Besonders im Kerngeschäft Netze bedeutet die Energiewende für den Energiedienstleister Energie aus der Mitte (EAM) aus Kassel eine große Herausforderung. Aufgrund des Booms bei den Erneuerbaren-Anlagen, insbesondere bei den PV- und Balkonkraftwerken, ist die Zahl der Netzanschlussbegehren in den letzten Jahren kontinuierlich gestiegen – allein im vergangenen Jahr waren es rund 22.000 Anmeldungen. Dies hat anfangs zu längeren Bearbeitungszeiten geführt, aktuell spricht die EAM konkret von rund vier Wochen.
Erfolgreiche Rekommunalisierung in 2013
Im Interview spricht Geschäftsführer Hans-Hinrich Schriever darüber, mit welchen Lösungen das Unternehmen den Berg an Anfragen zeitnah abarbeitet. Weil der Stromnetzausbau die ganze Branche beschäftigt und die Lieferfristen für Großkomponenten teils sehr lang sind, löst das Unternehmen die Beschaffungsvorgänge hierfür mittlerweile sehr frühzeitig aus.
Die EAM mit Sitz in Kassel war von Anfang der 2000er Jahre bis Dezember 2013 eine Eon-Regionalgesellschaft und wurde anschließend rekommunalisiert. Anteilseigner sind heute über 100 Städte und Gemeinden und zwölf Landkreise. Die EAM-Gruppe beschäftigt rund 1700 Mitarbeitende, die Umsatzerlöse auf Konzern-Ebene lagen 2023 bei rund 1,25 Mrd. Euro, der Jahresüberschuss bei 53 Mio. Euro.
Herr Schriever, der Netzbereich ist das mit Abstand wichtigste Geschäftsfeld der EAM. Ihre Netzplanung bis 2030 geht von rund 80 Prozent Erneuerbaren im Strombereich und 20 Prozent im Wärmebereich aus. Wie diffizil ist die Genauigkeit einer solchen Prognoserechnung, wie stellen Sie eine möglichst hohe Prognosegenauigkeit sicher?
Wir haben ausgehend von den Zielen der Bundesregierung aus dem Koalitionsvertrag den Hochlauf der Windkraft onshore, der Photovoltaik, der Wärmepumpen und der Elektromobilität in unserem Versorgungsgebiet analysiert. Im nächsten Schritt haben wir dieses Wachstum der Erneuerbaren auf Landkreisebene übersetzt, um ein regionalisiertes Szenario für unsere Planungen herzuleiten.
Dieses Szenario wurde zuletzt im Zuge unserer Netzausbauplanung mit weiteren Netzbetreibern in der Planungsregion Mitte verprobt und weiterentwickelt. Daraus abgeleitet haben wir ein hinreichend differenziertes Bild, welche Leistung in unserem Geschäftsgebiet voraussichtlich installiert oder gebaut werden muss, wenn wir die Ziele erreichen wollen.
Wie leiten Sie daraus dann konkret die Leistungssteigerung ab, die ihr Stromnetz bis 2030 erbringen muss?
Wir führen regelmäßig langfristige Netzausbauplanungen durch, ermitteln für konkrete Anschlussanfragen mittels Netzberechnungen, wie sich Leistungsbedarfe auf die Infrastruktur auswirken und wissen so, wo Engpässe drohen können. Daraus können wir ableiten, an welchen Knotenpunkten und Leitungszügen wir Investitionen tätigen müssen, um diese Leistungen aufnehmen zu können. Dadurch haben wir einen Investitionsplan, den wir jährlich für die kommenden Jahre aktualisieren. Da sehen wir sehr genau, ob die Kurve steiler oder flacher verläuft als angenommen und wo wir entsprechend nachjustieren müssen.
"Die Preise für Großkomponenten haben sich mittlerweile verdoppelt und auch die Lieferzeiten."
Wir haben uns hier auch schon sehr frühzeitig anhand der Planung darauf eingestellt, die Beschaffungsvorgänge für Großkomponenten wie Transformatoren, Ortsnetz-Stationen oder Schaltanlagen, die ja aktuell jeder Energieversorger in der Bundesrepublik benötigt, frühzeitig anzustoßen. Wir lösen mittlerweile schon die Beschaffungsvorgänge für 2026 bis 2028 aus, um keine langen Wartezeiten für die notwendigen Großkomponenten für den Netzausbau entstehen zu lassen. Die Preise für diese Komponenten haben sich zum Teil mehr als verdoppelt und auch die Lieferzeiten.
"Wir werden künftig noch schneller erkennen können, wo Netzengpässe entstehen, wo Ausbaubedarf besteht und können so proaktiv reagieren."
Wo liegen die Lieferzeiten aktuell?
Früher konnten wir große Transformatoren für Umspannwerke in ein bis zwei Jahren beschaffen, jetzt liegen die Lieferzeiten bei drei bis fünf Jahren Vorlauf. Aber das kann man antizipieren. Wir sind deshalb dazu übergegangen, die Mittelfristplanung schon so frühzeitig mit unseren Gremien abzustimmen, dass wir die Beschaffungsvorgänge sehr frühzeitig auslösen können.
Die Zahlen der Netzanschlussbegehren haben sich im Gebiet der EAM in den vergangenen Jahren enorm gesteigert, 2023 waren es rund 23.000. Wie kommen Sie da noch hinterher, wie lange sind die Bearbeitungszeiten bei Ihnen und wie wollen Sie das weiter verbessern?
Wir haben sehr schnell reagiert und in zusätzliches Personal und auch in die Prozesse und Systeme investiert. Neben Standardisierungen und dem Einsatz von Robotic-Process-Automation haben wir im Juli dieses Jahres nach einer Projektlaufzeit von circa 1,5 Jahren beispielsweise eine automatisierte Netzberechnung eingeführt. Das System ermöglicht es uns, täglich für unser gesamtes Stromnetz die erforderlichen Netzdaten für die Netzverträglichkeitsprüfung, beispielsweise die Leitungs- und Transformatordaten sowie die Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen in einem Netzbereich, automatisiert abzugleichen und die auf dieser Grundlage die resultierende Netzauslastung zu ermitteln.
So sehen wir in der Niederspannung innerhalb weniger Klicks, welche Kapazitäten es für den Zubau von Erzeugungsanlagen gibt. Wir arbeiten hier mit einer neu entwickelten Software der Firma Retoflow, einem Spin-Off des Fraunhofer IEE und der Universität Kassel. Die automatisierte Netzberechnung erleichtert schon jetzt die Arbeit unserer Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter im Netzbereich und ist ein wesentlicher Beitrag zur Steigerung der Prozesseffizienz.
Wir werden künftig noch schneller erkennen können, wo Netzengpässe entstehen, wo Ausbaubedarf besteht und können so proaktiv agieren. Das System ermöglicht uns eine schnellere Rückmeldung, wann Anlagen neu an unser Netz angeschlossen werden können. Wir liegen bei der Beantwortung von Netzanschlussfragen damit innerhalb der Vorgaben der Bundesnetzagentur.
"Das System zeigt uns in jedem Bereich einer Ortnetzstation die zulässigen Spannungswerte und prüft diese auf Plausibilität."
Welchen Gewinn an Schnelligkeit oder welche zeitliche Ersparnis auch mit Blick auf die Bearbeitungszeiten haben Sie durch die automatisierte Netzberechnung erreicht?
Das System ist jetzt einige Monate im Einsatz und es zeigt sich bereits jetzt eine enorme Zeitersparnis bei der Netzverträglichkeitsprüfung für die Integration neuangemeldeter Erzeugungsanlagen. Bislang mussten die Netzdaten für jeden Vorgang einzeln aus verschiedenen Quellen zusammengeführt und daraus eine Simulation des Netzzustands angestoßen werden. Das neue System bringt diese Daten für die Netzberechnung jede Nacht automatisiert in einem Data Lake zusammen und führt die notwendigen Lastflussberechnungen durch.
Über eine Web-Oberfläche können die Ergebnisse analysiert, Neu-Anlagen geprüft und eventuelle Netzbaumaßnahmen geplant werden. Das System zeigt uns beispielsweise in jedem Bereich einer Ortsnetzstation im Niederspannungsnetz die zulässigen Spannungswerte und prüft diese auf Plausibilität. Für uns bedeutet das eine Zeitersparnis von rund 20 Minuten pro Netzberechnung – bei über 20.000 Netzanschlussbegehren pro Jahr stellt dies damit eine erhebliche Verbesserung sowohl interner Vorgänge als auch unseres Versprechens gegenüber unseren Netzkunden dar, zügig eine Netzanschlusszusage erteilen zu können.
Das Interview führte Hans-Peter Hoeren
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