LONDON (IT BOLTWISE) – Die GPEP GmbH treibt ihre ESG-Strategie mit einer portfolioweiten Energieausschreibung voran. Über die kommenden drei Jahre sollen Mieter Einsparungen von über 3 Millionen Euro bei den Nebenkosten erhalten. Parallel entsteht Schnellladeinfrastruktur an Handelsstandorten, wobei Stark Energy Planung, Finanzierung, Betrieb und Betriebskosten vollständig übernimmt. Die Konditionen sind für 2027 bis 2029 gebunden und zielen trotz gestiegener Großhandelspreise auf deutlich niedrigere Energiekosten.
Die GPEP GmbH setzt ihren ESG-Schwerpunkt nicht nur auf der Ebene einzelner Maßnahmen um, sondern koppelt Energiemanagement und Ladeinfrastruktur direkt an den Bewirtschaftungsalltag eines großen Immobilienportfolios. Im Kern läuft das Vorhaben auf zwei parallele Hebel hinaus: eine energiebezogene Beschaffungsstrategie über das durch den Vermieter versorgte Portfolio sowie ein Rollout von DC-Schnellladepunkten an ausgewählten Handelsstandorten. Genau diese Kombination ist für Asset Manager relevant, weil sie sowohl kurzfristige Nebenkostenhebel als auch langfristige Standortattraktivität adressiert – und damit die wirtschaftliche Stabilität bestehender Mietverhältnisse absichern soll.
Für den Energiemarkt entscheidet sich GPEP dabei für einen klaren Ansatz: Gemeinsam mit Westbridge Advisory wurde eine Energieausschreibung über das gesamte Portfolio durchgeführt. Der Lieferzeitraum ist auf 2027 bis 2029 terminiert, und die Vereinbarungen sollen den Mietern über drei Jahre Einsparungen von über 3 Millionen Euro bei den Nebenkosten ermöglichen. Entscheidend ist außerdem die Preisbindung bis Ende 2029, die Planungs- und Budgetstabilität in einer Phase liefern soll, in der die Großhandelspreise zeitweise spürbar schwanken. Nach Angaben aus dem Projektkontext plant GPEP den Strombezug portfolioweit als Ökostrom; das ist dabei nicht als reines Nachhaltigkeits-„Label“, sondern als wirtschaftlicher Beschaffungsparameter gedacht, um Preisrisiken zu begrenzen und die Kalkulation für die Bewirtschaftung verlässlicher zu machen.
Die erwartete Kostenwirkung wird mit konkreten Spannen untermauert: Trotz zwischenzeitlich gestiegener Großhandelspreise prognostiziert die Ausschreibung Einsparungen von rund 40 Prozent beim Strom und etwa 36 Prozent beim Erdgas gegenüber dem bisherigen Niveau. Damit wird die Ausschreibung zu mehr als einer formalen Vergabe – sie wird zum zentralen Preisschutzmechanismus, der die Nebenkostenstruktur in den nächsten Jahren beeinflusst. Christian Hasiewicz, Director Sales bei Westbridge Advisory, ordnet das als strategisch gesteuerten Einkauf für Portfolios dieser Größenordnung ein: Portfoliobeschaffung soll die Zeiträume entkoppeln, in denen einzelne Standorte für Energie zu ungünstigen Marktphasen kontrahieren müssten. Praktisch heißt das für die Vertrags- und Bewirtschaftungsseite, dass die Preisrisiken nicht nur „abgepuffert“, sondern in ein mehrjähriges Kalkulationsraster überführt werden.
Parallel zur Energiebeschaffung wird die Ladeinfrastruktur angegangen – und zwar mit einem Modell, das die Kostenlast aus der Mieterperspektive weitgehend herausnimmt. Die Rahmenvereinbarung mit der Stark Energy GmbH mit Sitz in Walldorf umfasst den Aufbau von Schnellladeinfrastruktur an Handelsstandorten, die für drei institutionelle Sondervermögen verwaltet werden. Geplant sind bis zu 125 Ladestandorte; die Schnellladeleistung soll dabei im Bereich von circa 50 bis 200 kW liegen. Stark Energy übernimmt laut Vereinbarung Planung, Finanzierung, Errichtung sowie den langfristigen Betrieb der Ladestationen. Für die Mieter des Portfolios sollen dabei weder Investitions- noch Betriebs- oder Stromkosten entstehen – ein Punkt, der in der Praxis oft der Unterschied zwischen „Infrastruktur entsteht“ und „Infrastruktur wird akzeptiert und genutzt“ ist.
Technisch und operativ setzt das Vorhaben auf die Rolle eines Charge Point Operators: Stark Energy bleibt als Betreiber dauerhafter Ansprechpartner. Thomas Staudinger, Geschäftsführer der Stark Energy GmbH, führt als besonderen Standortvorteil Lebensmittelstandorte an, weil dort die Verweildauer beim Einkauf und häufig verkehrsgünstige Lagen zusammenkommen. Für das Setup ist außerdem festgelegt, dass die Ladepunkte ausschließlich mit Grünstrom betrieben werden. Der Rollout soll innerhalb der kommenden zwölf Monate starten, wobei die konkrete Reihenfolge von der Netzanschlusssituation abhängt. Inhaltlich startet der Ausbau schrittweise an frequenzstarken Handelsstandorten; damit versucht das Projekt, Kapazitäten dort aufzubauen, wo die Zahlungs- und Nutzungsperspektive besonders schnell sichtbar wird.
In der Argumentationslogik der GPEP ist dieser Ladeausbau kein isoliertes Energie-Thema, sondern ein Baustein der Gesamtstrategie. Aus der Projektbeschreibung geht hervor, dass die Maßnahmen mit weiteren ESG-Initiativen zusammenwirken: Dazu zählt die kontinuierliche Modernisierung der Gebäudetechnik, der Ausbau von Photovoltaikanlagen sowie der Einsatz von Green-Lease-Vereinbarungen. Solche Vereinbarungen dienen in der Praxis häufig dazu, Verbrauchsdaten systematisch erfassbar zu machen und damit Effizienzpotenziale messbar zu machen – sowohl für Vermieter- als auch für Mieterentscheidungen. Damit entsteht ein durchgängiger Regelkreis: Energie wird nicht nur beschafft (Strom und Gas), sondern über Gebäudetechnik und Datenverfolgung auch gesteuert. Genau an dieser Stelle wird deutlich, warum GPEP die Details der Bewirtschaftung betont: Akquisition und Vermietung liefern die Grundlage, aber die laufende Umsetzung entscheidet über Werthaltigkeit und Kostenstruktur über Jahre hinweg.
Für den Markt zeigt das Vorgehen zudem eine sinnvolle Richtung auf, wie Portfolios Energie- und Elektromobilitätsanforderungen gleichzeitig adressieren können. Die Ausschreibung für 2027 bis 2029 mit mehrjähriger Preisbindung wirkt wie ein „Finanzierungsersatz“ für die Energieseite: Sie ersetzt nicht die Marktvolatilität, aber sie reduziert deren unmittelbare Wirkung auf Nebenkostenabrechnungen. Der Ladeinfrastrukturteil ergänz das Modell um eine Nutzerperspektive, die Standortvorteile im Alltag sichtbarer macht. Gleichzeitig bleibt das Projekt technisch und organisatorisch anspruchsvoll, vor allem wegen der Abhängigkeit von Netzanschlüssen und weil ein landesweiter Betrieb mehrere Standorte operational zusammenführen muss. Wer solche Rollouts im eigenen Portfolio plant, sollte daher früh die Schnittstellen zwischen Energieversorgung, Ladeleistung (50 bis 200 kW), Standortbetrieb und Datenlogik für Monitoring und Abrechnung sauber definieren – denn ohne diese Vorarbeit verschiebt sich die Wirkung oft von der Planung in die Umsetzung.
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