern als grundsätzlich schlüssig nachvollzogen werden, ist doch 
auf eine alternative Vorgehensweise für die Kostenschätzung hinzuweisen, die von 
Seiten der RE aus unterschiedlichen Gründen nicht gewählt worden ist bzw. in der 
Kürze der Zeit aufgrund des deutlich höheren Aufwandes nicht gewählt werden 
konnte. Dies betrifft in erster Linie die Annahme, dass im Rahmen der Kostenschät- 
zung im überwiegenden Maße davon ausgegangen wird, dass eine „Umschaltung“ im 
Jahr 2030 auf die Ziele des Bürgerbegehrens erfolgen wird (d. h. im hypothetischen 
Sinne unterstellt wird, dass es zu einer Systemveränderung „über Nacht“ kommt). 
Dieses Vorgehen ist unter dem engen zeitlichen Rahmen für die Kostenschätzung 
verständlich, muss sich aber aus zwei Gesichtspunkten einer kritischen Einordnung 
stellen: 
1.  Zeitpunktbezogene Betrachtungen haben grundsätzlich immer ihre Schwä- 
chen. Dies gilt erst recht für Bereiche wie die Energiewirtschaft mit sehr 
langen Betriebszeiten von Kraftwerken und Infrastrukturen. Insofern 
spricht vieles dafür, im Rahmen einer Differenzkostenabschätzung eine 
vergleichende Betrachtung von Transformationspfaden durchzuführen. 
Eine Betrachtung von Transformationspfaden ermöglicht eine Berücksich- 
tigung der notwendigen Investitionen und Anpassungsanstrengungen über 
einen längeren Zeitraum, d. h. hier in den Jahren zwischen 2020 und 
2030 und darüber hinaus und erlaubt eine ganzheitliche Bewertung. Sie 
unterstellt keinen sprunghaften Übergang im Jahr 2030, sondern neben 
der Referenzentwicklung eine bewusste und zielorientierte Entwicklung in 
Richtung eines 100 %-Erneuerbare-Energien-Pfades, wie er als Zielset- 
zung des Bürgerbegehrens formuliert wird. Mit hoher Wahrscheinlichkeit 
würde dieses alternative Vorgehen zu einer Veränderung der Kostenschät- 
zung führen. Dies gilt gerade auch vor dem Hintergrund, dass sich die an- 
fallenden Zusatzkosten auf der Zeitachse ungleich verteilen und sich die 
realen Kosten durch die Berücksichtigung der Inflation von Jahr zu Jahr 
unterscheiden. Wie groß der zu erwartende Unterschied ist und wie rele- 
vant dieser ist, lässt sich allerdings nicht mit Sicherheit sagen.

Gutachten Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Ene rgie gGmbH 
10 | Wuppertal Institut  
Dass dieses Vorgehen seitens der RE nicht gewählt worden ist, hängt damit 
zusammen, dass die Abbildung eines alternativen Transformationspfades mit 
einem sehr hohen Aufwand verbunden ist und eine umfassende Optimie- 
rungsrechnung für den Aufbau eines gegenüber den bisherigen Planungen 
deutlich anderen Erzeugungs- und Bezugsportfolios erfordert hätte. 
2.  Allerdings ist auch das von der RE gewählte Vorgehen nicht an jeder Stelle 
völlig in sich konsistent. So wurde bei der Beschaffung der erneuerbaren 
Energien von der Prämisse „Umstellung über Nacht“ abgewichen und an- 
genommen, dass diese schon ab dem Jahr 2020 linear ansteigt. Dieses 
Vorgehen ist inhaltlich nachvollziehbar, da große zusätzliche Beschaf- 
fungsmengen in der Praxis tatsächlich nicht von heute auf morgen bereit- 
gestellt werden können, stellt aber dennoch einen Bruch mit der ansonsten 
gewählten Methodik dar. Dies ist insofern als durchaus kritisch zu bewer- 
ten, da die angenommenen Kosten der Windenergie in früheren Jahren 
deutlich höher sind als für den Zubau im Jahr 2030. Eine Anwendung der 
auch sonst gewählten Methodik würde in diesem Bereich zu einer merkli- 
chen Verringerung der ausgewiesenen Kosten führen (vgl. Kapitel 6).

Gutachten Kreis der einzubeziehenden Rheinenergie-G esellschaften 
Wuppertal Institut  | 11 
4 Kreis der einzubeziehenden Rheinenergie-Gesellsch aften 
4.1 Bewertung der Methodik 
Die RE stellt zwei Alternativen bei der Einbeziehung von RE-Gesellschaften vor. 
Diese Unterscheidung ist für die Gutachter schlüssig und nachvollziehbar. 
4.2 Bewertung der zentralen Annahmen 
Die RE schlägt vor, nur die Tochterunternehmen einzubeziehen, welche verbundene 
Unternehmen i. S. der §§ 15 ff. AktG sind. Die Fokussierung auf Unternehmen mit 
einer Mehrheitsbeteiligung ist aus Sicht der Gutachter ein angemessenes Vorgehen, 
da nur für diese davon ausgegangen werden kann, dass derart substantielle Entschei- 
dungen wie der vollständige Übergang auf erneuerbare Energien auch durchgesetzt 
werden können. Durch die gewählte Vorgehensweise ist auch die Einbeziehung der 
materiell zurechenbaren Assets wie dem Steinkohlekraftwerk Rostock (wie auch dem 
Kraftwerk Niehl 3) gewährleistet, was aus Sicht der Gutachter aus sachlichen Grün- 
den und nicht zuletzt wegen der hohen energiewirtschaftlichen Bedeutung des Kraft- 
werks von zentraler Bedeutung ist.

Gutachten Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Ene rgie gGmbH 
12 | Wuppertal Institut  
5 Energiewirtschaftliches Preisprämissenmodell 
5.1 Bewertung der Methodik 
Den energiewirtschaftlichen Berechnungen der RE liegt ein Fundamentalmodell des 
Elektrizitätsmarktes zugrunde, welches die Erwartung der zukünftigen Preise und 
Erlösmöglichkeiten (hier vor allem der erzielbaren Strompreise) der RE abbildet. Die 
Nutzung eines solchen Modells halten die Gutachter für notwendig und zielführend. 
Die Vorgehensweise entspricht vollständig der energiewirtschaftlichen Praxis.  
5.2 Bewertung der zentralen Annahmen 
Zentrale Annahmen, welche in das energiewirtschaftliche Fundamentalmodell einge- 
flossen sind, können aus Sicht der Gutachter vor dem Hintergrund der Zielsetzung 
des Bürgerbegehrens gleichwohl als kritisch betrachtet werden. Grundsätzlich ist 
aber anzumerken, dass die zentralen, dem gewählten Fundamentalmodell zugrunde- 
liegenden Annahmen konsistent sind und das Modell im Unternehmen selbst für die 
Ableitung von Investitionsentscheidungen genutzt wird. Dabei kommt es in regelmä- 
ßigen Abständen zu einer Aktualisierung des Fundamentalmodells. Die für 2020 an- 
stehende Aktualisierung des Modells seitens der RE war zum Zeitpunkt der Kosten- 
abschätzung allerdings noch nicht vollständig umgesetzt. 
Zu den kritischen Annahmen im verwendeten Fundamentalmodell: 
1.  Die RE referenziert bei CO 2- und Brennstoffpreisen auf das New Policy 
Scenario (NPS – WEO 2018) der International Energy Agency (IEA). Hier 
stellt sich die Frage, ob dies aus heutiger Sicht noch angemessen ist. Das 
NPS unterstellt im Wesentlichen, dass die heute in der Umsetzung befind- 
lichen Politikmaßnahmen greifen und einen Beitrag zum Klimaschutz leis- 
ten. Ein dezidiertes Klimaschutzziel wird aber nicht angestrebt. Hinter- 
grund für das kritische Hinterfragen sind u. a. die Ziele der Europäischen 
Union (im Rahmen des 2019 verabschiedeten European Green Deal und 
der Ankündigung der EU bis 2050 der erste klimaneutrale Kontinent wer- 
den zu wollen) und Deutschlands (im Rahmen des 2019 verabschiedeten 
Klimaschutzgesetzes) bis 2050 treibhausgasneutral werden zu wollen. Auf 
globaler Ebene gilt die Zusage der Staatengemeinschaft aus dem Pariser 
Klimaschutzabkommen, das 2 °C-Ziel einhalten zu wollen, was ebenfalls 
eine weitgehende Treibhausgasneutralität bis zur Mitte des Jahrhunderts 
erfordert.  
Vor diesem Hintergrund erscheint es durchaus naheliegend, als Referenz auf 
das Szenario Sustainable Development (SDS) der IEA zu wechseln, das eine 
Entwicklung skizziert mit der die Pariser Klimaschutzziele eingehalten wer- 
den können. Neben zahlreichen anderen ergebnissensitiv wirkenden Annah- 
men bei einem derartigen Wechsel, dürften vor allem die unterschiedlichen 
CO 2-Preisannahmen eine hohe Relevanz haben. Nachfolgende Tabelle macht 
die Unterschiede deutlich, wie sie von der IEA dokumentiert werden. So 
ergibt sich interpolativ für das Jahr 2030 im Szenario NPS ein CO 2-Preis von 
31 Euro/t CO 2, während das Szenario SDS von einem CO 2-Preis von 89

Gutachten Energiewirtschaftliches Preisprämissenmod ell 
Wuppertal Institut  | 13 
Euro/t CO 2 ausgeht (im Vergleich: der heutige CO 2-Preis im Rahmen des Eu- 
ropäischen Emissionshandelssystem liegt zwischen 20 und 25 Euro/t CO 2)1. 
Unterstellt man die höheren CO 2-Preise gemäß des Szenario SDS hätte dies 
beispielhaft erhebliche negative Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit des 
Kohlekraftwerks Rostock und positive Auswirkungen auf die relative Wettbe- 
werbsfähigkeit erneuerbarer Energien.   
 
Quelle: International Energy Agency, World Energy Outlook 2018.  
 
Wie dargestellt, ist das von der RE gewählte Vorgehen aus der inneren Logik des Un- 
ternehmens heraus plausibel und in sich vollständig konsistent. Grundsätzlich wäre 
es aber sinnvoll, mit dem Szenario SDS eine andere Bezugsbasis zu wählen oder auf 
der Grundlage dieses Szenarios eine Sensitivitätsanalyse durchzuführen. Allerdings 
ist eine Umstellung eines Fundamentalmodells mit einem sehr großen Aufwand ver- 
bunden und für die hier durchzuführende Kostenabschätzung insofern nicht ange- 
messen. Damit bleibt es hier bei dem qualitativen Hinweis, dass eine derartige Um- 
stellung eine erheblich mindernde Wirkung auf die ausgewiesenen Kosten hätte.  
– – ––  
1  Für ein typisches Gas-GUD-Kraftwerk würde das Zug rundelegen des höheren CO 2-Preises zu Zusatzkosten von mehr als 20 
Euro/MWh führen und damit in signifikanter Größenordnung liegen.

Gutachten Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Ene rgie gGmbH 
14 | Wuppertal Institut  
6 Auswirkungen auf Beschaffung und Vertrieb von EE- Strom 
6.1 Bewertung der Methodik 
Um die Mehrkosten für die Beschaffung von Strom aus erneuerbaren Energien zu 
ermitteln, geht die RE davon aus, dass hinreichend viele Herkunftsnachweise (HKN) 
aus erneuerbaren Energien Anlagen, welche in Deutschland stehen, zu beschaffen 
sind. Die Zusatzkosten für Eigenerzeugung und Strombezug aus erneuerbaren Ener- 
gien berechnen sich aus dem Produkt von Strommenge und der Summe aus den 
Mehrkosten gegenüber dem Marktpreis für Graustrom und dem Herkunftsnachweis. 
Dabei geht die RE davon aus, dass Strom aus Photovoltaikanlagen schon vor dem 
Jahr 2030 konkurrenzfähig ist (d. h. die Stromgestehungskosten dem Marktpreis für 
Graustrom entsprechen), während dies für Strom aus Windkraftwerken nach den 
Annahmen der RE erst ab dem Jahr 2030 der Fall ist.  
Um die mit dem Ausbau erneuerbaren Energien korrespondierenden Zusatzkosten 
zu ermitteln werden vier Anlagenkategorien gebildet und für das Jahr 2030 jeweils 
die Menge der HKN abgeschätzt, welche die RE dort zu einem bestimmten Preis er- 
werben kann. Dieses Vorgehen scheint den Gutachtern prinzipiell schlüssig zu sein, 
da hiermit sichergestellt wird, dass die RE proaktiv handelt, eine direkte Beziehung 
zum Ort der Stromerzeugung (deutsche Herkunftsnachweise) hergestellt wird und 
Strom aus EEG-Anlagen (Erneuerbaren-Energien-Gesetz) nicht zur Anrechnung 
kommt. Anders ausgedrückt, es wird für den Aufbau des 100 %-Erneuerbaren-Ener- 
gien-Profils der RE unterstellt, dass neben der Eigenstromerzeugung nur der Erwerb 
von Strom aus Anlagen erfolgen kann, die keine Einspeisevergütung bekommen, 
denn nur diese können HKN generieren. Für die HKN wird angenommen, dass sich 
für diese Preise am Markt bilden und HKN den spezifischen (ideellen) Mehrwert des 
Stroms reflektieren. Dieser Logik folgend, sind auch für die Eigenerzeugung entspre- 
chende Kosten für HKN anzusetzen, da die RE alternativ die Möglichkeit hätte, die 
HKN zu vermarkten (Opportunitätskostenprinzip).  
Hinzuweisen ist in diesem Zusammenhang allerdings auf die Anmerkungen zur ab- 
weichenden Methodik bei der Beschaffung von HKN aus Windenergieanlagen aus 
Abschnitt 3.2. Für Windenergieanlagen wird von der RE davon ausgegangen, dass 
ein sukzessiver Aufbau von Erzeugungskapazitäten erfolgt und insofern nicht nur 
Kosten, wie sie im Jahr 2030 entstehen würden, bestimmend sind, sondern auch 
deutlich höhere Kosten aus dem Zubau in den Jahren vor 2030 zur Anrechnung 
kommen, in dem ein Mittelwert für den gesamten Zeitraum gebildet wird. Bei der 
Photovoltaik ist die Vorgehensweise für die Kostenberechnung unerheblich, da so- 
wohl für das Jahr 2030 als aber auch die Jahre zuvor davon ausgegangen wird, dass 
diese wettbewerbsfähig ist und außer für HKN keine Mehrkosten gegenüber Graus- 
trom anfallen. Aus Gründen der Konsistenz sollte auch bei der Windenergie auf eine 
zeitpunktbezogene Betrachtung übergegangen werden. Zudem erscheint es auch 
nicht unmöglich, dass mit dem entsprechenden Vorlauf von zehn Jahren für das Jahr 
2030 und Folgejahre ein PPA (Power Purchased Agreement) abgeschlossen werden 
kann, das einen Bezug von Windstrom (respektive von HKN) in der benötigten Grö- 
ßenordnung sicherstellt.

Gutachten Auswirkungen auf Beschaffung und Vertrieb  von EE-Strom 
Wuppertal Institut  | 15 
6.2 Bewertung der zentralen Annahmen 
Die RE hat die folgenden vier Kategorien definiert: 
1.  EE-Anlagen, die (aufgrund der Regelungen des EEG) von der Einspeise- 
vergütung ausgenommen sind 
2.  EE-Bestandsanlagen, die auf eine Einspeisevergütung verzichten 
3.  EE-Bestandsanlagen, die ihre maximale Förderdauer überschritten haben 
4.  EE-Neuanlagen, die auf eine Einspeisevergütung verzichten  
Diese Definition ist nach Auffassung der Gutachter sinnvoll. Auf der Kategorisierung 
aufbauend definiert die RE Kosten je HKN für jede der Kategorien. Die Kostenan- 
nahmen bewegen sich aus Sicht der Gutachter im Rahmen vergleichbarer Abschät- 
zungen wie sie aus der energiewirtschaftlichen Diskussion bekannt sind. Allerdings 
sei darauf verwiesen, dass gerade Abschätzungen für den Marktpreis für HKN aus 
Deutschland für das Jahr 2030 (d. h. in zehn Jahren von heute aus betrachtet) auf- 
grund der großen Marktdynamik, die im Bereich des Ausbaus erneuerbarer Energien 
zu erwarten ist und weiter fortschreitender technologischer Entwicklungen, mit ho- 
hen Unsicherheiten verbunden sind.  
Für HKN, die quasi das Qualitätssiegel für grünen Strom sind, geht die RE für das 
Jahr 2030 konkret von Kosten in Höhe von 5 Euro/MWh aus. Dies erscheint durch- 
aus plausibel, auch wenn der Marktpreis für HKN in den letzten Jahren deutlich da- 
runter gelegen hat. Verschiedene Quellen (z. B. Aurora Research; Institut für Zu- 
kunftsenergiesysteme in einer 2019 für das Umweltbundesamt veröffentlichten Stu- 
die) sprechen für 2019 von Preisen deutlich unterhalb von 1 Euro/MWh 
2. Dies gilt 
allerdings für HKN für Strom von (bestehenden) skandinavischen Wasserkraftwer- 
ken und nicht für HKN für Strom aus neuen deutschen Wind- oder Solaranlagen. 
Aufgrund der hohen von der RE zu kontrahierenden Menge an Strom (> 7,6 TWh) 
aus erneuerbaren Energien, kann für das Jahr 2030 zudem von einem signifikanten 
Wettbewerb mit anderen Unternehmen um HKN ausgegangen werden, der sich auf 
die Preise niederschlagen dürfte. Dass HKN in der von der RE genannten Größen- 
ordnung liegen könnten oder auch noch höher, zeigt ein Blick in die Niederlanden wo 
HKN in 2019 mit bis zu 8 Euro/MWh vermarktet wurden.  
Für jede der Kategorien wird abgeschätzt, welchen Anteil die RE an den wahrschein- 
lich verfügbaren HKN zu dem angesetzten Preis im Jahr 2030 beschaffen könnte. 
Dieser Anteil wird für die Anlagenkategorien 1 und 3 auf 1,5 % festgelegt. Dies ent- 
spricht dem derzeitigen Anteil des Stromabsatzes der RE am gesamtdeutschen 
Stromabsatz. Die Bezugsmöglichkeiten für Strom aus  der Kategorie 2 werden aus 
ökonomischen Gründen als nicht relevant angesehen. Die dann noch verbleibende zu 
beschaffende Strommenge muss konsequenterweise aus Kategorie 4 bezogen wer- 
den, d. h. aus Neuanlagen. Die Gutachter sehen bei den dargestellten Annahmen der 
RE vor allem zwei Punkte als diskussionswürdig an, welche signifikante Auswirkung 
auf die Kostenschätzung haben: 
– – ––  
2  In 2018 haben die HKN für die gleichen Wasserkraf twerke noch bei zwischen 1 und 2,5 Euro/MWh gelegen. Hintergrund war 
die deutlich geringere Wassermenge in diesem Jahr. Dieses Beispiel zeigt die hohe dargebotsabhängige Volatilität der 
Preise für HKN.

Gutachten Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Ene rgie gGmbH 
16 | Wuppertal Institut  
1.  Der für die Kategorie 1 und 3 festgelegte Anteil von 1,5 % erscheint den 
Gutachtern eher als untere Grenze der möglichen Annahmen. Grundsätz- 
lich kann nicht vorausgesagt werden, wie sich die Nachfrage nach HKN auf 
dem Markt entwickeln wird und sich die einzelnen Unternehmen in 
Deutschland verhalten werden. Insofern ist die Festsetzung des erreichba- 
ren Anteils entsprechend des heutigen Stromabsatz der RE zunächst ein- 
mal pragmatisch. Diese Annahme ist aber letztlich nur dann gerechtfertigt, 
wenn man davon ausgeht, dass es eine vollständige Konkurrenz um die 
HKN aus Deutschland gibt und auch alle anderen Unternehmen HKN ent- 
sprechend ihres Stromabsatzanteils beschaffen wollen. Da die RE bei Er- 
folg des Bürgerbegehrens in Bezug auf die Geschwindigkeit des Ausbau 
des Anteils erneuerbaren Energien angesichts der aktuellen Marktdynamik 
höchstwahrscheinlich eine Vorreiterrolle einnehmen würde, ist eine voll- 
ständige Konkurrenz im Bereich HKN als Grundannahme zumindest frag- 
lich. Andererseits ist zu konstatieren, dass die über die Kategorien 1 und 3 
zu beschaffenden Strommengen eher gering sind, die Auswirkungen auf 
das absolute Ergebnis der Kostenschätzung selbst bei einer Verdopplung 
oder Verdreifachung des Anteils dementsprechend begrenzt sind. Zudem 
ist zu beachten, dass der ökologische Mehrwert von kontrahierten Be- 
standsanlagen gering ist und kein Ausbauimpuls generiert wird. 
2.  Die RE nimmt an, dass es beim Zubau von Erneuerbare-Energien-Anlagen 
(Kategorie 4) zu einem kapazitätsseitig identischen Ausbau von Wind- und 
PV-Anlagen kommt und ein, dem gesamtdeutschen Zubau proportionaler, 
Erwerb von HKN aus diesen Anlagen erfolgt. Aufgrund der spezifisch hö- 
heren Kosten, die für die Windenergie angesetzt worden sind, ist dies eine 
ergebnisrelevante Setzung. Seit einigen Jahren und auch aktuell erfolgt 
kapazitätsseitig ein eher überproportionaler Ausbau der Photovoltaik. 
Nicht zuletzt aufgrund der großen Akzeptanzprobleme der Windenergie in 
vielen Regionen Deutschlands, spricht aus heutiger Sicht durchaus einiges 
dafür, dass dieser Trend anhalten wird. Zudem hat die RE unabhängig von 
dem Zubaugeschehen in Deutschland grundsätzlich immer die Möglich- 
keit, ihr eigenes Portfolio durch Eigenerzeugung und Beschaffung optimal 
zu gestalten. Insofern kann davon ausgegangen werden, dass ein höherer, 
kostengünstigerer Photovoltaikanteil sinnvoll integriert werden könnte.  
Auf der anderen Seite ist grundsätzlich anzumerken, dass die Möglichkeit ei- 
ner vollständigen Umstellung auf erneuerbare Energien seitens der RE impli- 
ziert, dass der Ausbau erneuerbarer Energien in Deutschland insgesamt ge- 
genüber dem bisherigen Maß stark zunehmen muss. Erfolgt dies nicht, würde 
dies dazu führen, dass – einen konstanten Stromabsatz unterstellt – ein unre- 
alistisch hoher Anteil des nationalen Zubaus allein für die RE zu Verfügung 
stehen müsste. Ohnehin erscheint ein 100 %-Szenario nur dann möglich, 
wenn die RE selber in eine großmaßstäbliche Eigenerzeugung von Strom aus 
erneuerbaren Energien einsteigt, also Teil eines forcierten Ausbaupfades ist, 
was einem gegenüber heute deutlich verändertem Geschäftsmodell der RE 
entsprechen würde.

Gutachten Auswirkungen auf Beschaffung und Vertrieb  von EE-Strom 
Wuppertal Institut  | 17 
3.  Entsprechend der Interpretation des Bürgerbegehrens wird unterstellt, 
dass ausschließlich deutsche HKN erworben werden. Es sei entsprechend 
darauf hingewiesen, dass in der energiewirtschaftlichen Praxis durchaus 
von dieser Vorgabe abgewichen wird und von einigen etablierten und aus 
ökologischer Perspektive angesehenen Anbietern europäische HKN zu- 
grunde gelegt werden (z. B. von Greenpeace Energy), die gerade bei hoher 
Konkurrenz im Markt ggf. kostengünstiger zur Verfügung stehen könnten. 
4.  Kostenrelevanz der abweichenden Methodik bei der Behand- 
lung der Windenergie : Wie dargestellt, wird für den Aufbau einer 
Windstromerzeugungs-/-bezugsstruktur von einem stufenweisen, sich 
über das gesamte Jahrzehnt erstreckenden, Pfad ausgegangen und für die 
Jahre vor 2030 deutlich höhere Kosten angenommen. Für den Zeitraum 
2020 bis 2030 ergeben sich für die Windenergie hierdurch im Mittel Kos- 
ten oberhalb des Marktpreises für Graustrom in Höhe von 16 Euro/MWh 
(onshore) bzw. 17 Euro/MWh (offshore). Im Gegensatz dazu werden für 
das Jahr 2030 ausschließlich die Kosten für die HKN in Ansatz gebracht, 
da davon ausgegangen wird, dass die Windenergie ebenso wie die Photo- 
voltaik zu diesem Zeitpunkt grundsätzlich wettbewerbsfähig ist (d. h. ein 
wirtschaftlicher Betrieb erwartet wird). Würde man entsprechend für die 
Windenergie aus Konsistenzgründen von einer zeitpunktbezogenen Be- 
trachtung für das Jahr 2030 ausgehen, ergäben sich gegenüber der 
Kostenschätzung der RE um etwa 57,5 Mio. Euro geringere Kos- 
ten .

Gutachten Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Ene rgie gGmbH 
18 | Wuppertal Institut  
7 Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung 
7.1 Bewertung der Methodik 
Die RE erstellt ein Basisszenario der Wärmeversorgung, welches den derzeitigen Pla- 
nungsstand der RE für die Wärmeversorgung im Jahr 2030 aufzeigt. Für die Berech- 
nung der Kosten werden dann zwei weitere Szenarien erstellt, eines, welches den rei- 
nen Kesselbetrieb 2030 vorsieht und eines, welches den bestehenden Anlagenpark 
mit synthetischem erneuerbaren Gas versorgt. Die Zusatzkosten für die Kostenschät- 
zung ergeben sich dann entsprechend aus einer Differenzbetrachtung der unter- 
schiedlichen Szenarien.  
Die Gutachter halten diese Vorgehensweise für grundsätzlich geeignet, die sich im 
Anlagenpark der RE ergebenen Kosten abzubilden. Aufgrund der starken Orientie- 
rung der RE auf den Betrieb von Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK) und des 
damit verbundenen (und auch politisch gewollten) starken Ausbau der Fernwärme in 
Köln, ist es für die Kostenschätzung unerlässlich, dass auch der Bereich der Wärme- 
bereitstellung einbezogen wird und entsprechend alternative Methoden der Fernwär- 
meversorgung betrachtet und kostenseitig bewertet werden. 
Aufgrund der mit beiden Varianten verbundenen hohen Kosten, stellt sich allerdings 
die Frage, ob nicht in der Konsequenz für die RE der vollständige Ausstieg aus der 
Fernwärmeversorgung die bessere, zumindest aber günstigere Lösung wäre. Zu prü- 
fen wäre bei dieser Radikalvariante sicherlich, ob die bestehenden Fernwärmelie- 
ferverpflichtungen (vor allem die Versorgung der Industriekunden mit Prozess- 
dampf) einem vollständigen Ausstieg entgegenstünden, was im Rahmen dieses Gut- 
achtens nicht möglich ist. Zu betonen ist bei dieser Radikalvariante zudem, dass eine 
vollständige Abkehr der RE von der Fernwärmeerzeugung zwar zu geringeren Kosten 
für die RE führt, die Kosten allerdings auf die Kundenseite verlagert würden, die für 
sich eine vollständig neue Wärmeversorgung aufbauen müssten und von Skalenef- 
fekten der Fernwärme nicht mehr profitieren könnten. Eine Quantifizierung der je- 
weiligen Effekte erfordert aufwendige Modellrechnungen, die im Rahmen des Gut- 
achtens nicht möglich sind. 
7.2 Bewertung der zentralen Annahmen 
Nach Sichtung der durch die RE zur Verfügung gestellten Unterlagen kommen die 
Gutachter zu dem Schluss, dass das dargestellte Basisszenario für beide Zielszenarien 
als Referenz dienen kann. Die Zielszenarien scheinen (ergänzt um die oben skizzierte 
Radikalvariante) eine angemessene Bandbreite der zukünftigen Kosten abzudecken, 
wenn sie auch nicht eine aus ökologischer oder ökonomischer Sicht wünschenswerte 
Umsetzung widerspiegeln, sondern eher als „Grenzszenarien“ anzusehen sind. Der 
Ersatz der durch eine hohe Brennstoffausnutzung gekennzeichneten KWK-Anlagen 
der RE in Szenario 1, der sich aus dem Vermarktungsverbot von Strom aus mit fossi- 
len Brennstoffen betriebenen Anlagen zwangsläufig ergibt, durch einfache reine 
Heizwerke ist für die Aufrechterhaltung der Fernwärmeversorgung in Köln zwar ver- 
gleichsweise kostengünstig, energetisch aber sehr ineffizient und führt letztlich zu 
höheren, der Fernwärme zuzurechnenden CO 2-Emissionen als heute. Der Ersatz des 
Brennstoffs in Szenario 2, d. h. die Umstellung auf synthetisches aus erneuerbaren 
Energien stammendes Methan, ermöglicht dagegen die Weiternutzung der KWK-

Gutachten Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerze ugung 
Wuppertal Institut  | 19 
Anlagen und würde zugleich zu einer CO 2-freien Fernwärmeversorgung in Köln füh- 
ren. Aufgrund der noch vergleichsweise frühen Entwicklungsphase von syntheti- 
schen Gasen (bis dato befinden sich diese noch im Pilot- bzw. Demonstrationssta- 
dium) ergeben sich für den Bezugszeitpunkt relativ hohe Kosten. Aufgrund der Kos- 
tenstruktur resultiert für die Kraftwerke eine geringe Auslastung, so dass die Fern- 
wärmeversorgung auch in diesem Szenario zu großen Teilen durch Heizwerke er- 
folgt. Für die Folgejahre, d. h. mit zunehmender Marktpenetration von synthetischen 
Gasen (und weiter steigenden CO 2-Preisen) dürften die Zusatzkosten deutlich sin- 
ken. Dies macht noch einmal die Problematik der Kostenschätzung bezogen auf ei- 
nen einzelnen Zeitpunkt (hier das Jahr 2030) im Unterschied zu einem Vergleich ei- 
nes längeren Transformationszeitraums (z. B. 2020 bis 2050) deutlich.  
Die von der RE getroffenen Annahmen zu Fix-, Personal- und Sachkosten für die 
Wärmeversorgung erscheinen den Gutachtern als angemessen.  
Wie dargestellt spannen die beiden betrachteten Szenarien unter der Maßgabe der 
Aufrechterhaltung der Fernwärmeversorgung die Bandbreite der möglichen Ent- 
wicklungen ab. Grundsätzlich bestehen für Köln und die RE auch andere Optionen 
für die Versorgung der Stadt mit Fernwärme. Eine Bestimmung eines optimalen Ver- 
sorgungspfades ist aber aufwendig und verständlicherweise im Rahmen der Kosten- 
schätzung von der RE nicht durchgeführt worden. Die Gutachter sehen eine Prüfung 
weiterer alternativer Technologien der Wärmeversorgung wie Solarthermie, 
Power2Heat und elektrische Wärmepumpen aber unabhängig von der hier durchge- 
führten Kostenschätzung grundsätzlich als wichtigen Baustein an, um zu einer öko- 
nomisch und ökologisch sinnvollen Wärmeversorgung zu kommen. Den Gutachtern 
ist bekannt, dass die RE bezogen auf einige der alternativen Optionen bereits Poten- 
tialanalysen durchgeführt hat. Aufgrund der sich stetig verändernden technischen 
aber auch marktlichen Rahmenbedingungen sollten derartige Untersuchungen regel- 
mäßig wiederholt werden. Aus Sicht der Gutachter sollte über den Betrieb der 
BHKWs hinaus auch an anderer Stelle der Einsatz von fester Biomasse geprüft wer- 
den. 
Die Gutachter unterstützen die Empfehlung der RE, für die Kostenschätzung das 
Szenario mit den geringeren Kosten auszuwählen (d. h. Szenario1), auch wenn hier- 
durch eine energetisch ineffiziente Versorgung über Heizwerke zur Vergleichsgrund- 
lage gemacht wird.

Gutachten Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Ene rgie gGmbH 
20 | Wuppertal Institut  
8 Steinkohle-Heizkraftwerk Rostock 
8.1 Bewertung der Methodik 
Die RE geht nach den Ergebnissen ihres Fundamentalmodells für 2030 davon aus, 
dass das Steinkohle-Heizkraftwerk Rostock in diesem Jahr ein positives Ergebnis 
von etwa 37,4 Mio. Euro erzielen kann.  
Die Gutachter können die Methodik für die Berechnung des Ergebnisses des Stein- 
kohlekraftwerks Rostock unter den gesetzten Annahmen nachvollziehen. Allerdings 
haben die Gutachter eine andere Einschätzung darüber, ob das Heizkraftwerk 
Rostock im Jahr 2030 überhaupt noch in Betrieb ist, bzw. gehen sie je nach Entwick- 
lung fundamentaler Indikatoren (z. B. CO 2-Preis im Europäischen Emissionshan- 
delssystem, Entwicklung Kohle- und Erdgaspreis, gesellschaftliche Akzeptanz und 
Kundenpräferenzen, praktische Erfahrungen mit den von der Bundesregierung im 
Rahmen des Kohleausstiegsgesetz implementierten Ausschreibungsrunden für die 
Stilllegung von Steinkohle-Kraftwerken) davon aus, dass die Wahrscheinlichkeit ei- 
ner früheren Außerbetriebnahme durchaus hoch ist. 
8.2 Bewertung der zentralen Annahmen 
Die RE unterstellt in der Kostenschätzung, dass das Steinkohlekraftwerk Rostock im 
Jahr 2030 am Elektrizitätsmarkt aktiv sein wird und einen signifikanten Erlös er- 
wirtschaften kann. Im Gegensatz dazu gehen die Gutachter davon aus, dass das 
Steinkohlekraftwerk Rostock vor dem Hintergrund der energiewirtschaftlichen Ent- 
wicklungen, der politischen Klimaschutzambitionen auf nationaler und europäischer 
Ebene (so diskutiert die Europäische Union aktuell über eine Anhebung des Klima- 
schutzziels für 2030 von bisher 40 % Minderung der CO 2-Emissionen gegenüber 
1990 auf 50 bis 55 %, was dann auch eine Ambitionssteigerung auf nationaler Ebene 
in Deutschland zufolge hätte) und vor allem vor dem Hintergrund der durch das 
Kohleausstiegsgesetz der Bundesregierung ausgelösten Dynamik nicht davon aus, 
dass das Steinkohlekraftwerk Rostock im Jahr 2030 in jedem Fall noch am Elektrizi- 
tätsmarkt teilnehmen wird 3. Im Fall einer früheren Außerbetriebnahme wä- 
ren die Kosten (bzw. hier das Wegfallen des positiven Ergebnisses des 
Kraftwerks) für den Bilanzpunkt 2030 in der Kostenschätzung mit null 
anzunehmen.  
Sollte entgegen der Erwartung der Gutachter eine wirtschaftliche Betriebsweise des 
Steinkohlekraftwerks Rostock im Jahr 2030 möglich sein, gehen die Gutachter da- 
von aus, dass die RE ihren Anteil am Steinkohlekraftwerk Rostock beispielsweise an 
den Mehrheitseigentümer EnBW veräußern könnte. Die Veräußerungserlöse werden 
in einem solchen Fall aufgrund der nur noch begrenzten Restlaufzeit der Anlage 
– – ––  
3  Grundsätzlich schließt das Kohleausstiegsgesetz d er Bundesregierung einen Betrieb von Steinkohlekraftwerken nicht aus. 
Laut Gesetz können in 2030 noch rund 8 GW Steinkohle und 9 GW Braunkohle im Betrieb sein. Damit würden sich Betriebs- 
chancen gerade für vergleichsweise junge Kraftwerke wie das HKW Rostock ergeben. Allerdings werden die gesetzlichen 
Vorgaben von der Entwicklung des Marktes überlagert. Schon in 2019 und im ersten Halbjahr 2020 (mit der Besonderheit 
eines deutlichen auf die Covid19-Pandemie zurückzuführenden Rückgangs der Stromnachfrage) ist die Steinkohleverstro- 
mung marktbedingt drastisch zurückgegangen. Die jüngsten Entwicklungen in Großbritannien zeigen, wie schnell sich heute 
angestammte Märkte verändern können. U. a. durch die Einführung einer zusätzlichen Klimaschutzabgabe auf Steinkohle- 
kraftwerke (Carbon Price Support) ergänzend zum Zertifikatepreis aus dem Europäischen Emissionshandelssystem (ETS) 
hat sich der Anteil der Steinkohle am britischen Strommix von rund 25 % in 2015 auf quasi Null in 2020 reduziert.

Gutachten Steinkohle-Heizkraftwerk Rostock 
Wuppertal Institut  | 21 
höchstwahrscheinlich zwar nicht in der gleichen Größenordnung liegen wie die ent- 
gangenen Betriesberlöse (so wie sie die RE heute abschätzt), würden aber für die 
Kostenschätzung dennoch reduzierend wirken. 
Ein Indiz dafür, dass die RE selbst grundsätzlich Zweifel an einem längerfristig Ge- 
winn-erwartenden Betrieb des Heizkraftwerks hat, zeigt die im Juni 2020 vorgenom- 
mene Sonderabschreibung für das Steinkohlekraftwerk Rostock seitens des Unter- 
nehmens, die mit Blick auf eine Risikominimierung vorgenommen wurde.

Gutachten Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Ene rgie gGmbH 
22 | Wuppertal Institut  
9 Einordnung 
9.1 Kostenschätzung 
Die von der RE ausgewiesenen Zusatzkosten liegen je nach Szenario zwischen 236,3 
und 569,4 Mio. Euro für das Jahr 2030 (Kostenschätzung ohne Berücksichtigung der 
Abschreibung für die KWK-Anlagen 4). Für die Stadt Köln wären damit drastische Er- 
lösrückgänge gegenüber der heutigen Situation verbunden (zum Vergleich: der Ge- 
winn der RE vor Steuern betrug im Jahr 2019 rund 158 Mio. Euro). 
Die Gutachter sehen die Kostenschätzung der RE als grundsätzlich valide an. Sie ge- 
hen davon aus, dass die ermittelten Kosten auf der Basis der von der RE verwende- 
ten Methodik und der Eigenlogik des Unternehmens folgend (sich an einem Funda- 
mentalmodell für die Entwicklung der energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen 
zu orientieren, das auch für die aktuellen Investitionsentscheidungen des Unterneh- 
mens Verwendung findet) in einer realistischen Größenordnung liegen.  
Gleichzeitig sehen die Gutachter einige Annahmen kritisch und verstehen ihren Gut- 
achterauftrag darin, auf potenzielle Annahmen hinzuweisen, die sich als besonders 
ergebnisrelevant erweisen könnten ohne selbst Modellrechnungen durchführen zu 
können und die Auswirkungen alternativer Annahmen vollständig quantifizieren zu 
können. Dabei konzentriert sich das Gutachten hier auf Annahmen, deren Verände- 
rung in jedem Fall zu einer signifikanten Verringerung der in der Kostenschätzung 
ausgewiesenen Kosten führen würde. Besonders bedeutsam sind dabei wie in den 
vorhergehenden Kapiteln abgeleitet u. a. 
• die Annahmen zum Ergebnisbeitrag des Steinkohlekraftwerks Rostock 
(vgl. Kapitel 5) 
• die Annahmen zu den Mehrkosten des Strombezugs aus erneuerbaren 
Energien und hier die Verteilung der Herkunftsnachweise auf Photovoltaik 
und Windenenergie, vor allem aber der der Übergang auf eine zeitpunkt- 
bezogene Betrachtung bei der Windenergie (vgl. Kapitel 8)   
sowie (aufgrund der hohen Unsicherheiten weniger gut quantifizierbar)  
• die Annahmen zur Entwicklung der CO 2-Preise im Fundamentalmodell 
(vgl. Kapitel 5) und 
• die Annahmen über die weitere Ausgestaltung der Fernwärmeversorgung 
respektive als Radikalvariante eine vollständige Abkehr der Fernwärmeer- 
zeugung durch die RE (vgl. Kapitel 7). 
Unabhängig davon ist die Bezugnahme auf ein spezifisches Jahr (hier 2030), die aus 
pragmatischen Gründen im Rahmen der Kostenabschätzung nachvollziehbar ist, 
problematisch. Eine vergleichende Betrachtung des Transformationspfades von 
heute bis 2030 und darüber hinaus würde die Genauigkeit der Kostenschätzung noch 
einmal erheblich erhöhen und die Dynamik der vollständigen Umstellung des Erzeu- 
gungsportfolios angesichts der langen Betriebszeit der Anlagen besser abbilden. Eine 
– – ––  
4  Die Abschreibung für die KWK-Anlagen, die von der  RE für das Jahr 2030 ausgewiesen werden, werden hier zunächst au- 
ßen vorgelassen, da sie die Kostenbilanz des Jahres 2030 als Einmaleffekt einseitig belasten und in Folgejahren nicht mehr 
auftreten.

Gutachten Einordnung 
Wuppertal Institut  | 23 
solche Betrachtung erfordert aber umfangreiche Energiesystemmodellrechnungen 
und wäre mit einem hohen Aufwand verbunden.  
Ein weiterer für die Bewertung der Kosten relevanter Punkt ist, dass die Kosten als 
nominale (d. h. nicht inflationsbereinigte) Kosten für das Jahr 2030 statt als reale 
Kosten ausgewiesen werden. Für Zukunftsbetrachtungen ist es durchaus üblich, die 
in der Zukunft entstehenden Kosten auf ein früheres Bezugsjahr (hier z. B. 2020) ab- 
zuzinsen respektive inflationsbereinigt vorzulegen. Nur dann können die berechne- 
ten Kosten mit aktuellen Zahlen (z. B. die heutige Gewinnabführung an die GEW 
Köln AG) sinnvoll in Beziehung gesetzt werden. Ob nominale oder reale Größen zu 
betrachten sind, ist letztlich aber eine kommunalverfassungsrechtlich zu klärende 
Fragestellung, die hier nicht behandelt werden kann, auf den generellen Unterschied 
sei hier aber hingewiesen. 
Die Gutachter gehen im Gegensatz zur RE nicht davon aus, dass eine Kostenweiter- 
gabe im Bereich Stromversorgung über Preisanpassungen zumindest anteilmäßig 
nicht möglich wäre. Die zusätzlichen Kosten für HKN aus Deutschland, die von der 
RE mit 5 Euro/MWh angenommen wurden, würden die heutigen Arbeitspreise nur 
um etwa 5 % steigen lassen, bezogen auf die Tarifstrompreise von Haushaltskunden 
wären es sogar weniger als 2 %. Wenn weitere Kostenbestandteile der Kostenschät- 
zung auf die Arbeitspreise umgelegt werden würden (z. B. der veränderte Heizkraft- 
werksbetrieb bzw. der Ersatz durch Heizwerke), würden sich die Zusatzkosten natür- 
lich weiter erhöhen. Dennoch scheint nicht ausgeschlossen, dass ein nennenswerter 
Anteil der RE-Kunden bereit wäre, auch einen deutlich höheren Aufschlag für ökolo- 
gisch hochwertigen Strom sowie klimaverträgliche Fernwärme zu zahlen (willingness 
to pay) bzw. sogar neue Kunden mit dem Angebot eines Premiumproduktes gewon- 
nen werden könnten. Die Kriterien des Ökostroms der RE wären auf jeden Fall im 
Jahr 2030 weit aus strenger als sie es heute für die meisten der etablierten 
Ökostromanbieter sind, gerade deshalb könnte es eine erhöhte Zahlungsbereitschaft 
bei den Kunden der RE geben.  
Überschlägige Rechnungen zeigen, dass bei einer vollständigen Umlage der Diffe- 
renzkosten von Szenario 1 (Szenario Heizkessel) in Höhe von 236,3 Mio. Euro (Kos- 
tenschätzung ohne Berücksichtigung der Abschreibung für die KWK-Anlagen und 
ohne Berücksichtigung der ausgewiesenen kostenreduzierenden Faktoren) bei einem 
zugleich gegenüber heute konstanten Stromabsatz Zusatzkosten für die Stromkun- 
den von rund 3,1 ct/kWh resultieren würden. Bezogen auf den heutigen Haushalts- 
stromtarif wären dies etwa 10 %. Aus heutiger Sicht mag die Bereitschaft derartige 
Zusatzkosten zu tragen angesichts der überschaubaren Anteile der Kunden, die 
schon jetzt Premiumprodukte wählen (z. B. Regionalstromangebote), als unwahr- 
scheinlich eingeschätzt werden. Man darf aber nicht vergessen, dass wir über das 
Jahr 2030 sprechen und die Sensibilität, eigene Beiträge für den Klimaschutz leisten 
zu müssen, in den nächsten zehn Jahren deutlich ansteigen kann und vermutlich im 
Zuge der immer spürbarer werdenden Folgen der Klimaerwärmung auch werden. 
Diese Einschätzung trifft sicher primär auf die Haushaltskunden und einen Teil der 
gewerblichen Kunden zu, eher nicht oder kaum auf die industriellen Kunden der RE. 
Hinzu kommt, dass bis 2030 von einer deutlichen Senkung der EEG-Umlage auszu- 
gehen ist, was den Spielraum für die Kunden ggf. erhöht.

Gutachten Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Ene rgie gGmbH 
24 | Wuppertal Institut  
Die Gutachter sehen wie dargestellt eine der größten Herausforderungen für die Ein- 
ordnung und Bewertung der Kostenschätzung in der adäquaten Abbildung der Aus- 
wirkungen des Bürgerbegehrens auf die Wärmeversorgung. Hier bestehen die größ- 
ten technischen, organisatorischen und ökonomischen Herausforderungen für die 
RE, es entstehen in diesem Bereich aber auch nach den Berechnungen der RE je 
nach Szenario mehr als 44 % der in der Kostenschätzung ausgewiesenen Zusatzkos- 
ten. Die hier angestellten Überlegungen zum Radikalszenario (vollständige Aufgabe 
der Fernwärmebereitstellung am Standort Köln) machen di Brisanz deutlich.  
Schließlich sei noch einmal darauf verwiesen, dass es aufgrund der hohen Unsicher- 
heiten und Dynamiken im System sinnvoll erscheint, über Sensitivitätsanalysen (z. B. 
die Annahme höherer CO 2-Preise) eine robustere Einschätzung über die Variations- 
breite der resultierenden Kosten zu erlangen. Aus den erwähnten Gründen ist dies 
mit einem deutlichen höheren, vor allem auch zeitlichen Aufwand verbunden. 
9.2 Verallgemeinerbarkeit des Bürgerbegehrens 
Etwa 60 % der Versorgung von Endkunden im Bereich Strom wird heute durch, auf 
kommunaler respektive regionaler Ebene tätige Unternehmen abgedeckt. Prinzipiell 
könnten diese alle das Ziel eines ähnlichen Bürgerbegehrens sein. Sollten die Ziele 
des Bürgerbegehrens einer 100 % Stromversorgung aus erneuerbaren Energien für 
alle kommunalen und regionalen Unternehmen bis 2030 umgesetzt werden, er- 
scheint dies den Gutachtern bei Beibehaltung der heutigen Logik der Unterscheidung 
zwischen EEG-Strom und Strom aus erneuerbaren Energien mit HKN als nur sehr 
schwer umsetzbar. Die besonderen Herausforderungen lägen in einem solchen Fall 
in folgenden Punkten: 
• Die Nettostromerzeugung im Jahr 2030 wird nach den aktuellen politi- 
schen Vorgaben zu über 65 % aus erneuerbaren Anlagen kommen, welche 
bei Fortsetzung des heutigen Förderrahmens zu großen Teilen über das 
EEG finanziert und auf dem Graustrommarkt vermarktet werden. Damit 
fallen rund 65 % der Nettostromerzeugung für die Lieferung von HKN aus 
Deutschland aus. Damit die Nachfrage nach HKN aus Deutschland auch 
nur annährend bedient werden könnte, müssten die kommunalen und re- 
gionalen Unternehmen innerhalb der nächsten 10 Jahre dafür sorgen, dass 
entsprechend ihres Marktanteils 60 % der Nachfrage durch neu gebaute 
EE-Anlagen außerhalb des EEGs bereitgestellt werden. Das würde in der 
Konsequenz eine Umstellung auf mehr als 100 % erneuerbare Energien in 
Deutschland bis 2030 bedeuten und damit einen massiven Exportüber- 
schuss zur Folge haben. 
Ein weitgehendes Umschwenken der Unternehmen erscheint demnach nur 
dann möglich, wenn auf nationaler Ebene auf eine andere Fördersystematik 
übergangen wird und Strom aus erneuerbaren Energien im deutlich größeren 
Umfang direkt vermarktet wird und nicht über das EEG in den Strommix ge- 
langt und dort als Graustrom vermarktet wird. 
• Gleichzeitig würde die gesamte kommunale Wärmeversorgung in den 
nächsten 10 Jahren komplett umgestellt werden müssen, sofern sie auf 
KWK-Anlagen basiert was in vielen Kommunen der Fall ist. So gut wie alle

Gutachten Einordnung 
Wuppertal Institut  | 25 
kommunalen KWK-Kraftwerke würden ihren Betrieb einstellen oder auf 
erneuerbare Brennstoffe umstellen müssen. Konzepte für „grüne Fern- 
wärme“ sind an verschiedenen Stellen in der Entwicklung und teilweise 
auch bereits in der Umsetzung. Vielfach ist hier der Umstellungshorizont 
aber eher das Jahr 2035 oder 2040 (z. B. Stadtwerke München) als 2030 
und liegen bezogen auf einzelne Alternativoptionen (z. B. Geothermie) 
günstigere Bedingungen vor als in Köln. Bei einer Umstellung auf 
Power2Heat Konzepte oder den Einsatz von synthetischen Gasen in den 
bestehenden KWK-Anlagen würde der Stromverbrauch in Deutschland 
signifikant ansteigen. Aufgrund der begrenzten Flächenpotenziale ist eine 
Herstellung der synthetischen Gase in Deutschland vermutlich nicht, zu- 
mindest nicht vollständig möglich und müssten entsprechend Im- 
portstrukturen eingeführt werden.  
• Die Transformationsgeschwindigkeit des Energiesystems wäre in einem 
solchen Fall sehr hoch, der Anlagen- und Netzausbau müsste in Größen- 
ordnungen über den heutigen Ausbauraten liegen. Eine der größten Her- 
ausforderungen liegt diesbezüglich in der Überwindung der vielen Kon- 
flikte auf der lokalen Ebene, d. h. eine breite gesellschaftliche Akzeptanz 
für diesen beschleunigten Umbau zu gewinnen.   
• Die Finanzierung einer solchen Transformation über einen so kurzen Zeit- 
raum würde die kommunalen Unternehmen vor große Herausforderungen 
stellen, die kommunalen Haushalte stark belasten, sofern von Seiten des 
Bundes keine unterstützenden Maßnahmen ergriffen werden. 
• Grundsätzlich können derartige 100 %-Strategien damit kaum aus eigener 
Kraft umgesetzt werden, sondern sind aus unterschiedlichen Gründen auf 
förderliche Rahmenbedingungen seitens des Bundes angewiesen. 
Stimmen die übergeordneten Rahmenbedingungen, ist eine Vorreiterrolle einzelner 
kommunaler Unternehmen aber natürlich möglich und könnten eine Impulswirkung 
auslösen. Die RE könnte unter diesen Voraussetzungen als regionaler Versorger mit 
hohem Bekanntheitsgrad eine wichtige Rolle spielen. Die Impulsgeberfunktion ist 
aber nicht zwingend nur mit einer vollständigen Umstellung auf erneuerbare Ener- 
gien bis zum Jahr 2030 erreichbar. Insofern kann die von der RE durchgeführte Kos- 
tenschätzung und die hier vorgenommene Einordnung helfen, eine vertiefende Dis- 
kussion über adäquate Ausbauziele erneuerbarer Energien und die Zukunft der Fern- 
wärmeversorgung zu führen, in die die Stadt, RE und Zivilgesellschaft eingebunden 
werden sollte.

Köln, 29. Juni 2020
Kostenschätzung
für das Bürgerbegehren
Bündnis „Klimawende Köln“

Gliederung
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 2
1. Ausgangssituation
2. Zusammengefasstes Ergebnis
3. Grundverständnis der RheinEnergie für die Kostenschätzung
4. Kreis der einzubeziehenden RheinEnergie-Gesellschaften
5. Energiewirtschaftliches Preisprämissenmodell
6. Auswirkungen auf die Beschaffung und den Vertrieb von EE-Strom
7. Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung
8. Auswirkungen auf den Wärmevertrieb
9. Auswirkungen auf die Stadtwerke Köln GmbH
10. Auswirkungen auf die Arbeitsplätze bei der RheinEnergie AG

rheinenergie.com
1. Ausgangssituation
1.1 Auftrag
1.2 T ext und Begründung des Bürgerbegehrens
Kostenschätzung Bürgerbegehren

1. Ausgangssituation
1.1 Auftrag
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 4
─ Das Bündnis „Klimawende Köln“ plant die Durchführung eines Bürgerbegehrens mit anschließendem Bürgerentscheid 
unter dem Titel „100 % Ökostrom bis 2030 – Da simmer dabei“. Hierzu hat es folgende Fragestellung formuliert:
„Soll die Stadt Köln im Rahmen ihrer Unternehmensbeteiligungen darauf hinwirken, dass die RheinEnergie AG und deren 
Tochterunternehmen spätestens ab 2030 nur Strom aus erneuerbaren Energien liefern, wobei sie diesen selbst in eigenen 
Anlagen produzieren, im Rahmen von Stromlieferverträgen aus veröffentlichten Anlagen erwerben oder im Rahmen von 
Mieterstrommodellen zur Verfügung stellen?“
─ Ergänzend wird ausgeführt:
„Als erneuerbare Energien gelten dabei Wasserkraft, Windenergie, solare Strahlungsenergie, Geothermie, Energie aus 
Biomasse. Der Begriff „liefern“ umfasst den Vertrieb und den Handel von Strom.“
─ Die Verwaltung ist nun gem. § 26 Abs. 2 Satz 5 GO NRW verpflichtet, eine Kostenschätzung (Benennung der bei der 
Durchführung der verlangten Maßnahme entstehenden Kosten im Sinne von Auswirkungen auf den Gemeindehaushalt) 
vorzulegen. Sie hat die Erstellung der Schätzung mit Schreiben vom 03.03.2020 bei der Stadtwerke Köln GmbH (bzw. in 
der Folge bei der RheinEnergie AG) beauftragt.

5
1. Ausgangssituation
1.2 Text und Begründung des Bürgerbegehrens
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH

rheinenergie.com
2. Zusammengefasstes Ergebnis
2.1 Ergebnistreiber
2.2 Wirtschaftliche Bewertung
2.3 Inhaltliche Bewertung
2.4 Ausblick: Klima-Roadmap für die RheinEnergie
Kostenschätzung Bürgerbegehren

2. Zusammengefasstes Ergebnis
2.1 Ergebnistreiber
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 7
Wie im Folgenden ausführlich dargestellt, sind die wesentlichen Ergebnistreiber im Rahmen der Kostenschätzung
─ die Mehrkosten aus dem alleinigen Bezug von Ökostrom und dessen nicht kostendeckender Vermarktung bei der 
RheinEnergie sowie den einzubeziehenden Beteiligungen sowie
─ die Mehrkosten aus dem veränderten Kraftwerks- und/oder Heizwerkseinsatz zur Bedienung der Wärmelieferverpflichtung.
Beide Effekte bewegen sich nach Einschätzung der RheinEnergie selbst bei konservativer (= kostenminimaler) Betrachtung 
jeweils im hohen zweistelligen bis hin zum dreistelligen Mio. €-Euro-Bereich. Angesichts der Größenordnung dieser beiden 
Ergebnistreiber erscheint es verzichtbar, kleinere Sachverhalte (maximal im einstelligen Mio. €-Bereich) exakt zu 
quantifizieren. Hierzu gehören beispielhaft
─ das entfallende Eigenergebnis der RheinEnergie Trading aus dem (Grau-)Stromhandel,
─ das entfallende Ergebnis aus dem Fernwärmeneugeschäft.
Nur zum Teil (für den Bereich der Kraftwerke) in die Kostenschätzung einbezogen, aber für die Stadt Köln strukturpolitisch 
von hoher Bedeutung, ist der mit der Veränderung des Geschäftsumfangs der RheinEnergie dann einhergehende massive 
Arbeitsplatzabbau. Eine Quantifizierung der strukturpolitischen Effekte in der Stadt Köln wurde seitens RheinEnergie nicht 
vorgenommen.

8
2. Zusammengefasstes Ergebnis
2.2 Wirtschaftliche Bewertung
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH
veränderter
Heiz-/Kraftwerksbetrieb
Kölner Anlagen
Szenario 1
"Kessel"
-104,0 Mio. €
Szenario 2
"Grüngas"
-437,1 Mio. €
Verlust aus
Anlagenabgang
(einmalig)
  -84,4 Mio. €        0,0 Mio. €
Entfall der Ergebnisses
des Kraftwerks Rostock 
(RERo)
Vertrieb
Ökostrom-
beschaffung/-vertrieb
der RheinEnergie incl.
einzubeziehender 
Beteiligungen
Summe (jährlich) -236,3 Mio. € -569,4 Mio. €
zzgl. Verlust
aus Anlagenabgang   -84,4 Mio. €      0,0 Mio. €
Szenarien
-37,4 Mio. €
Erzeugung
Bewertungsfeld
Szenario "Deutsche HKN"
-94,9 Mio. €
─ Die nebenstehende Darstellung zeigt die Bandbreite 
der Kostenbelastung unter jeweiligem Ansatz von 
Minimal- und Maximalszenarien auf.
─ Zwischenwerte ergeben sich durch die Kombination 
alternativer Erzeugungs- und Vertriebsszenarien.
─ RheinEnergie geht im kostenminimalen Fall von einer 
jährlichen Ergebnisbelastung von rd. 240 Mio. € und 
zusätzlich einem Einmaleffekt in Form eines Verlustes 
aus Anlagenabgang von rd. 85 Mio. € aus.

2. Zusammengefasstes Ergebnis
2.3 Inhaltliche Bewertung
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 9
─ RheinEnergie hat auftragsgemäß eine Abschätzung der Mehrkosten vorgenommen, die (unter Ansatz definierter 
Prämissen) bei Umsetzung des Bürgerbegehrens voraussichtlich anfallen werden.
─ Die RheinEnergie hat bei ihrer Kostenschätzung das Ziel verfolgt, dem inhaltlichen Anspruch des Bürgerbegehrens gerecht 
zu werden und daraus eine kostenminimale Größe (Untergrenze) abzuleiten.
─ Die von RheinEnergie abgeleiteten Szenarien – insbesondere im Bereich der Wärmerzeugung – sind primär unter 
diesem Aspekt der Kostenminimierung zu bewerten. Jede andere – im Zweifel ökologisch vorteilhaftere – Variante 
wäre in der Realisierung mit höheren Kosten verbunden.
─ Bereits das kostenminimale Ergebnis zeigt, dass die Umsetzung des Bürgerbegehrens die Leistungsfähigkeit 
nicht nur der RheinEnergie AG, sondern des Stadtwerke Konzerns insgesamt dauerhaft überfordern würde.
─ RheinEnergie stellt mit der Klima-Roadmap für Köln einen eigenen Ansatz zur ökologischen Wende vor, der nach 
unserer Überzeugung realistisch umsetzbar und wirtschaftlich vertretbar ist. Daraus geht hervor, dass 
insbesondere der zeitliche Horizont bei der stufenweisen Dekarbonisierung der Energieversorgung der Kölner 
Haushalte sowie Gewerbe- und Industriebetriebe der entscheidende Faktor für einen wirtschaftlich vertretbaren 
und versorgungssicheren Pfad darstellt.

2025
2020
2030
2040
Wasser Strom KWK/Wärme
klimaneutral
5.100.000 t/a CO2
0 t/a CO2
klimaneutral
klimaneutral
klimaneutral
10
HKN 500.000 t/a CO2 
TankE 190.000 t/a CO2 
Köln Solar 5.000 t/a CO2 
BHKW Merheim
50.000 t/a CO2 
HKN
25.000 t/a CO2 
Wasserwende/Aufforstung
25.000 t/a CO2 
EE-Ausbau/PPA 
500.000 t/a CO2 
bundesweiter EE-Ausbau
900.000 t/a CO2 
HKW Merkenich
200.000 t/a CO2 
Minderung 
Kondstrom
bis zu 400.000 t/a CO2
P2H/WP/Abwärme/Solarth.
bis zu 100.000 t/a CO2 
HKW Rostock
840.000 t/a CO2 
Wasserstoff
bis zu 1.200.000 t/a CO2 
PuG
KWK-Ausbau
min. 100.000 t/a CO2

rheinenergie.com
3. Grundverständnis
der RheinEnergie
für die Kostenschätzung
3.1 Notwendige Auslegung von
Interpretationsspielräumen
3.2 Bestimmung der betroffenen Unternehmen
3.3 Umsetzungspfad
3.4 Energiewirtschaftliche Abgrenzung
Kostenschätzung Bürgerbegehren

3. Grundverständnis für die Kostenschätzung
3.1 Notwendige Auslegung von Interpretationsspielräumen
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 12
─ Der Wortlaut des Bürgerbegehrens bedarf der Festlegung, die Forderungen des Bürgerbegehrens hinsichtlich der 
Lieferung von Strom aus erneuerbaren Energien umzusetzen.
─ Die Forderung, auch den Handel von Strom auf erneuerbare Energien zu beschränken, schließt deutliche Konsequenzen 
für den bestehenden Anlagenpark der RheinEnergie zur sicheren Strom- UND Wärmeerzeugung ein. Ihr kann durch 
unterschiedliche Konzepte bei der Bewirtschaftung der Heizkraftwerke Rechnung getragen werden.
─ Da sich die Umsetzungsvarianten in ihren Auswirkungen auf die Kosten deutlich unterscheiden,
führen diese Spielräume zu großen Bandbreiten in der Kostenschätzung.
─ Nachfolgend ist das Verständnis des Bürgerbegehrens dargestellt, das der Kostenschätzung zugrunde liegt.

13
3. Grundverständnis für die Kostenschätzung
3.2 Bestimmung der betroffenen Unternehmen
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH

14
3. Grundverständnis für die Kostenschätzung
3.3 Umsetzungspfad
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH

15
3. Grundverständnis für die Kostenschätzung
3.4 Energiewirtschaftliche Abgrenzung
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH

rheinenergie.com
4. Kreis der einzubeziehenden
RheinEnergie-Gesellschaften
4.1 Beteiligungsübersicht
4.2 Alternative „verbundene Unternehmen“
4.3 Alternative „sämtliche Beteiligungsunternehmen“
4.4 Entscheidung
4.5 Betroffenheit der Gesellschaften
hinsichtlich Folgekosten aus Bürgerentscheid
Kostenschätzung Bürgerbegehren

Beteiligungsübersicht der RheinEnergie AG
Stand: 31.08.2019
RheinEnergie AG, Köln
Grundkapital 400 Mio. €
BELKAW GmbH, 
Bergisch Gladbach 
Stammkapital 22,89 Mio. €
ENERGOTEC Energietechnik 
GmbH, Köln 
Stammkapital 0,11 Mio. €
Energieversorgung Leverkusen 
GmbH & Co. KG (EVL), 
Leverkusen
Kommanditkapital 22 Mio. €
Stadtwerke Troisdorf GmbH,
Troisdorf 
Stammkapital 25,566 Mio. €
Energieversorgung Leverkusen 
Verwaltungs- und Beteiligungs-
gesellschaft mbH, Leverkusen
Stammkapital 0,025 Mio. €
AggerEnergie GmbH, 
Gummersbach
Stammkapital 33,617 Mio. € 
100 %
COLONIA-CLUJ-NAPOCA-Energie 
S.R.L., Cluj-Napoca 
Stammkapital 12,88 Mio. RON *
GT-HKW Niehl GmbH,
Köln
Stammkapital 0,025 Mio. €
Gasversorgungsgesellschaft 
mbH Rhein-Erft, Hürth 
Stammkapital 17 Mio. €
RheinEnergie Express GmbH,
Köln
Stammkapital 0,5 Mio. €
100 %
RheinEnergie HKW Niehl  3 
GmbH, Köln 
Stammkapital 0,025 Mio. €
RheinEnergie AG, Köln
Grundkapital 400 Mio. €
Stromnetz Bornheim GmbH & Co. 
KG, Bornheim
Kommanditkapital 0,010 Mio. €
100 %
ENTALO GmbH & Co. KG,  
Pullach i. Isartal
Kommanditkapital 0,010 Mio. € 
100 %
RheinEnergie Biokraft 
Randkanal-Nord GmbH & Co. 
KG, Köln
Kommanditkapital 0,025 Mio. €
RheinEnergie Biokraft 
Verwaltungs GmbH, Köln
Stammkapital 0,025 Mio. €
100 %
100 %
chargecloud GmbH, 
Köln
Stammkapital  0,03 Mio. €
cowelio GmbH,
Köln
Stammkapital 0,025 Mio. €
Stromkontor Rostock Port GmbH,
Rostock
Stammkapital 0,3 Mio. €
56,63 %
50,1 % 40 %
33,33 %
33,33 %
Stadtwerke Pulheim GmbH,
Pulheim
Stammkapital 0,025 Mio. €
49 %
Stadtwerke Sankt Augustin 
GmbH,
Sankt Augustin 
Stammkapital 0,1 Mio. €
45 %
62,7445 %
49 %
50 %
50 %
49 %87,8 %
TankE GmbH,
Köln
Stammkapital 0,030 Mio. €
80 %
100 %
4. Kreis der einzubeziehenden Gesellschaften
17
4.1 Beteiligungsübersicht  (I/II)
GEW Köln AG, Köln
Grundkapital 255,7 Mio.  €
100 %
NetCologne Gesellschaft für 
Telekommunikation mbH, Köln
Stammkapital 9,21 Mio. €
BRUNATA-METRONA GmbH, 
Hürth
Stammkapital 11 Mio. €
RheinEnergie AG, Köln 
Grundkapital 400 Mio. €
RW Beteiligungs GmbH, 
Düsseldorf 
Stammkapital 0,025 Mio. €
20 %
Stadtwerke Düsseldorf AG, 
Düsseldorf
Grundkapital 117,490 Mio. €
Anteile an verbundenen Unternehmen
Übrige Beteiligungen
1,69 %
Verband der kommunalen 
RWE-Aktionäre GmbH, Essen
Stammkapital  0,128 Mio. €
100 %
80 %
21,4 %
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH
Stand 31.12.2019

4. Kreis der einzubeziehenden Gesellschaften
18
4.1 Beteiligungsübersicht  (II/II)
Anteile an verbundenen Unternehmen
Übrige Beteiligungen
rhenag Rheinische Energie AG,
Köln
Grundkapital  40 Mio. €
Stadtwerke Leichlingen GmbH,
Leichlingen
Stammkapital 1,133 Mio. €
evd energieversorgung 
dormagen GmbH, Dormagen
Stammkapital 4,505 Mio. €
RheinEnergie Windkraft GmbH, 
Köln **
Stammkapital 0,025 Mio. € 
ASEW Energie und Umwelt 
Service GmbH & Co. KG, Köln 
Kommanditkapital 0,018 Mio. €
Energie- und Wasserversorgung 
Bonn/Rhein-Sieg GmbH,
Bonn 
Stammkapital 75,325 Mio. €
RheinEnergie HKW Rostock 
GmbH, Köln 
Stammkapital 0,025 Mio. €
MVV Energie AG,
Mannheim
Grundkapital 168,72 Mio. €
100 %
RheinEnergie Trading GmbH,
Köln
Stammkapital 10 Mio. €
AS 3 Beteiligungs GmbH, 
Essen 
Stammkapital 0,025 Mio. €
8KU GmbH,
Berlin 
Stammkapital 0,2 Mio. €
* umgerechnet per 31.12.2019: 2 ,691 Mio. €
Rheinische NETZGesellschaft 
mbH, Köln 
Stammkapital 3,534 Mio. €
49 %
100 %
** RheinEnergie Windkraft GmbH 
inkl. 16 weiterer Beteiligungs gesellschaften
Stadtwerke Lohmar GmbH & Co. 
KG, Lohmar
Kommanditkapital 1 Mio. €
Stadtwerke Lohmar Verwaltungs -
GmbH, Lohmar
Stammkapital 0,025 Mio. €
49 %
RheinEnergie Solar GmbH,
Köln
Stammkapital 0,025 Mio. €
RheinWerke GmbH,
Düsseldorf
Stammkapital 0,025 Mio. €
50 %
100 %
16,3 %
33,33 %
49 %
GWAdriga GmbH & Co. KG,
Berlin
Kommanditkapital  0,5 Mio. €
GWAdriga Verwaltungs GmbH,
Berlin
Stammkapital  0,025 Mio. €
31 %
31 %
49 %
49 %
RheinEnergie Industrielösungen 
GmbH, Ludwigshafen am Rhein
Stammkapital 0,025 Mio. €
100 %
100 %
12,5  %
13,71 %
6,67 %
100 %
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH
Stand 31.12.2019

4. Kreis der einzubeziehenden Gesellschaften
4.2 Alternative „verbundene Unternehmen“
19
Problemstellung: Nach dem Antrag des BB soll die Stadt Köln i.R. ihrer Unternehmensbeteiligungen bei der RheinEnergie AG 
und deren Tochterunternehmen («TU») auf die Durchführung der verlangten Maßnahmen hinwirken; Frage: Kreis der in die 
Kostenschätzung nach § 26 Abs. 2 S. 5 GO NW einzubeziehenden Tochterunternehmen?
Es bestehen u.E. folgende Alternativen für die Bestimmung der in eine belastbare Kostenschätzung einzubeziehenden TU
1. Alternative: Einzubeziehen sind verbundene Unternehmen i.S. der §§ 15 ff. AktG
─ Folge: Beschränkung des Kreises der einzubeziehenden TU auf Unternehmen, auf welche die RheinEnergie typisiert einen 
beherrschenden Einfluss ausüben kann (Mehrheitsbeteiligungen)
─ Verbundene Unternehmen zum 31.12.2019: 18 Gesellschaften (100%-Beteiligungen ENERGOTEC, ENTALO, GT-HKW Niehl, 
RE Biokraft RKN, RE Biokraft Verw. GmbH, RE HKW Niehl 3, RE HKW Rostock, RE Industrielösungen, RE Solar, RE Trading, 
RE Windkraft, RNG, cowelio sowie Mehrheitsbeteiligungen RE Express, TankE, AggerEnergie, GVG, BELKAW)
─ Begründung: Nur ggü. beherrschten TU haben die Einwirkungsmöglichkeiten der RheinEnergie eine Rechtsqualität, kraft derer 
sie das jeweilige TU zur Durchführung auch wirtschaftlich nachteiliger Umsetzungsmaßnahmen veranlassen kann
─ Weiter gehende Differenzierungen nach dem Grad der Beherrschung im Einzelfall sind u.E. mit dem Antragswortlaut nur 
schwer vereinbar und bergen das Risiko einer zu großen Einengung des «Schätzungsrahmens»
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH

4. Kreis der einzubeziehenden Gesellschaften
4.3 Alternative „sämtliche Beteiligungsunternehmen“
20
2. Alternative: Berücksichtigung sämtlicher Beteiligungsunternehmen der RheinEnergie AG
─ Einzubeziehen sind neben verbundenen Unternehmen i.S. der §§ 15 ff. AktG auch sonstige RE-Beteiligungen; insg. 40 
Beteiligungen nach Beteiligungsübersicht zum 31.12.2019 (Anm.: Veräußerung MVV-Beteiligung in 2020)
─ Folge: Voraussichtliche Kosten auf der Ebene von Minderheitsbeteiligungen der RheinEnergie (z.B. SW-Beteiligungen, 
rhenag, SKR Port GmbH, chargecloud) sind bei der Kostenschätzung ebenfalls zu berücksichtigen
─ Begründung:
─ Gegenstand der Kostenschätzung nach § 26 Abs. 2 S. 5 GO NW sind die finanz. Auswirkungen auf Gemeindehaushalt; 
die Berücksichtigung sämtlicher «Kostentreiber» bei der RheinEnergie und ihren Beteiligungsunternehmen dient 
insoweit dem Ziel einer möglichst zutreffenden Ermittlung der Auswirkungen auf Haushalt der Stadt Köln
─ Denn die Umsetzung des Bürgerbegehrens kann auch bei nicht beherrschten Beteiligungsunternehmen
(z.B. SKR Port GmbH) zu erheblichen Kosten führen mit der Folge einer entsprechenden Minderung der jeweiligen
Gewinnabführung an die Konzernspitze
─ Aber: Eintrittswahrscheinlichkeit mangels rechtlicher Durchsetzbarkeit hochgradig unsicher
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH

4. Kreis der einzubeziehenden Gesellschaften
4.4 Entscheidung
21
Entscheidung:
─ Votum für Alternative 1, weil die RheinEnergie auf die anderen Beteiligungsunternehmen mangels typisiert beherrschender 
Gesellschafterstellung keine lenkende Einflussnahme ausüben kann  
─ Materiell zurechenbare Assets (z.B. HKW Rostock) werden erfasst, nicht zurechenbare abgegrenzt (z.B. SWT)
─ Somit höhere Belastbarkeit der Schätzungsprämissen
─ Systematisch saubere Abgrenzung; klar kommunizierbar
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH

4. Kreis der einzubeziehenden Gesellschaften
4.5 Betroffenheit der Gesellschaften hinsichtlich Folgekosten aus Bürgerentscheid
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 22
Aufgrund des unterschiedlichen Geschäftszwecks der Gesellschaften sind sie nicht gleichermaßen vom Ausgang des 
Bürgerentscheids betroffen, d.h. es sind nicht für jede der 18 einzubeziehenden Gesellschaften Folgekosten zu erwarten.
Gesellschaft Betroffenheit Erläuterung
ENERGOTEC nein ruhend
ENTALO nein Zweckgesellschaft
GT-HKW-Niehl (ja) im Kraftwerksportfolio
RE Biok. RKN nein bereits heute EE
RE Biok. Verw. nein Zweckgesellschaft
RE HKW Niehl 3 (ja) im Kraftwerksportfolio
RE HKW Rostock ja
RE Industrielösg. nein ruhend
RE Solar nein bereits heute EE
Gesellschaft Betroffenheit Erläuterung
RE Trading ja
RE Windkraft nein bereits heute EE
RNG nein § 7a (4) EnWG
cowelio nein u.a. Mieterstrom
RE Express ja
TankE (ja) Mobilitätslösungen
AggerEnergie ja
GVG nein reiner Gasanbieter
BELKAW ja

rheinenergie.com
5. Energiewirtschaftliches
Preisprämissenmodell
5.1 Methodik (Europäisches Strommarktmodell)
5.2 Eingangsprämissen (Input Strommarktmodell)
5.3 Ergebnisse (Output Strommarktmodell)
Kostenschätzung Bürgerbegehren

24
5. Energiewirtschaftliches Preisprämissenmodell
5.1 Methodik (Europäisches Strommarktmodell)
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH
Zentrales Element bei der Ermitt-
lung der jährlich aktualisierten 
Preisprämissen der RheinEnergie 
bildet das europäische Strom-
marktmodell des Energie-
dienstleisters enervis.
Links sind die üblichen Eingangs-
größen beispielhaft dargestellt 
und rechts übliche Ergebnisse.
Das Modell selber ist ein Gleich-
gewichtsmodell, in dem stündlich 
die kostenminimale Strom-
bedarfsdeckung bis 2050 in 
Deutschland (unter Berück-
sichtigung des europäischen 
Auslands) ermittelt wird.

25
5. Energiewirtschaftliches Preisprämissenmodell
5.2 Eingangsprämissen: „Storyline“ und Szenarienausrichtung
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH
„Storyline“ Best Guess-Szenario
• Anstieg der Brennstoff- und CO2-Preise
• Ausbau EE gemäß politischen Zielen + 
modellendogen
• Kohleausstieg bis 2038
• „Klassische“ Stromnachfrage excl. Sektorkopplung
Wärme und Verkehr rückläufig
• Zunehmende Elektrifizierung im Wärme- und 
Verkehrssektor
Trend: Moderate Sektorkopplung, konsequente Umsetzung 
der Energiewende
Szenarienausrichtung Best Guess
Strommarktdesign
Deutschland
EOM; Lastflexibilitäten und 
Netzersatzanlagen gem. BNetzA NEP 2030 
Szenario C (2018), künftig etwa 9 GW
Quelle CO2- und Brennstoffpreisannahmen 2025-2040 IEA WEO 2018
„new policies scenario“
Betriebsdauer Kohlekraftwerke DE Kohleausstieg gem. Empfehlung 
Kohlekommission
Ausbaupfade Erneuerbare Energien Weiterer Ausbau in Europa / DE: Zubau 
angelehnt an aktuellen Zielen im EEG 2017 
bzw. Energiesammelgesetz / Quotendeckel 
2030: 63% EE-Anteil (inkl. modellendogen) 
an Bruttostromverbrauch
Stromnachfrage „Klassische“ Stromnachfrage excl. 
Sektorkopplung Wärme und Verkehr 
rückläufig
Sektorkopplung Wärmemarkt1) 2050 DE: 27 TWh
Stromnachfrage Wärmepumpen
Sektorkopplung Verkehrssektor1) 2050: E-Mobility Marktanteil 50%
davon 60% gesteuertes Laden
Wesentlicher Datenlieferant des Strompreismodells ist 
der World-Energy-Outlook der International Energy 
Agency vom November 20181) und hierbei das in der 
Energiewirtschaft übliche „new policies scenario“;
daneben werden weitere fachlich fundierte und 
anerkannte Daten herangezogen wie z.B. 
Netzentwicklungsplan der BReg, …;
ein über die Ziele des EEG 2017 hinausgehender EE-
Ausbau kann das Strommarktmodell von sich aus 
(endogen) marktlich zubauen. 1) im November 2019 lag zwar eine Aktualisierung des WEO 2019 vor, dieser ist aber deutlich nach Beginn der Rechnungen 
zu der Kostenschätzung Anfang Juni 2020 vom Vorstand als aktualisiertes Preisprämissenmodell der RheinEnergie 
freigegeben worden.

26
5. Energiewirtschaftliches Preisprämissenmodell
5.2 Eingangsprämissen: Brennstoffpreisannahmen
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
Brennstoffpreisannahmen
coal cif ARA (€/tSKE)
Best_Guess_Szenario
Gas TTF (€/MWh)
Best_Guess_Szenario
CO2 (€/t)
Best_Guess_Szenario
Die eingeflossenen commodity-
Preise sind bis 2021 Marktpreise, 
diese interpolieren auf die WEO-
Preise in 2027 und entsprechen 
ab da den WEO-Preisen.

27
5. Energiewirtschaftliches Preisprämissenmodell
5.2 Eingangsprämissen: Entwicklung der EE-Kapazitäten
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH
0
50
100
150
200
250
300
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
GWel.
Summe PV & Wind
Σ PV & Wind Best_Guess_Szenario

28
5. Energiewirtschaftliches Preisprämissenmodell
5.2 Eingangsprämissen: Entwicklung der EE-Erzeugung
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH
0
100
200
300
400
500
600
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
TWhel.
Summe PV & Wind
Σ PV & Wind Best_Guess_Szenario

29
5. Energiewirtschaftliches Preisprämissenmodell
5.2 Eingangsprämissen: Nachfragentwicklung und EE-Erzeugung
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH
0
100
200
300
400
500
600
700
800
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
TWhel.
Best_Guess_Szenario
Wärmepumpe
E-Mobilität
Nachfrage 1)
EE-Erzeugung Best_Guess_Szenario
1) ohne Pumparbeit, PtX, Großbatterien
(werden in der Modellierung berechnet)
EE-Anteil 2030
64%

30
5. Energiewirtschaftliches Preisprämissenmodell
5.3 Ergebnisse: Entwicklung der Stromerzeugung (inkl. gesetzl. geplantem Kohleausstieg)
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH
0
100
200
300
400
500
600
700
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050
TWhel.
Stromerzeugung Best_Guess_Szenario
Kernenergie Braunkohle Steinkohle Gas
Öl Wasser sonstige EE Wind onshore
Wind offshore Photovoltaik Speicher Lastkappung
Nachfrage

rheinenergie.com
6. Auswirkungen auf
Beschaffung und Vertrieb
von EE-Strom
6.1 Vertriebsstrategie der RheinEnergie
6.2 Interpretation des Bürgerbegehrens
6.3 Kriterien für die EE-Strombeschaffung
6.4 Mögliche Anlagenkategorien
6.5 T abellarische Zusammenstellung der Mehrkosten

6. Auswirkungen auf Beschaffung und Vertrieb (von EE-Strom)
6.1 Vertriebsstrategie der RheinEnergie
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 32
Der Endverbraucher behält die Hoheit über seine CO2-Emissionen 
─ Wir verstehen unseren Kunden als Souverän, der für seinen Ressourcenverbrauch selbst die Verantwortung übernimmt.
─ Unsere Verantwortung ist es, ihm dazu geeignete Produkte zur Auswahl zu stellen:
• Stromseitig bieten wir vier Qualitäten an, vom Graustrom bis hin zum Premium-Regionalstromprodukt.
• Auch beim Gasverbrauch ermöglichen wir den Bezug von Biogas und bieten ein Produkt mit CO 2-Kompensation an.
─ Eine obligatorische Belieferung mit Ökostrom oder -gas ohne Berücksichtigung des Kundenwunsches widerspräche 
diesen Leitlinien und wäre in Bezug auf die Kostentragung nur in weitestgehend wirkungsloser Dosierung denkbar. 
Höhere, unbestellte Preisbestandteile quittieren Kunden vorhersehbar mit einem Anbieterwechsel. 
─ Aufgrund zu erwartender hoher Kündigungsraten wird aktuell und perspektivisch keine Möglichkeit gesehen,
die Mehrkosten der Beschaffung von EE-Strom in nennenswertem Umfang an Endkunden weiterzugeben.
RheinEnergie investiert zunehmend in den Ausbau des erneuerbaren Erzeugungsportfolios
─ Den Ausbau erneuerbarer Energien betreiben wir mit Hochdruck unter bestmöglicher Nutzung der vorgegebenen 
Rahmenbedingungen. Der Ausbau des erneuerbaren Erzeugungsportfolios erfolgt dabei unter wirtschaftlichen 
Gesichtspunkten.
─ Unsere Wertschöpfung trägt maßgeblich zum Gestaltungsspielraum der Stadt Köln bei.

6. Auswirkungen auf Beschaffung und Vertrieb (von EE-Strom)
6.2 Interpretation des Bürgerbegehrens
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 33
Die Frage, über welche die Bürger der Stadt Köln nach dem Wunsch der Bürgerbewegung „Klimawende Köln“ abstimmen 
sollen lautet: 
“Soll die Stadt Köln im Rahmen ihrer Unternehmensbeteiligungen darauf hinwirken, dass die RheinEnergie AG und deren 
Tochterunternehmen spätestens ab 2030 nur Strom aus erneuerbaren Energien liefern, wobei sie diesen selbst in eigenen 
Anlagen produzieren, im Rahmen von Stromlieferverträgen aus veröffentlichten Anlagen erwerben oder im Rahmen von 
Mieterstrommodellen zur Verfügung stellen?”
─ Die Formulierung „im Rahmen von Stromlieferverträgen“ wird so interpretiert, dass die Beschaffung allein von 
Herkunftsnachweisen nicht ausreichend ist. Vielmehr muss zusätzlich eine bilanzielle Lieferung aus dem individuellen 
Bilanzkreis erfolgen, dem auch die EE-Anlage zugeordnet ist.
─ Die Formulierung „aus veröffentlichten Anlagen“ wird so interpretiert, dass es sich dabei um Anlagen handeln muss, die 
gemäß Marktstammdatenregisterverordnung §15 (1) im Marktstammdatenregister veröffentlicht werden.
─ Dabei handelt es sich um deutsche Anlagen, so dass – anders, als bei europäischen HKN – auch die Vollkosten der 
Anlage berücksichtigt werden. Erst dadurch kann ein wirksamer Anreiz zur Substitution fossiler Erzeugung durch 
regenerative Energieträger gegeben werden, der bei HKN aus geförderten europäischen Anlagen fehlt.

6. Auswirkungen auf Beschaffung und Vertrieb (von EE-Strom)
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 34
─ Es dürfen nur deutsche Herkunftsnachweise für die Lieferung eingesetzt werden. 
─ Zusätzlich ist eine bilanzielle Lieferung aus dem Bilanzkreis der EE-Anlage mit dem Vorlieferanten zu vereinbaren.
─ Für deutsche EE-Anlagen, die über die Einspeisevergütung bzw. die geförderte Direktvermarktung subventioniert werden, 
dürfen keine Herkunftsnachweise ausgestellt werden. Eine Versorgung aus 100% regenerativer Erzeugung darf gemäß 
den gesetzlichen Regelungen zur Stromkennzeichnung nicht aus solchen Anlagen erfolgen. 
─ Somit können HKN nur aus folgenden (deutschen) Anlagekategorien bezogen werden:
1) EE-Anlagen, die von der Einspeisevergütung ausgenommen sind (alte, große Laufwasserkraft)
2) EE-Bestandsanlagen, die auf eine Einspeisevergütung verzichten 
3) EE-Bestandsanlagen, die ihre maximale Förderdauer überschritten haben 
4) EE-Neuanlagen, die auf eine Einspeisevergütung verzichten 
6.3 Kriterien für die EE-Strombeschaffung

6. Auswirkungen auf Beschaffung und Vertrieb (von EE-Strom)
6.4.1 Anlagenkategorie 1: EE-Anlagen, die von der Einspeisevergütung ausgenommen sind
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 35
─ Nur für Anlagen, die keine öffentliche Förderung erhalten, können in Deutschland Herkunftsnachweise ausgestellt werden. 
─ Ein kleiner Teil deutscher EE-Bestandsanlagen kommt derzeit ohne Förderung aus. Dabei handelt es sich mit 94% um 
Wasserkraftanlagen (Quelle: UBA). Das deutsche Herkunftsnachweisregister hat für diese Anlagen 1.127 GWh
Herkunftsnachweise für das Erzeugungsjahr 2019 ausgegeben. 
─ Auf Nachfrage bei Vorlieferanten / Erzeugern sind jedoch bereits alle Mengen kontrahiert und stehen dem Markt für die 
nächsten Jahre nicht mehr zur Verfügung. Dies verdeutlicht eine hohe Nachfrage nach diesen HKN.
─ Für das Jahr 2030 wird unterstellt, dass dennoch eine anteilige Beschaffung solcher HKN gelingen kann.
─ Der Anteil wird entsprechend dem Anteil des RheinEnergie-Absatzes am Netto-Stromabsatz in Deutschland  
angenommen. Ein höherer Anteil widerspräche dem Nachhaltigkeitsgedanken, so dass RheinEnergie die EE-Mengen auf 
Kosten anderer Mitwettbewerber kontrahieren würde.
─ Netto-Stromabsatz 2019 BRD: 512 TWh; RE-Absatz (incl. verbundener Unternehmen): 7,6 TWh  1,5 %
─ Demnach könnten im Jahr 2030 rd. 17 GWh des RE-Absatzes mit HKN aus derzeit ungeförderten deutschen EE-Anlagen 
eingesetzt werden.
─ Das Preisniveau für solche HKN wird mit 5 €/MWh abgeschätzt.

6. Auswirkungen auf Beschaffung und Vertrieb (von EE-Strom)
6.4.2 Anlagenkategorie 2: EE-Bestandsanlagen, die auf eine Einspeisevergütung verzichten
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 36
─ Für EE-Anlagen, die heute eine EEG-Einspeisevergütung oder eine Förderung der Direktvermarktung erhalten, können 
keine Herkunftsnachweise ausgestellt werden. 
─ Somit kann die EE-Erzeugung aus solchen Anlagen auch nicht genutzt werden, um die intendierte Forderung nach 
Stromversorgung auf Basis von 100% EE sicherzustellen (vgl. gesetzliche Vorgaben der Stromkennzeichnung).
─ Um HKN zu erzeugen und damit zur 100%igen EE-Versorgung beizutragen, müssten diese EE-Anlagen auf ihre EEG-
Förderung verzichten.
─ Die Opportunitätskosten eines solchen Verzichts bewegen sich somit nach Abzug des Preises für die (Grau-) 
Stromvermarktung an der Börse in der Größenordnung von 130 €/MWh.
─ Dieser hohe Preis ist im Vergleich zu den zur Verfügung stehenden Alternativen nicht konkurrenzfähig, so dass diese 
Beschaffungsvariante nicht weiter verfolgt wird.
─ Darüber hinaus schafft diese Beschaffungsvariante auch keinen Vorteil für die Umwelt, da keine neuen Anlagen gebaut 
werden. Es findet lediglich eine Umverteilung der Kosten statt, – weg von der „sozialisierten EEG-Umlage“ – hin zu 
individuell durch das EVU bzw. dessen Kunden zu tragenden Kosten.

6. Auswirkungen auf Beschaffung und Vertrieb (von EE-Strom)
6.4.3 Anlagenkategorie 3: EE-Bestandsanlagen, die ihre maximale Förderdauer überschritten haben
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 37
─ Bis 2030 fallen deutschlandweit rd. 18 GW PV- und 27 GW Windanlagen aus der EEG-Förderung. 
─ Bei etwa der Hälfte der meist kleinen PV-Anlagen kann eine  Eigenverbrauchsoptimierung unterstellt werden, so dass 
diese dem Markt nicht zur Verfügung stehen. 
─ Für den Rest wird unterstellt, dass er wettbewerbsfähig Strom erzeugt. Ein Aufpreis zum Graustrom ergibt sich allein aus 
der Nachfrage nach den dort generierten HKN.
─ Die deutschlandweit dem Markt zur Verfügung stehende Menge aus solchen Post-EEG-Anlagen ergibt sich unter 
Berücksichtigung typischer Vollbenutzungsstunden zu rd. 47.000 GWh.
─ Der Preis für HKN aus diesen EE-Anlagen wird - wie bei Anlagenkategorie 1 - mit 5 €/MWh angenommen.
─ Die deutschlandweite Nachfrage nach derartigen HKN ist hoch, so dass eine anteilige Beschaffung gemäß dem Anteil der 
RheinEnergie am deutschen Netto-Stromabsatz (1,5 %) angenommen wird => rd. 710 GWh.
─ Bioenergieanlagen werden aufgrund ihres hohen Betriebskostenanteiles nach Auslaufen der EEG-Förderung 
voraussichtlich stillgelegt.

6. Auswirkungen auf Beschaffung und Vertrieb (von EE-Strom)
6.4.4 Anlagenkategorie 4: EE-Neuanlagen, die auf eine Einspeisevergütung verzichten
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 38
─ Nach Ausschöpfung der mengenmäßig begrenzten Anlagenkategorien 1 und 3 muss der verbleibende Rest des 
Endkundenabsatzes gemäß Preisrangfolge durch EE-Neuanlagen gedeckt werden.
─ Ob solche Anlagen in ausreichender Anzahl in Deutschland gebaut werden können und ein entsprechender Anteil zur 
Deckung der RheinEnergie-Nachfrage zur Verfügung steht, wird an dieser Stelle nicht bewertet, sondern unterstellt.
─ Neue, große PV-Freiflächenanlagen kommen zunehmend mit konkurrenzfähigen Stromgestehungskosten auf den Markt 
und agieren außerhalb des Förderregimes. Das Marktpreisniveau für solche HKN wird mit 5 €/MWh abgeschätzt.
─ Auch neue Windenergieanlagen werden zunehmend wirtschaftlich betreibbar, (die Erzeugungskosten sinken das, (Grau-) 
Strompreisniveau steigt). Bis 2030 wird ein wirtschaftlicher Betrieb erwartet. Mit dem Anlagenbau muss aber bereits jetzt 
begonnen werden. Auf einem linearen Pfad von 2020 bis 2030 ergibt sich daher ein Durchschnittspreis oberhalb des 
Marktpreises für Graustrom, so dass mit über den Anlagenpark gemittelten Mehrkosten in 2030 von rd. 16 €/MWh 
(onshore) bzw. 17 €/MWh (offshore) zu rechnen ist.
─ Der weitere Ausbau von Windenergie- und PV-Leistung wird bis 2030 in gleicher Größenordnung erwartet. Die höheren 
Vollbenutzungsstunden bei Wind ergeben daher ein Übergewicht der Stromerzeugung durch Wind. Die durch diese 
Anlagenkategorie zu deckende Strommenge der RheinEnergie in Höhe von rd. 6.900 GWh wird somit durch 5.000 GWh
Windenergieerzeugung und 1.900 GWh PV gedeckt. Dies entspricht rd. 7,4 % am erwarteten Zubau in Deutschland.
─ Als Mehrkosten ergibt sich ein durchschnittlicher Aufpreis von 13,20 €/MWh.

39
6. Auswirkungen auf Beschaffung und Vertrieb (von EE-Strom)
6.5 Tabellarische Zusammenstellung der Mehrkosten
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH
Anlagenkategorie Menge Aufpreis Mehrkosten
1 Bestandsanlagen ohne Einspeisevergütung 17 GWh 5 €/MWh 0,08 Mio. €
2 Bestandsanlagen mit Verzicht auf Einspeisevergütung 0 GWh 130 €/MWh 0,0 Mio. €
3 Bestandsanlagen nach Auslaufen der EEG-Förderung 709 GWh 5 €/MWh 3,5 Mio. €
4 EE-Neuanlagen (Residualmenge) 6.896 GWh 13,2 €/MWh 91,2 Mio. €
Summe: 7.623 GWh 94,9 Mio. €

rheinenergie.com
7. Auswirkungen auf die
Strom- und Wärmeerzeugung
7.1 Beschreibung der Wärmenetze
und Erzeugungsstandorte
7.2 Beschreibung der Szenarien und
energiewirtschaftlichen Annahmen
für die HA Kraftwerke (K)
7.3 Annahmen zu Kostenarten
7.4 Energiewirtschaftliche Auswertungen
7.5  Empfehlung Szenario
7.6 Steinkohle-Heizkraftwerk Rostock
Kostenschätzung Bürgerbegehren

rheinenergie.com
7.1 Beschreibung der Wärmenetze
und Erzeugungsstandorte
7.1.1 Erläuterungen zu den Wärmenetzen - Übersicht
7.1.2Wärmenetze und Erzeugungsstandorte
Kostenschätzung Bürgerbegehren
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 41

7. Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung
7.1.1 Erläuterungen zu den Wärmenetzen - Übersicht
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 42
Die RheinEnergie betreibt 4 größere Heißwasser-Fernwärmenetze und 1 Dampfwärmenetz. Damit 
versorgt die RheinEnergie zahlreiche Haushalte, Gewerbe und Industriekunden in Köln.
Die Wärmeabgabe in alle Fernwärmenetze beträgt durchschnittlich 1,4 TWh pro Jahr (2010-2019).
Tendenz in den letzten Jahren leicht steigend.
Die Vorlauftemperaturen in den Fernwärmenetzen liegen zwischen 90°C und 130°C und die 
Rücklauftemperaturen zwischen 60°C und 90°C.
Insgesamt umfassen alle Fernwärmenetze eine einfache Länge von ca. 370 km (jeweils Vor- und 
Rücklaufleitung).
Das Dampfnetz erstreckt sich über eine einfache Länge von ca. 4 km. Die Dampfabgabe beträgt 
im Schnitt 0,6 TWh pro Jahr und erfolgt mit ca. 230°C und 12 bar.

43
7. Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung
7.1.2 Wärmenetze und Erzeugungsstandorte
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH
Installierte Leistungen:
Pel = 1.031 MW (brutto)
PFW = 860 MW Fernwärme
PD = 257 MW Prozessdampf
Dampfnetze:
Kölner Norden
Fernwärmenetze:
Junkersdorf
Innenstadt / Deutz
Merheim
Neue Stadt / Bocklemünd
BHKW Junkersdorf
HKW Merheim 
HKW Niehl 
HW Südstadt
HKW Merkenich
HKW = Heizkraftwerk; BHKW = Blockheizkraftwerk; HW = Heizwerk; RMVA = Restmüllverbrennungsanlage; Pel = elektrische Leistung; PFW = Fernwärmeleistung (Heißwasser); PD = Dampfwärmeleistung
Projizierter
Stand
2030
RMVA Niehl

rheinenergie.com
7.2 Beschreibung der Szenarien und
energiewirtschaftliche Annahmen
für die Hauptabteilung Kraftwerke (K)
der RheinEnergie
7.2.1 Übersicht der Szenarien
7.2.2 Erläuterung des Basisszenarios
7.2.3 Erläuterung des Vergleichsszenarios 1
7.2.4 Erläuterung des Vergleichsszenarios 2
Kostenschätzung Bürgerbegehren
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 44

7. Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung
7.2.1 Übersicht der Szenarien Hauptabteilung Kraftwerke (K) – I/II
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 45
Basis
[Status quo mit modernisiertem
KWK-Anlagenpark in 2030]
Vergleichsszenario 1
[Reiner Kesselanlagenpark in 2030]
Vergleichsszenario 2
[Status quo mit modernisiertem
KWK-Anlagenpark in 2030 und
Einsatz von „grünem Gas“]
Energiepreise Gemäß aktueller Preisprämissen 
(PPM) der RE für 2030 nominal
Gemäß aktueller Preisprämissen 
(PPM) der RE für 2030 nominal
Gemäß aktueller Preisprämissen 
(PPM) der RE für 2030 nominal mit 
der Ausnahme von „grünem“ Gas 
nach Agora*
Anlagenpark
Innenstadtnetz
Niehl 3, Niehl 2, Kessel 3/5 Kessel 5 & Zubau von 400 MW 
Kesselkapazität
wie Basis
Anlagenpark
Merkenich
Modernisierte GuD (Bl.6 stilllg.), 
Reservekessel, Kessel 4, AVG 
(Strom- u. Wärmelieferung)
Reservekessel & Zubau von 200 MW 
Kesselkapazität, AVG 
(Wärmelieferung)
wie Basis
Anlagenpark
Merheim
BHKW, Kessel 2/8/9 Kessel 2/8/9 & Zubau von 20 MW 
Kesselkapazität
wie Basis
KWK-Förderung Für modernisierte GuD und 
modernisiertes BHKW (25%-
Kriterium)
entfällt wie Basis
* Agora Studie: Die zukünftigen Kosten strombasierter synthetischer Brennstoffe (Mittel der angegebenen Referenzpreise für synthetisches Methan)

7. Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung
7.2.1 Übersicht der Szenarien Hauptabteilung Kraftwerke (K) – II/II
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 46
Basis
[Status quo mit modernisiertem
KWK-Anlagenpark in 2030]
Vergleichsszenario 1
[Reiner Kesselanlagenpark in 2030]
Vergleichsszenario 2
[Status quo mit modernisiertem
KWK-Anlagenpark in 2030 und
Einsatz von „grünem Gas“]
Sachkosten für Anlagenpark in KWK, 
Fortschreibung WV
für reinen Kesselanlagenpark wie Basis
Personalkosten für Anlagenpark in KWK für reinen Kesselanlagenpark wie Basis
Gaskapazitäten für Anlagenpark in KWK für reinen Kesselanlagenpark wie Basis
Abschreibungen Veränderungen bis 2030
(Ende planmäßiger Abschreibung)
+ Veränderungen aus der
GuD Modernisierung
Veränderungen bis 2030
(Ende planmäßiger Abschreibung)
+ Kesselzubau
wie Basis
Verlust aus 
Anlagenabgang
keiner alle noch bestehenden (+ neu hinzu 
gekommenen) KWK-Anlagenwerte
keiner

7. Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung
7.2.2 Erläuterung des Basisszenarios
[Status quo mit modernisiertem KWK-Anlagenpark in 2030]
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 47
─ Der aktuelle, hochmoderne und effiziente KWK-Anlagenpark der RE wird weiterhin in 2030 betrieben. 
─ Mit dem Ausstieg aus der Braunkohlestrom- und Wärmeerzeugung (Block 6) am Standort Merkenich, spätestens Ende 
2025, wird die ebenfalls am Standort befindliche GuD-Anlage entsprechend der bisherigen Erkenntnisse der Planung 
umfangreich modernisiert. Dadurch wird diese Anlage eine Förderung nach dem KWKG erhalten. 
─ Die gerade in Betrieb genommenen BHKW-Module am Standort Merheim werden nach Ende der ersten Förderung 
(voraussichtlich 2029) ebenfalls wieder modernisiert und erhalten wiederum eine Förderung nach dem KWKG. Des 
weiteren ergänzt ein Fernwärmespeicher in Merheim das Anlagenportfolio. 
─ Dieses Szenario stellt mit großem Abstand das wirtschaftlichste Szenario dar. 
─ Die Wärme wird hocheffizient und mit geringen spez. CO2-Emissionen erzeugt (Schätzung < 70 g/kWh). Der 
Primärenergiefaktor liegt im Bereich der Kappungsgrenze nach aktuellem Entwurf des GEG.

7. Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung
7.2.3 Erläuterung des Vergleichsszenarios 1
[Reiner Kesselanlagenpark in 2030 und Einsatz von fossilem Gas]
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 48
─ Aus dem Vermarktungsverbot von fossiler Stromerzeugung resultiert faktisch die Stilllegung des kompletten KWK-
Anlagenparks der RE. Dies bedeutet die Abkehr vom bisherigen Geschäftsmodell der Erzeugung von Strom und Wärme in 
hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung. 
─ Damit entfällt auch der bisherige Ergebnisbeitrag aus der kombinierten Strom- und Wärmeerzeugung und die Wärme 
muss deutlich teurer in reinen Kesselkapazitäten erzeugt werden. 
─ Um die Wärmelieferverpflichtungen (Fernwärme und Industriedampf) weiter erfüllen zu können, müssen weitere, neue 
Kesselkapazitäten zugebaut werden. Die Erzeugung der Wärme erfolgt dann in den FW-Netzen Innenstadt und Merheim 
ausschließlich in diesen. 
─ Im Wärmeverbund Merkenich wird angenommen, dass weiterhin Dampf von der AVG bezogen werden kann. Da es sich 
bei der Vertragsbeziehung aber bisher um einen integrierten Strom- und Wärmeliefervertrag handelt, ist es fraglich, zu 
welchen Konditionen und ob dies zukünftig geschehen könnte (optimistische Annahme). Der bisher von der RET 
vermarktete Strom der AVG unterliegt zukünftig ebenfalls dem Vermarktungsverbot, da er nicht zu 100% EE-Strom 
darstellt. Wenn keine Wärme mehr von der AVG geliefert oder der Preis deutlich ansteigen würde, verschlechtert sich das 
ausgewiesene Ergebnis dieses Szenarios noch einmal deutlich.
─ Dieses Szenario hat zusätzlich weitreichende Folgen für das Produkt Fernwärme (über die wirtschaftlichen hinaus). Die 
spez. CO2-Emissionen verdreifachen sich gegenüber der Erzeugung in KWK und durch den dann hohen 
Primärenergiefaktor (PEF) bei reiner Kesselerzeugung können keine Neukundenanschlüsse mehr realisiert werden. 
Perspektivisch stellt dieses Szenario das Ende der Fernwärme in Köln dar.

7. Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung
7.2.4 Erläuterung des Vergleichsszenarios 2
[Status quo mit modernisiertem KWK-Anlagenpark in 2030 und Einsatz von „grünem Gas“]
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 49
─ Für dieses Szenario gilt der im Basisszenario zugrunde gelegte Anlagenpark.
─ Um zum Einen dem Vermarktungsverbot der fossilen Stromerzeugung entgegen zu wirken und zum Anderen die 
Weiternutzung des KWK-Anlagenparks zu ermöglichen, wird „grünes Gas“ im KWK-Erzeugungspark eingesetzt. Dabei 
wird (theoretisch) unterstellt, dass ausreichende Mengen und Leistungskapazitäten in den vorgelagerten überregionalen 
Gastransportnetzen sowie dem lokalen Verteilnetz, an denen der Anlagenpark der RE angeschlossen ist, zur Verfügung 
stehen.
─ Das sehr viel teurere „grüne Gas“ führt zu erheblichen Strom- und Wärmeerzeugungskosten. 
─ Auf der Stromseite steht dem kein adäquater (Markt-) Preis gegenüber. Dies hat zur Folge, dass die KWK-
Erzeugungsanlagen nur in der Form betrieben werden, wenn nicht ausreichende Kesselkapazitäten zur Verfügung stehen. 
Daraus resultieren erheblich negative Deckungsbeiträge. 
─ Die Wärme wird trotz KWK-Anlagenpark in großen Teilen in den zur Verfügung stehenden Kesselkapazitäten erzeugt. Dies 
hat wiederum kaum positive Auswirkungen auf den PEF. Ebenso unklar, bzw. aktuell nicht geregelt, sind die Auswirkungen 
auf die spezifischen Emissionsfaktoren.

rheinenergie.com
7.3 Annahmen zu Kostenarten
7.3.1 Fixkosten – Systematik der Kostenermittlung
7.3.2 Personal- und Sachkosten
7.3.3 Planmäßige Abschreibungen / Verluste aus Anlagenabgang
Kostenschätzung Bürgerbegehren
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 50

7. Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung
7.3.1 Fixkosten – Systematik der Kostenermittlung
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 51
─ Die RheinEnergie führt jährlich eine mittelfristige Wirtschaftsplanung durch, mit einem Planungshorizont von 5 Jahren. 
─ Im Kraftwerksbereich wird dafür auf Basis von zentral vorgegebenen Planungspreisprämissen für Strom, Brennstoff und 
CO2 der Einsatz der Kraftwerks- und Kesselkapazitäten unter Berücksichtigung verschiedener Randbedingungen 
stundenscharf simuliert. Darauf aufbauend werden die Instandhaltungsmaßnahmen im allgemeinen und Revisionen sowie 
Projekte im speziellen geplant und abgestimmt. 
─ Parallel dazu läuft die Personalplanung auf Basis zwischen der Personalabteilung und den Fachbereichen abgestimmter 
Mitarbeiterkapazitäten. Die Kosten werden darauf aufbauend zentral (durch die Hauptabteilungen Personal und Finanzen) 
bestimmt. 
─ Für die Wirtschaftsplanung steht ein aufwändiger Ermittlungs-und Abstimmungsprozess mit einer Zeitschiene von 
mehreren Wochen zur Verfügung. Eine detaillierte Kostenermittlung für das Jahr 2030 in gleicher Qualität, ist weder 
zeitlich noch mit einer vergleichbaren Genauigkeit wegen des langen Zeithorizontes möglich. Trotzdem werden mit der 
gewählten Vorgehensweise fundierte Ergebnisse erzeugt.
─ Berücksichtigt werden bei dieser Betrachtung Personalkosten, Sachkosten inkl. Wartungsverträge und Abschreibungen. 
Diese machen mehr als 90 % der Fixkosten aus.

7. Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung
7.3.2 Personal- und Sachkosten
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 52
─ Zur Bestimmung der Personalkosten in 2030 für die Szenarien „Status Quo“ und „grüne KWK“ wird die angestrebte 
Zielgröße für 2030 (nach Ausstieg aus der Kohle, weitere Optimierungen wie z.B. durch Digitalisierung) zugrunde gelegt. 
Zur Kostenermittlung wird die voraussichtliche Personalstruktur mit den Kostenansätzen aus der Wirtschaftsplanung 2024 
bewertet und in das Jahr 2030 inflationiert.
─ Zur Bestimmung der Personalkosten für das Szenario „Kesselbetrieb“, wird eine Zielgröße (26 % der derzeitigen MA-
Kapazitäten) bestimmt, unter dem Ansatz, dass die gesamte FW-Versorgung von einem Standort heraus fernautomatisiert 
bedient wird. Die bestimmte Zielgröße wird mit den durchschnittlichen Personalkosten in 2024 bewertet und die Kosten in 
das Jahr 2030 inflationiert.
─ Um die Sachkosten für 2030 abschätzen zu können, werden daher alle Sachkosten, die direkt den Kohleblock betreffen, 
heraus gerechnet. Im Gegenzug hätte eine modernisierte GuD-Anlage dann wieder deutlich mehr Betriebsstunden, als in 
der aktuellen Wirtschaftsplanung vorgesehen. Die Durchschnittskosten werden entsprechend inflationiert.
─ Für die laufende und sonstige Instandhaltung der restlichen Anlagen wird das Jahr 2024 als Aufsatzpunkt gewählt und die 
Kosten auf das Niveau von 2030 inflationiert (2% p.a.). Da die Projektkosten einer gewissen Schwankung unterliegen, wird 
zur zukünftigen Abschätzung der Mittelwert aus allen Jahren der letzten Wirtschaftsplanung zugrunde gelegt.
─ Die Wartungsverträge werden auf Basis aktueller Konditionen bzw. bei noch nicht abgeschlossenen oder auslaufenden 
Verträgen mit der aktuellen Erwartungshaltung bestimmt und entsprechend abgeschätzt. Hierfür werden die Kosten in €/Bh
mit den erwarten Betriebsstunden multipliziert.

7. Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung
7.3.3 Planmäßige Abschreibungen / Verluste aus Anlagenabgang
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 53
─ Zur Bestimmung der planmäßigen Abschreibungen in 2030 werden die bis zum 31.12.2019 im System hinterlegten 
Anlagenwerte unter Berücksichtigung der Restnutzungsdauer bis 2030 fortgeschrieben. In dieser Zahl sind dann alle 
bisher aktivierten Assets von K hinterlegt. Alles was aktuell oder in Zukunft noch errichtet wird, muss entsprechend ergänzt 
werden.
─ Im Kesselszenario sind dies die zusätzliche noch zu errichtenden Kesselkapazitäten bei „Stilllegung“ der KWK-Anlagen
─ Im Kesselszenario entstünde dann als zusätzlicher Einmaleffekt ein Verlust aus Anlagenabgang in Höhe des Restwertes 
zum entsprechenden Zeitpunkt.
─ Daher wurde entsprechend für alle aktuellen und zukünftige noch errichteten Assets der Restwert in 2030 ermittelt.

rheinenergie.com
7.4 Energiewirtschaftliche Auswertungen
7.4.1 Entwicklung der Stromerzeugung
7.4.2 Ergebnisübersicht: Vergleich der Energiewirtschaft
7.4.3 Abschreibungen / Verluste aus Anlagenabgang
7.4.4 Ergebnisübersicht: Vergleich der Fixkosten
7.4.5 Ergebnisübersicht: Differenzen der Vergleichsszenarien
Kostenschätzung Bürgerbegehren
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 54

7. Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung
7.4.1 Entwicklung der Stromerzeugung
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 55
STATUS QUO KWK MIT GRÜNEM GAS HEIZKESSEL ONLY
4.894
830 0
GWH

7. Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung
7.4.2 Ergebnisübersicht: Vergleich der Energiewirtschaft
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 56
Angaben in Mio. € Basis
[Status quo mit modernisiertem
KWK-Anlagenpark in 2030]
Vergleichsszenario 1
[Reiner Kesselanlagenpark in 
2030]
Vergleichsszenario 2
[Status quo mit modernisiertem
KWK-Anlagenpark in 2030 und
Einsatz von „grünem Gas“]
Energiewirtschaftliche 
Deckungsbeiträge
davon KWK-Förderung
Gaskapazität
Summe
Differenz zu Basis -153,4 -444,0
Streng vertraulich
Streng vertraulich
Streng vertraulich
Streng vertraulich

7. Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung
7.4.3 Abschreibungen / Verluste aus Anlagenabgang
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 57
Führt bei Stilllegung zu Verlust aus Anlagenabgang
(in Höhe des Restbuchwerts).
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
90.000
Basisvariante Vergleichsszenario 1
ABSCHREIBUNGEN IN 2030
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
90.000
1
ANLAGENWERTE ANFANG 2030T€ T€

7. Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung
7.4.4 Ergebnisübersicht: Vergleich der Fixkosten
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 58
Angaben in Mio. € Basis
[Status quo mit modernisiertem
KWK-Anlagenpark in 2030]
Vergleichsszenario 1
[Reiner Kesselanlagenpark in 2030]
Vergleichsszenario 2
[Status quo mit modernisiertem
KWK-Anlagenpark in 2030 und
Einsatz von „grünem Gas“]
Personal/Sachkosten
planmäßige Abschreibungen
Summe
Differenzen zu Basis -49,4 -6,9
Zusätzlich Einmalbetrag:
Verlust aus Anlagenabgang
(Stilllegung)
84,4
Streng vertraulich
Streng vertraulich
Streng vertraulich

7. Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung
7.4.5 Ergebnisübersicht: Differenzen der Vergleichsszenarien zu Status Quo
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 59
-450
-400
-350
-300
-250
-200
-150
-100
-50
0
Vergleichs-
szenario 1 zur
Basisvariante 
(jährlich)
-104,0 Mio. €
Vergleichs-
szenario 2 zur 
Basisvariante 
(jährlich)
-437,1 Mio. €
Einmal-
effekt
-84,4
GESAMT
-450
-400
-350
-300
-250
-200
-150
-100
-50
0
-153,4 Mio. €
-444,0 Mio. €
Energiewirtschaft
(jährliche Mehrkosten)
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
49,4 Mio. €
6,9 Mio. €
Fixkosten
(jährliche Mehrkosten)
-90
-80
-70
-60
-50
-40
-30
-20
-10
0
-84,4 Mio. €
0,0 Mio. €
Verlust aus 
Anlagenabgang
(Einmaleffekt)

rheinenergie.com
7.5 Empfehlung Szenario
Kostenschätzung Bürgerbegehren
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 60

7. Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung
7.5 Empfehlung Szenario
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 61
─ Das Vergleichsszenario 1 (reiner Heizwerksbetrieb) minimiert die wirtschaftlichen Folgen aus dem Bürgerbegehren. 
Zugleich stellt es aber kein zukunftsgerichtetes, ökologisch sinnvolles Szenario dar.
─ Das Vergleichsszenario 2 („grünes Gas“) nutzt auch zukünftig mit nennenswerten Anteilen den hocheffizienten KWK-
Anlagenpark und stellt eine ökologisch sowie im Sinne der Wärme- und Stromversorgungssicherheit nachhaltigere Version 
dar; jedoch sind die negativen wirtschaftlichen Auswirkungen extrem hoch. 
 Die beiden gewählten Szenarien stellen bewusst „Leitplanken“ der wirtschaftlichen Folgen für die Strom- und 
Wärmeerzeugung dar.
─ Es ist möglich, das Heizwerksszenario mit „grünen“ Technologien zu kombinieren, um die ökologische Sinnhaftigkeit zu 
verbessern, z.B. durch:
─ Solarthermie
─ Power to heat (PtH): Elektrokessel/Wärmepumpe
─ Wärmepumpen (WP) mit Abwärmenutzung

7. Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung
7.5 Empfehlung Szenario
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 62
─ Diese Technologien wurden/werden im Hause auf ihre technische und wirtschaftliche Machbarkeit geprüft.
 Aus Sicht der RheinEnergie ist deren Anwendung zum Teil deutlich limitiert (z.B. freie Flächen für Solarthermie, 
Verfügbarkeit zusätzlicher Abwärme, über die der Nutzung aus der AVG hinaus, u.a. für den Einsatz von WP) und 
insbesondere aufgrund der vorhandenen Steuer- und Umlagenlast bzw. der spez. Investitionskosten auch mittelfristig 
sowie langfristig teurer als der reine Heizkesselbetrieb (qualitative Vergleichsbetrachtung siehe unten).
─ Bei wesentlicher Nutzung der theoretisch ausreichend zur Verfügung stehenden PtH-Technologie würden sich die 
energiewirtschaftlichen Differenzbeträge voraussichtlich nahezu verdoppeln; sie erhöhen sich um mindestens 50% bei 
optimistischeren Annahmen zur Steuer- und Umlagenlast und in Zusammenwirken mit günstigen Strompreisen auch darunter. 
Im Folgenden werden Maßnahmen für den in erheblichen Maße erforderlichen Ausbau des elektr. Netzes (Verteilnetz) 
vernachlässigt.
Technologie Arbeitskosten Spez. 
Investitionen
Bemerkungen
PtH  Heizkesselbetrieb  Kessel technisch verfügbar, in Abhängigkeit der Umlagenlast:
2-3 mal höhere Arbeitskosten als Kessel. In Phasen günstiger Strompreise 
auch niedriger.
Abwärme / WP  Heizkesselbetrieb  Kessel Verfügbarkeit stark begrenzt (Nähe zu FW-Netzen, Temperaturniveau), 
Machbarkeit zu klären, spez. Investitionen sind erheblich höher als Kessel
Solarthermie  Heizkesselbetrieb  Kessel Freie Flächen stark begrenzt, realistisches Potential < 1% des Wärmebedarfs

7. Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung
7.5 Empfehlung Szenario
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 63
― Um ein solches komplexes Zukunftsszenario abzuschätzen, sind eine Vielzahl von technischen, wirtschaftlichen 
Annahmen erforderlich und mit verschiedenen Szenario-Rechnungen zu bewerten. Damit könnte dann ein 
Lösungsbereich grob eingegrenzt werden, der aber noch von starken Unsicherheiten behaftet ist, da sehr globale 
wirtschaftliche und politische Entwicklungen einfließen. Dies ist Aufgabe von internen unternehmensstrategischen 
Untersuchungen, die sehr zeitaufwendig und für die hier anstehende, kurzfristig Kostenschätzung nicht leistbar sind. 
 Für RheinEnergie ist ein Festhalten an der hocheffizienten und ökologisch sinnvollen Erzeugung von Strom-
und Wärme in Kraft-Wärme-Kopplung mit langfristig (deutlich später als 2030) stetig ansteigenden Anteilen 
dekarbonisierter Gase und konsequenter Einbindung „grüner“ Technologien (aktuell bereits stetige 
Überprüfung) unter Berücksichtigung der Wirtschaftlichkeit das realistische Zukunftsszenario. 
Fazit:
 Um eine belastbare und nachvollziehbare Kostenschätzung für das Bürgerbegehren zu erhalten, schlägt RheinEnergie 
vor, für den Bereich der Strom- und Wärmeerzeugung das Vergleichsszenario 1 zugrunde zu legen.

rheinenergie.com
7.6 Steinkohle-Heizkraftwerk Rostock
7.6.1 Eckdaten
7.6.2 Zusätzliche Informationen
7.6.3 Wirtschaftlicher Beitrag für den Anteil der RheinEnergie AG
7.6.4 Abschätzung des Ergebnisses in 2030
Kostenschätzung Bürgerbegehren
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 64

7. Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung
7.6.1 HKW Rostock - Eckdaten
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 65
Elektr. Leistung (netto) 517 MWel
Auskoppelbare Fernwärmeleistung 300 MWth
Produktionsdaten jährlich 2.700 GWhel / 370 GWhth
Elektr. Wirkungsgrad (netto, Volllast) > 43 %

7. Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung
7.6.2 HKW Rostock – Zusätzliche Informationen
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 66
─ Anteilseigner: EnBW und RheinEnergie AG (49,62%)
─ Als KWK-Anlage konzipiert, versorgt es die Bürger und Industrie der Stadt Rostock mit Strom und Fernwärme
─ Baujahr 1994
─ Systemrelevant für die Versorgungssicherheit in Nord-Ost-Deutschland
➢ 380 kV Netzanschluss
─ Auslegung als flexible Mittellastanlage, mit Möglichkeit zur Grund- und Spitzenlastversorgung
➢ Präqualifiziert zur Primär-, Sekundär- und Minutenreserveversorgung
─ Technisch ist der Betrieb bis mindestens 2038 möglich und vorgesehen
─ Kostengünstige Brennstoffversorgung per Schiff über Seehafen Rostock (ca. 1 Mio. t/a)
─ Umweltschonender Umgang mit Reststoffen
➢ Gips: Verwendung in Bauindustrie, Transport per Schiff
➢ Aschen: Verwendung in Bauindustrie in Mecklenburg-Vorpommern

7. Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung
7.6.3 HKW Rostock – Wirtschaftlicher Beitrag für den Anteil der RheinEnergie AG
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 67
─ Die Anteilseigner teilen sich die Kosten und Erlöse aus dem Kraftwerk entsprechend des Anteilseigentums. Realeinsetzer
ist die EnBW, allerdings kann jeder Anteilseigner über den Einsatz seines stromseitigen Anteils am Kraftwerk unter 
festgelegten Regeln selbst verfügen.
─ Die mittelfristige Kosten- und Investitionsplanung erfolgt in gemeinsamer enger Abstimmung mit der Betreibergesellschaft 
KNG,
─ Die Planungszyklen der Beteiligung am Kraftwerk Rostock sind für die Planzahlen des Anteils bei der RheinEnergie AG an 
die zentrale Wirtschaftsplanung gekoppelt. Auch hier werden auf Basis von stündlicher Preisprämissen der Einsatz des 
RheinEnergie-Anteils geplant und ebenso die anteilige Marge aus der FW-Lieferung abgeleitet.
─ Die anteiligen „Sachkosten“ aus dem Betrieb des Kraftwerks werden aus der gemeinsam mit EnBW abgestimmten 
mittelfristigen Betriebs- und Instandhaltungsplanung übernommen.
─ Darüber hinaus fallen weitere Kosten und Erlöse im Zusammenhang der Bewirtschaftung des Kraftwerks in den jeweiligen 
Häusern an, die ebenfalls mitgeplant werden. Hierzu zählen z.B. Erlöse und Kosten für Netzentgelte, Dienstleistungs-
verträge, Pachtverträge.

7. Auswirkungen auf die Strom- und Wärmeerzeugung
7.6.4 HKW Rostock – Abschätzung des Ergebnisses in 2030
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 68
─ Auf Basis existierender Simulationen um das Jahr 2030 werden 
die Deckungsbeiträge entsprechend der Struktur der 
stündlichen Preise für das Jahr 2030 abgeschätzt. Ebenso wird 
die FW-Liefermenge angelehnt an die Betriebsweise des 
Kraftwerks abgeleitet und auf Basis der aktuellen 
Vertragsstrukturen für das Jahr 2030 ermittelt.
─ Die Fixkosten und sonstigen Erlöse werden aufbauend auf der 
letztverfügbaren Wirtschaftsplanung für das Jahr 2024 
herangezogen und entsprechend einer angenommenen 
Inflation und Preissteigerung auf das Jahr 2030 projiziert.
─ Hiervon entfallen über 98% auf sonstige Fixkosten, Erlöse und 
Vertragsbeziehungen, die tatsächlich eine Preis-Gleitung / 
Inflation in den Vertragsbeziehungen hinterlegt haben, und 
weniger als 2% auf Kosten, für z.B. Netzentgelte, die auf Basis 
„marktlich“-vorgegebener Preise beruhen, sodass die 
Schätzgenauigkeit als sehr hoch eingestuft werden kann.
Aufwands- / 
Ertragsposition Wert
DB Strom
DB Fernwärme
Betriebsführungsentgelt
Restliche Aufwands- / 
Ertragspositionen
Ergebnis 37,4 Mio. €
Streng vertraulich
Streng vertraulich
Streng vertraulich
Streng vertraulich

rheinenergie.com
8. Auswirkungen auf den
Wärmevertrieb
8.1 Fernwärmevertrieb RheinEnergie AG
8.2 Nahwärmevertrieb RheinEnergie AG
Kostenschätzung Bürgerbegehren

8. Auswirkungen auf den Strom- und Wärmevertrieb
8.1 Fernwärmevertrieb RheinEnergie AG
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 70
Die Umsetzung des Erzeugungs-Vergleichsszenarios 1 (Wegfall der KWK-Erzeugung, Fernwärmeversorgung über Kessel) 
hätte erhebliche Auswirkungen auf den Fernwärmevertrieb:
─ Fernwärme wäre nicht länger Ersatzmaßnahme im Rahmen EEWärmeG, d.h. wesentlicher Wettbewerbsvorteil entfällt 
─ Neugeschäft käme aufgrund des deutlich höheren Primärenergiefaktors zum Erliegen
─ höhere CO2-Emission durch Wärmeerzeugung über Kessel
─ höhere Erzeugungskosten (fix, variabel, CO2) führen zu höheren Fernwärmepreisen
─ höhere Erzeugungskosten können nicht unmittelbar über gegenwärtige Preisgleitklausel weitergegeben werden, d.h. 
Einführung einer neuen geänderten Preisgleitklausel
─ steigender Fernwärmepreis wird auch zu einer Erosion im Bestand führen, was wiederum zu steigenden spezifischen fixen 
Kosten bei Erzeugung und Netz führt (abnehmende Mengen bei gleichbleibenden fixen Kosten)
─ Kundenerosion und wegfallendes Neugeschäft werden insgesamt zu einer zunehmenden Abnahme der Wirtschaftlichkeit 
führen
─ Aus diesem Grund muss RheinEnergie prüfen, ob sie mit Wegfall der KWK-Erzeugung die Fernwärmeversorgung 
aus wirtschaftlichen Gründen nicht komplett einstellt.

8. Auswirkungen auf den Strom- und Wärmevertrieb
8.2 Nahwärmevertrieb RheinEnergie AG
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 71
─ Neben der zentralen Strom- und Wärmeerzeugung in großen Heizkraftwerken ist RheinEnergie auch in der dezentralen 
Erzeugung (Nahwärme-Contracting) aktiv.
─ Soweit diese Anlagen (BHKW) mit fossilem Erdgas betrieben werden, wären sie von einem positiven Ausgang des Bürger-
entscheids betroffen und dürften in der gegenwärtigen Form nicht weiterbetrieben werden. Dies betrifft nicht nur die 
Anlagen, deren erzeugter Strom von der RET gehandelt wird (diese unterliegen unmittelbar dem Graustrom-
handelsverbot), sondern im Sinne des Klimaschutzes auch die Eigenbedarfsanlagen.
─ Im Rahmen der Kostenschätzung wird optimistisch unterstellt, dass bis 2030 eine Umstellung aller Anlagen auf Biomethan 
erfolgt ist (die Anlagen werden in nennenswertem Umfang bereits heute schon in dieser Weise betrieben) und dass dies 
aufgrund der insgesamt geringen Gaseinsatzmengen zu keinen signifikanten Mehrkosten führt.
─ Für das Geschäftsfeld Nahwärme werden daher aktuell keine negativen Auswirkungen des Bürgerentscheids unterstellt.

rheinenergie.com
9. Auswirkungen auf die
Stadtwerke Köln GmbH
9.1 Reduzierung bzw. Entfall der Gewinnabführung
9.2 Ergebnisbelastung bei anderen
Konzerngesellschaften
9.3 Steuerlicher Querverbund
Kostenschätzung Bürgerbegehren

9. Auswirkungen auf die Stadtwerke Köln GmbH
9.1 Reduzierung bzw. Entfall der Gewinnabführung
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 73
─ Eine mehrheitliche Zustimmung zum Bürgerentscheid hätte ab 2030
erhebliche Belastungen des wirtschaftlichen Ergebnisses der RheinEnergie AG
zur Folge.
─ Unter der Annahme, dass dieses Minderergebnis von beiden Gesellschaftern
der RheinEnergie AG zu tragen wäre, reduziert sich die Belastung für die
Stadt Köln auf die Kürzung der Gewinnabführung an die GEW Köln AG.
─ Schlimmstenfalls verliert die RheinEnergie AG die Ausschüttungsfähigkeit.
In diesem Fall müsste der Mehrheitsgesellschafter GEW Köln AG
(resp. die SWK GmbH) nicht nur den Verlust allein und in voller Höhe
ausgleichen, sondern zusätzlich die Ausgleichszahlung gem. § 304 AktG
an den außenstehenden Gesellschafter (zzt. innogy SE) übernehmen.
─ Die ggü. dem Status quo ab 2030 deutlich geringere Gewinnabführung
der GEW bzw. der SWK an die Stadt Köln führt zu einer erheblichen
Belastung des städtischen Haushalts und infolgedessen zu negativen
Auswirkungen für alle Kölner Bürger.

9. Auswirkungen auf die Stadtwerke Köln GmbH
9.2 Ergebnisbelastung bei anderen Konzerngesellschaften (I/II)
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 74
─ Soweit SWK-Konzerngesellschaften Strom- und/oder Wärmekunden der RE sind, wirken die oben unterstellten Preis- und 
Vertriebsszenarien auch hier.
─ Vereinfachend wird jedoch angenommen, dass Preiserhöhungen infolge der politisch vorgegebenen Umstellung auf 
Ökostrom nicht zu einer Kündigung des Liefervertrags seitens der Konzerngesellschaften führen werden. Dies bewirkt im 
Preiserhöhungs-Szenario im ersten Schritt eine Verlagerung des (anteiligen) Defizits von der RheinEnergie auf die 
Konzerngesellschaften.
─ Inwieweit es den Konzerngesellschaften in einem zweiten Schritt möglich ist, die Kostensteigerungen in Form von 
Preiserhöhungen für den ÖPNV, die Bäder, kulturelle Einrichtungen usw. an ihre Kunden (= die Kölner Bürger) 
weiterzugeben, liegt außerhalb der Beurteilung der RheinEnergie und ist seitens SWK bzw. der Konzerngesellschaften
einzuschätzen. Dabei ist zu berücksichtigen, dass teilweise keine eigenständige Preissetzungskompetenz der 
Konzerngesellschaften besteht (z.B. KVB im Preissystem des VRS; ggf. kommunalpolitische Vorgaben).

9. Auswirkungen auf die Stadtwerke Köln GmbH
9.2 Ergebnisbelastung bei anderen Konzerngesellschaften (II/II)
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 75
─ Vereinfachend wird in dieser Kostenschätzung der RheinEnergie angenommen, dass die Weitergabe der bei den 
Konzerngesellschaften entstehenden Kostensteigerungen an die Endkunden zunächst nicht möglich ist und sich 
infolgedessen die wirtschaftlichen Ergebnisse der betroffenen Konzerngesellschaften verschlechtern werden.
─ Somit verbleibt die von RheinEnergie (anteilig) an die Konzerngesellschaften weitergeleitete Kostensteigerung letztlich 
doch als Defizit im Stadtwerke-Konzern.
─ Unter Berücksichtigung der Beteiligungsverhältnisse bei der RheinEnergie AG erscheint es daher vorteilhaft,
die entstehenden Mehrkosten nicht an die Konzerngesellschaften weiterzugeben, sondern sie unmittelbar bei der 
RheinEnergie AG zu belassen.

9. Auswirkungen auf die Stadtwerke Köln GmbH
9.3 Steuerlicher Querverbund
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 76
─ Eine Sonderrolle nimmt die Frage der Fortführung der steuerlichen Organschaft mittels des Querverbunds zwischen der 
RheinEnergie und den KölnBädern ein, der im Grundsatz gefährdet ist, wenn RheinEnergie keine erdgasbefeuerten BHKW 
in den städtischen Bädern mehr betreiben darf.
─ Oben unter 8.5 wird dargestellt, dass im Fall einer Umstellung auf die Befeuerung mit Biomethan die Fortsetzung des 
Betriebs möglich wäre.
─ Unter dieser Prämisse wird davon ausgegangen, dass diesbezüglich keine negativen Auswirkungen aus dem 
Bürgerentscheid resultieren werden.

rheinenergie.com
10.Auswirkungen auf die
Arbeitsplätze bei der
RheinEnergie AG
Kostenschätzung Bürgerbegehren

10. Auswirkungen auf Arbeitsplätze bei RheinEnergie AG
Aufgabenreduzierung bedingt Kapazitätsanpassungen
29.06.2020 // Kostenschätzung für das Bürgerbegehren des Bündnisses „Klimawende Köln“ // STRENG VERTRAULICH 78
─ Die konsequente Umsetzung der Forderungen des Bürgerbegehrens hätte für RheinEnergie erhebliche Einschränkungen 
des gegenwärtigen Tätigkeitsumfangs zur Folge.
─ Das Unternehmen muss auf die grundsätzliche Veränderung in der Betriebsweise der Wärmeerzeugung bzw. den Verzicht 
auf die hocheffiziente konventionelle Gas-GuD/BHKW-KWK-Stromerzeugung, die Vorgaben zur Einschränkung der 
Handelsmöglichkeiten und ggf. eine erhebliche Einschränkung des Endkundengeschäfts auch intern reagieren.
Dies wäre zwangsläufig mit einem unternehmensweiten massiven Personalabbau gekoppelt.
─ Die Personalreduzierungen wirken zwar bei der RheinEnergie langfristig kostensenkend und führen somit perspektivisch 
zu einer Reduzierung der ermittelten Ergebnisbelastung bei RheinEnergie, sind jedoch für die Stadt Köln aus 
strukturpolitischen Gründen insgesamt negativ (Vernichtung von Arbeitsplätzen, sinkende Steuereinnahmen, Reduzierung 
der Kaufkraft etc.).
─ Eine Quantifizierung der strukturpolitischen Effekte in der Stadt Köln wurde seitens RheinEnergie nicht vorgenommen.

rheinenergie.com
Ende der Unterlage