Zur Person
André Grieser ist alleiniger Geschäftsführer der Energieversorgung Gera GmbH sowie der Kraftwerke Gera GmbH. Die Energieversorgung Gera ist kein klassisches kommunales Stadtwerk, sondern gehört zur ENGIE-Gruppe, welche einen Anteil von 90 Prozent hält. Die restlichen 10 Prozent hält die Stadt Gera. André Grieser ist seit rund 15 Jahren in Gera tätig. Er war zuvor Geschäftsführer eines kommunalen Konzerns in Niedersachsen und davor im industriellen Umfeld tätig. Er kennt daher sowohl die kommunale Perspektive als auch die Sicht eines größeren Konzerns.
Wie entwickelt sich der Investitionsbedarf für das Stromverteilnetz in Gera in den kommenden drei bis fünf Jahren, und welche Maßnahmen stehen dabei operativ im Vordergrund?
Die Investitionen in unsere Stromnetze haben sich in den letzten fünf Jahren im Prinzip verdoppelt. Wir betreiben drei Spannungsebenen – 110 kV, Mittelspannung und Niederspannung – und in allen drei bestehen Ausbauerfordernisse.
In der 110-kV-Ebene planen wir aktuell einen Ringschluss. Der Ausbau der erneuerbaren Energien hat zu deutlichen Netzrückwirkungen geführt, sodass sich die Stromflüsse im Stadtnetz verändert haben und wir das Netz zwingend verstärken müssen. Konkret planen wir den Neubau eines Umspannwerks sowie umfangreiche Verstärkungen in der 110-kV-Ebene.
In der Mittelspannung betreiben wir in Gera 401 Ortsnetzstationen bei etwa 96.000 Einwohnern. Der Automatisierungsgrad liegt bereits bei 58 %. Diese Stationen sind rund um die Uhr auf der Leitstelle aufgeschaltet und steuerbar. Unser Ziel ist es, diesen Automatisierungsgrad bis 2032 auf 100 % zu erhöhen.
Wir haben das Glück, auf das Know-how eines Großkonzerns zurückgreifen zu können. Das hilft uns enorm – insbesondere im Bereich der Strom- und Gasnetze, aber auch bei der Wärmeversorgung.
Wenn man auf ein solches Know-how zugreifen kann, das nicht nur in der Planung unterstützt, sondern ebenso in der Umsetzung, dann ist das ein echter Mehrwert.
Das bedeutet keineswegs, dass Stadtwerke ihre kommunale Vollpartnerschaft grundsätzlich aufgeben sollten. Aber es kann durchaus sinnvoll sein, sich nicht nur kaufmännisch nach Partnern umzusehen, sondern auch technisch Kooperationen einzugehen, Unternehmen mit Unternehmen zusammenarbeiten zu lassen, um Know-how und gegebenenfalls auch technischen Vorsprung gezielt einzukaufen. Ich halte das für einen wesentlichen und auch sehr gewinnbringenden Fokus.
Die Niederspannung war lange ein unterbewerteter Netzbereich, gewinnt aber massiv an Bedeutung. Ohne gezielte Steuerung wird die Energiewende dort nicht gelingen. Photovoltaik, Elektromobilität und Wärmepumpen führen zu neuen Lastflüssen, die aktiv gemanagt werden müssen. Deshalb starten wir im Sommer ein Pilotprojekt, bei dem erstmals Niederspannungsstationen so ausgerüstet werden, dass Lastflüsse softwarebasiert überwacht und automatisiert geregelt werden können. Die dafür notwendigen Datenmengen lassen sich nicht mehr manuell verarbeiten.
Dieses Projekt nennen wir intern „Lastmanagement automatisiert“. Es soll perspektivisch ausgerollt werden, allerdings gezielt auf besonders belastete Netzbereiche.
Was aktuell hinderlich ist, ist der fehlende Gleichlauf zwischen dem Ausbau der erneuerbaren Erzeugung und dem Netzausbau. Wir sehen eine Vielzahl von Einspeiseanträgen, insbesondere auch für Batteriespeicher. Der Fokus auf Netzdienlichkeit ist zwar inzwischen bei Politik und Bundesnetzagentur angekommen, muss aber konsequent umgesetzt werden. Andernfalls drohen steigende Systemkosten durch überlastete Netze – auch in der Verteil- und Niederspannung.
Man sieht am Beispiel großer Infrastrukturprojekte wie dem SüdOstLink, dass es deutlich schneller geht, wenn ein übergeordnetes öffentliches Interesse anerkannt wird.
Welche konkreten Erfahrungen machen Sie in Gera mit Dauer und Ablauf von Genehmigungs- und Planungsprozessen, und wo stoßen Sie in der Praxis an Grenzen?
Die Planungs- und Umsetzungsfristen stimmen mich besonders kritisch. Der eingangs erwähnte Neubau eines Umspannwerks sowie die Verstärkungen der 110-kV-Ebene beschäftigt uns seit ein bis zwei Jahren, und bis zur Inbetriebnahme des letzten Betriebsmittels rechnen wir aus heutiger Sicht noch mit rund zehn Jahren. Das kann so nicht sein. Von Bürokratieabbau ist bei solchen Vorhaben bislang wenig zu spüren.
Man sieht am Beispiel großer Infrastrukturprojekte wie dem SüdOstLink, dass es deutlich schneller geht, wenn ein übergeordnetes öffentliches Interesse anerkannt wird. Dann dauern Verfahren nicht zehn, sondern nur wenige Jahre.
Genau diesen Fokus brauchen wir auch für den Verteilnetzausbau. Der zunehmende Bürokratismus wirkt dem bislang entgegen. Als Teil eines Großkonzerns unterliegen wir zusätzlich Regelungen, die für viele Stadtwerke nicht gelten. Das bremst.
Netzausbau muss als öffentliches Interesse priorisiert werden. Gleichzeitig muss stärker geprüft werden, ob neue Anschlüsse tatsächlich netzdienlich sind. Es kann nicht sein, dass Erneuerbare einspeisen, abgeregelt werden und dennoch voll vergütet werden. Das ist systemisch nicht sinnvoll. Hier sehe ich allerdings, dass sich die Diskussion langsam in die richtige Richtung bewegt.
Mit welchen konkreten Zuwächsen bei Netzanschlüssen (PV im Bestand, Wärmepumpen, öffentliche und halböffentliche Ladepunkte) rechnen Sie, und wie gut lässt sich dies personell und technisch bewältigen?
Die Anschlussbegehren sind bundesweit enorm, das gilt auch für Gera. Ich möchte aber betonen: Die Energiewende ist auf einem gesunden Weg und unumkehrbar.
Die Herausforderung liegt in der Koordinierung. Bei uns ist die Netzlast im vergangenen Jahr erstmals spürbar gesunken – nicht aufgrund von Kundenverlusten, sondern weil die Einspeisung stärker gestiegen ist als der Verbrauch. Wir hatten erwartet, dass Elektromobilität dies ausgleicht. Das ist bislang nicht passiert, weil noch zu wenige Elektrofahrzeuge tatsächlich laden.
Speicher, die ausschließlich marktgetrieben betrieben werden, lösen die Probleme der Energiewende nicht – im Gegenteil, sie können die Netze weiter belasten.
Welche praktischen Erfahrungen oder Erwartungen haben Sie in Bezug auf Heimspeicher, Gewerbespeicher oder Quartiersspeicher für die Entlastung Ihres Stromnetzes?
Bei Batteriespeichern sehen wir eine sehr hohe Zahl an Anschlussanträgen. Viele davon sind nicht belastbar. Das aktuelle Windhundprinzip führt dazu, dass Netzkapazitäten blockiert werden, ohne dass es zur Umsetzung kommt. Dieser Mechanismus gehört aus meiner Sicht abgeschafft. Wenn Speicher technisch anschlussfähig sind, versuchen wir sie anzuschließen. Entscheidend ist aber die Betriebsweise. Viele Speicher werden rein marktorientiert betrieben und nicht netzdienlich. Genau das ist das Grundproblem.
Diese Frage lässt sich nicht auf Ebene der Netzbetreiber lösen. Es braucht klare regulatorische Vorgaben. Speicher, die ausschließlich marktgetrieben betrieben werden, lösen die Probleme der Energiewende nicht – im Gegenteil, sie können die Netze weiter belasten, bis hinein in die 110-kV-Ebene.
Wie erleben Sie den Smart-Meter-Rollout in der Praxis – insbesondere im Zusammenspiel mit Wohnungswirtschaft, Gewerbe und Endkundinnen und -kunden?
Der Rollout läuft planmäßig, ohne nennenswerte Hindernisse. Für die geplante Automatisierung der Niederspannung sind intelligente Messsysteme zwingend notwendig.
Wir übererfüllen den Rollout bewusst nicht, da für viele Kundinnen und Kunden aktuell kein echter Mehrwert erkennbar ist. Für uns als Netzbetreiber entsteht der Nutzen vor allem perspektivisch durch Automatisierung und Steuerungsfähigkeit.
Welche Auswirkungen hätte eine stärkere Orientierung am WACC-Ansatz aus Ihrer Sicht auf Finanzierungskosten, Planungssicherheit und Umsetzungsgeschwindigkeit für ein mittelgroßes Stadtwerk?
Wir begrüßen das ausdrücklich. Der WACC ist marktorientierter. Entscheidend ist jedoch die Höhe – er muss Investitionen ins Netz attraktiv machen. Viele Stadtwerke werden künftig auf externes Kapital angewiesen sein. Ohne auskömmliche Verzinsung wird der Netzausbau nicht in dem notwendigen Tempo erfolgen.
Für uns ist das weniger kritisch, da wir Teil eines Großkonzerns sind. Für viele kommunale Stadtwerke ist dies jedoch eine zentrale Frage.
Wie verändert sich die Rolle des Gasverteilnetzes in Gera im Zuge der kommunalen Wärmeplanung, und nach welchen Kriterien entscheiden Sie über Erhalt, Umbau oder Stilllegung einzelner Netzabschnitte?
Die Rolle des Gasnetzes erfährt aktuell eine Neuausrichtung – auch wenn man das vielleicht noch nicht überall so nennen würde. Eine zentrale Rolle spielt dabei die diskutierte Grüngasquote. Diese begrüßen wir ausdrücklich. Das tun nicht alle Stadtwerke, aber wir gehen davon aus, dass Gasnetze dadurch eine längere Nutzungsdauer erhalten können.
Auch der ENGIE-Konzern unterstützt diese Ausrichtung. Sollte die Grüngasquote kommen – wovon wir ausgehen –, wäre sie maßgeblich für die weitere strategische Entwicklung der Gasnetze. Das hat unmittelbare Auswirkungen auf den Ausbau der Fernwärme, weil beide Themen stark miteinander korrelieren.
In Gera sind rund 40 % der Haushalte an Fernwärme angeschlossen. Wenn Gasnetze perspektivisch abgelöst werden, dann nach Möglichkeit durch Fernwärme. Gleichzeitig gehen wir davon aus, dass Gasnetze länger in Betrieb bleiben können als teilweise angenommen. 2045 bleibt aus heutiger Sicht eine gesetzte Zielmarke, die wir auch in unseren strategischen Betrachtungen zugrunde legen.
Was lange erwartet wurde – nämlich eine rückläufige Verdichtung der Gasnetze –, könnte sich durch die Grüngasquote abschwächen. Viele europäische Länder nutzen solche Quoten bereits erfolgreich, und wir glauben, dass sich auch in Deutschland ein entsprechender Markt entwickeln kann.
Ein zusätzlicher Faktor ist die Nähe zum Wasserstoff-Kernnetz. Die STEGAL-Leitung der GASCADE verläuft unmittelbar an Gera vorbei. Ab 2045 rechnen wir daher mit einer Wasserstoffversorgung, etwa für die Wärmeerzeugung unserer Kraftwerke. Das behalten wir bei der strategischen Ausrichtung des Gasnetzes stets im Blick.
Insgesamt gehen wir davon aus, dass etwa 25 % unseres Gasnetzes perspektivisch weiter genutzt werden – sei es durch Wasserstoff oder andere gasförmige Energieträger.
Inwiefern prüfen Sie für Gera den Einsatz von Wasserstoff im Verteilnetz?
Wir sehen Anwendungsmöglichkeiten vor allem bei Industriekunden. Vor diesem Hintergrund haben wir unser Gasnetz systematisch analysiert: Welche Netzteile lassen sich nachnutzen, welche nicht?
Gewerbegebiete liegen dabei besonders nahe. Wir haben abgefragt, ob eine Wasserstoffversorgung für diese Kunden relevant ist und ob von uns erwartet wird, diese bereitzustellen. Darüber hinaus liegen unsere beiden Kraftwerke rund zwölf Kilometer auseinander – das dazwischenliegende Gasnetz muss ohnehin umgewidmet werden.
Insgesamt gehen wir davon aus, dass etwa 25 % unseres Gasnetzes perspektivisch weiter genutzt werden – sei es durch Wasserstoff oder andere gasförmige Energieträger. Diese Quote ist unterlegt mit konkreten Netzabschnitten, nicht nur eine pauschale Annahme.
Welche konkreten wirtschaftlichen Risiken sehen Sie beim Umgang mit perspektivisch nicht mehr benötigter Gasinfrastruktur, und wo fehlen aus Ihrer Sicht praktikable Regelungen?
Das größte Hemmnis ist aktuell die Stilllegungsfrist. Wenn Gasnetzteile nicht mehr ausreichend verdichtet sind, würden wir heute schon in Erwägung ziehen, sie stillzulegen. Dem steht jedoch entgegen, dass wir die Netze noch zehn Jahre weiter betreiben müssen – es sei denn, es gibt parallel eine alternative Wärmeversorgung.
Diese Zehnjahresfrist ist aus meiner Sicht viel zu lang. Sie zwingt Verteilnetzbetreiber dazu, unwirtschaftliche Infrastruktur über Jahre weiterzubetreiben. Wir plädieren klar für eine Verkürzung auf fünf Jahre. Eine solche Fünfjahres-Abkündigungsregelung würde Handlungsspielräume eröffnen und die Transformation deutlich erleichtern.
Welche Auswirkungen hat die Gasnetztransformation auf Ihre Unternehmensstrategie. Planen Sie dabei auch einen organisatorischen Umbau?
Neue Gasnetze wird es nicht mehr geben. Die Frage ist vielmehr, wie sich bestehende Netze entwickeln. Gleichzeitig beobachten wir eine zunehmende Verunsicherung bei Kunden.
Ein typisches Szenario: Ein Kunde befindet sich im Fernwärmeausbaugebiet. Der Anschluss ist kostenintensiv, gleichzeitig besteht die Möglichkeit, die bestehende Gastherme zu tauschen und über eine Grüngasquote weiterhin Gas zu nutzen. Dann stellt sich die Frage: Warum sollte dieser Kunde auf Fernwärme umsteigen?
Solche Entscheidungen haben unmittelbare Auswirkungen auf unsere Investitionsplanung. Deshalb brauchen wir zeitnah politische Klarheit – auch mit Blick auf die kommunale Wärmeplanung. Diese liegt in Gera zwar nahezu vor, muss aber an neue politische Vorgaben angepasst werden.
Unser zentraler Appell ist: Schaffen Sie verlässliche Rahmenbedingungen, damit Investitionen planbar bleiben.
Wo sehen Sie aus Sicht eines operativen Netzbetreibers aktuell den größten Verbesserungsbedarf in Bezug auf die kommunalen Wärmeplanung?
Die kommunale Wärmeplanung in Gera wurde bewusst um sechs Monate verschoben, obwohl sie inhaltlich nahezu fertig war. Der Grund: Unsere Fernwärmeausbauplanung müsste möglicherweise angepasst werden, je nachdem, wie sich politische Vorgaben – etwa zur Grüngasquote – entwickeln.
Gleichzeitig stehen wir kurz vor einer strategischen Investitionsentscheidung, mit der wir künftig unvermeidbare Abwärme nutzen könnten. Das würde die Fernwärme in Gera strukturell verändern.
Diese Kombination aus politischer Unsicherheit und neuen technischen Optionen zeigt, wie dynamisch die Rahmenbedingungen aktuell sind. Genau deshalb ist es sinnvoll, Wärmepläne nicht starr festzuschreiben, sondern Anpassungsfähigkeit vorzusehen.
Welche drei prioritären Maßnahmen benötigen Stadtwerke wie die Energieversorgung Gera, um Investitionen planbar und bezahlbar umsetzen zu können?
Erstens: ein auskömmlicher WACC, damit sich Netzinvestitionen rechnen. Auch wenn die Bundesnetzagentur unabhängig ist, kann und sollte die Politik hier kommunikativ unterstützen. Systemkosten dürfen nicht außer Kontrolle geraten.
Zweitens: ein koordinierter Gleichlauf zwischen Einspeisung und Netzausbau. Bisher hatten wir einen deutlichen Vorlauf der Einspeiser. Erst jetzt rücken die Verteilnetze stärker in den Fokus. Dieser Gleichlauf muss politisch konsequent unterstützt werden.
Drittens: ein spürbarer Abbau von Bürokratie. Die langen Genehmigungsprozesse liegen nicht an den lokalen Behörden, sondern an jahrzehntealten Vorgaben. Wenn der Fokus richtig gesetzt wird, zeigt sich, dass Verfahren deutlich beschleunigt werden können.
Cloud-Lösungen werden auch für Stadtwerke zunehmend relevant. Das ist eine strategische Entscheidung, die wir in den kommenden Jahren treffen müssen.
Werfen wir zum Schluss auch noch einmal den Blick auf die eigene Weiterentwicklung und mögliche Lernfelder. Wo sehen Sie Anpassungsbedarf im eigenen Unternehmen?
Wir haben einen umfassenden Fitness-Check durchgeführt, gemeinsam mit einem externen Beratungshaus. Das kann ich jedem Stadtwerk empfehlen. Der Fremdblick war in vielen Punkten deckungsgleich mit unserem Eigenbild, er hat aber auch Schwächen offengelegt.
In Bereichen wie Netze, Digitalisierung, Wärme oder Energiebeschaffung sind wir gut aufgestellt. Nachholbedarf gibt es insbesondere im Vertrieb. Es kann nicht sein, dass wir viele Kunden an Discounter verlieren. Wir haben eine langfristige Beschaffungsstrategie, die sich gerade in Krisenzeiten bewährt hat, aber wir müssen das stärker im Markt abbilden. Deshalb laufen aktuell Vertriebsinitiativen, Kampagnen und organisatorische Anpassungen. Auch personell rüsten wir nach.
Ein weiteres Thema ist die IT-Architektur. Cloud-Lösungen werden auch für Stadtwerke zunehmend relevant. Das ist eine strategische Entscheidung, die wir in den kommenden Jahren treffen müssen.
Sie haben außerdem eingangs der Zusammenarbeit mit Ihrem Mehrheitseigner angesprochen. Wo sehen Sie den Mehrwert solcher Partnerschaften?
Der zentrale Vorteil ist der Zugriff auf Expertise. In einem Großkonzern steht Know-how zur Verfügung, dass ein einzelnes Stadtwerk nur teuer oder gar nicht einkaufen könnte.
Hinzu kommt ein grundlegendes Verständnis dafür, dass Energiewende Investitionen erfordert. In großen Konzernen besteht Akzeptanz dafür, dass nicht jede Investition sofort renditestark ist, sondern langfristig wirkt.
Die kommunale Beteiligung bleibt dabei essenziell – wir sind und bleiben die Energieversorgung Gera. Aber eine solche Partnerschaft halte ich für zukunftsfähig. Viele rein kommunale Stadtwerke werden Kooperationen eingehen müssen, um die Herausforderungen der Energiewende zu bewältigen. Kooperation bedeutet dabei nicht zwingend Fusion, sondern Zusammenarbeit, Synergien und klare Rollen.
