EAM Netz (Energie aus der Mitte Netz) mit Sitz in Kassel ist einer der großen kommunalen Verteilnetzbetreiber in Deutschland. Das Netzgebiet der vor mehr als zehn Jahren vollständig rekommunalisierten früheren Eon-Regionalgesellschaft erstreckt sich über weite Teile Hessens sowie über Südniedersachsen und Teile von Nordrhein-Westfalen, Thüringen und Rheinland-Pfalz. 300 Anfragen allein für neue Speicher liegen aktuell bei dem Unternehmen, das ist das Mehrfache der jährlichen Höchstlast im Netz der EAM.
Im ersten Teil des Interviews, das am Dienstag (3. Juni) erschienen ist, erklärt Geschäftsführer Sebastian Breker, warum er eine bessere ordnungspolitische Steuerung der Anfragen für wichtig hält, und warum dies auch den Arbeitsaufwand für die Kunden reduzieren könnte. Im vorliegenden zweiten Teil geht es unter anderem um die Zusammenarbeit mit den Übertragungsnetzbetreibern, Engpassrisiken und warum eine Zusage für einen Netzanschluss deutlich weniger aufwändig ist als eine Absage.
Herr Breker, im ersten Teil des Interviews haben Sie über einen deutlichen Anstieg der Netzanschlussbegehren im Gebiet der EAM Netz berichtet. Allein die angefragte Last für reine Verbraucher entspricht in etwa der Jahreshöchstlast von EAM Netz. Was bedeutet eine solche Konzentration an Anfragen konkret für Sie an Arbeitsaufwand?
Jeder Investor respektive Projektierer fragt bei uns einzeln an und erhält eine Rückmeldung, was die gesamtwirtschaftlich sinnvollste Lösung ist und wie und wann diese realisiert werden kann. Hier stimmen wir uns mit dem Hochspannungsnetzbetreiber und benachbarten Netzbetreibern eng ab. Auf diese Weise werden die Anfragen gesamthaft bewertet und eine netztechnische Umzusetzung entwickelt. Das ist gesetzlich befristet und dauert in der Regel wenige Wochen.
Die Realisierungsdauer ist abhängig von der vorhandenen Netzkapazität und der Netzebene. In der Niederspannungsebene kann die Behebung von Engpässen innerhalb eines Jahres erfolgen, in der Mittelspannung sind es bis zu anderthalb Jahren, in der Hochspannungsebene kann es fünf bis zehn Jahre dauern. Der Ausbau der Netzinfrastruktur und der Erneuerbaren verläuft daher nicht immer synchron. Die Erneuerbaren entstehen teilweise schneller als die Ertüchtigung der Netzinfrastruktur erfolgen kann. Hier benötigen wir in den oberen Spannungsebenen schnellere Plan- und Genehmigungsverfahren, aber auch Akzeptanz für Netzausbau in der Bevölkerung, um gesamthaftere Lösungen hinzubekommen.
"Es ist wichtig, dass die Netzbetreiber aller Spannungsebenen weiterhin zusammenstehen und gut abgestimmt in Richtung der Kunden kommunizieren."
Wie groß sind die Engpassrisiken bei Ihnen?
Momentan haben wir das gut im Griff. Wir agieren auf Basis sehr vorausschauender Netzplanungen, die unter anderem im letzten Jahr in der Branche gemeinsam in einem gut abgestimmten Prozess nach §14d EnWG entwickelt wurden und haben unsere Prozesse modernisiert. Wir haben viel standardisiert, digitalisiert und automatisiert, um effizienter zu werden und unseren Netzkunden einen besseren Service bieten zu können.
Auch zentrale technische Komponenten, wie Transformatoren für Umspannwerksertüchtigungen haben wir uns bereits bis 2030 gesichert. Natürlich kann es je nach Größe der Wind- oder Solarparks zu Wartezeiten kommen von einigen Monaten, im Einzelfall auch von Jahren, wenn ein neues Umspannwerk gebaut werden muss.
Das heißt auf den unteren und mittleren Ebene funktioniert es, in der Hochspannungsebene läuft es nicht synchron?
Auf den unteren und mittleren Ebenen haben wir Netzbetreiber einen höheren Einfluss, die Synchronität herzustellen. In den höheren Spannungsebenen finden aufwändigere Plan- und Genehmigungsverfahren statt. Auch das öffentliche Interesse an diesen Maßnahmen ist höher. Der Netzausbauprozess ist daher in der Kommunikation gegenüber unseren Kunden eine Herausforderung.
Es gibt immer wieder mal Kritik, dass der Ausbau nicht schnell genug laufe. Insofern ist es wichtig, dass die Netzbetreiber weiterhin gut abgestimmt sind, zusammenstehen und einheitlich in Richtung der Kunden kommunizieren. Alle Netzbetreiber der Hochspannungsnetze tun schon ihr Möglichstes, aber dieser Ausbau ist technologisch natürlich noch mal eine andere Hausnummer als eine Ortsnetzstation auszubauen.
"Beim geplanten Monitoring der Energiewende dürfen nicht nur Daten erhoben werden, es muss sich auch ein Nutzen entfalten."
Die Bundesregierung plant ein Monitoring der Energiewende. Was könnte den konkret helfen, um den erforderlichen Netzausbau noch besser abzustimmen mit dem Erneuerbarenausbau und gleichzeitig dem Thema Kosteneffizienz noch mehr Rechnung zu tragen?
Im Wesentlichen geht es ja darum, dass eine Orientierung des Ausbaus an der bestehenden Netzinfrastruktur auch eine gesamtheitliche Optimierung des Energiesystems mit sich bringen kann. Das muss die Politik noch mehr in den Blick nehmen, hier kann ein Monitoring einen Beitrag leisten. In diesem Prozess dürfen aber nicht nur Daten erhoben werden, es muss sich auch ein Nutzen entfalten und zu konkreten Weiterentwicklungen führen.
Welche Anpassungen würden Sie sich wünschen?
Neben der angesprochenen besseren ordnungspolitischen Steuerung ist auch die Dimensionierung der Netze nach vorne kritisch zu würdigen. Aktuell triggern in den Niederspannungsnetzen i.d.R. Photovoltaikanlagen den Netzausbau. Die Zieldimensionierung dieser Netze wird nach unserer aktuellen Einschätzung eher durch die Transformation des Wärme- und Verkehrssektors beeinflusst. Wahrscheinlich ist es nicht sinnvoll, alle diese Netze auf die letzte Kilowattstunde zu dimensionieren.
Wir benötigen Anreize, die dauerhaftes flexibles Verhalten von Kunden belohnen. Darüber hinaus könnte dem Kunden bspw. auch eine verstetigte Möglichkeit zum „Dimmen“ gem. §14a EnWG durch den Netzbetreiber bonifiziert werden, um Netzausbaubedarfe zeitlich zu strecken oder sogar dauerhaft zu reduzieren.
"Wir haben aktuell 300 Speicheranfragen auf dem Tisch."
Wie entwickelt sich denn die Zahl der Netzanschlussbegehren im Gebiet der EAM?
Zum Jahreswechsel 2023 hatten wir eine sehr hohe Dynamik beim Erneuerbarenausbau. Das Niveau der Anfragen hat sich seitdem verdoppelt. Wir bearbeiten pro Jahr rund 22.000 Anfragen. Im Massengeschäft mit den kleineren Anlagen helfen uns die Optimierung der Prozesseffizienz durch Digitalisierung und bereits auch die Automatisierung von einfachen, wiederkehrenden Arbeitsschritten. Bei größeren Anlagen haben wir ordentlich zu tun. Wir haben aktuell unter anderem 300 Speicheranfragen auf dem Tisch. Jede dieser Anlagen hat in der Regel eine Leistung von einigen Megawatt, da geht es immer um die Leistung eines halben Umspannwerks.
Jede Anfrage wird sorgfältig diskriminierungsfrei bearbeitet und wenn möglich auch mit einer Netzkapazität versehen. Das ist herausfordernd. Unter der Annahme, dass jeder Speicher im Durchschnitt15 bis 20 Megawatt Leistung benötigt, bewerten wir über vier Gigawatt Leistungsanfragen für diese Speicher. Zum Vergleich: Unsere Jahreshöchstlast für das gesamte Netz liegt bei 1,2 Gigawatt. Da können wir nicht jedem eine Zusage geben. Dabei ist der Austausch mit den Kunden wichtig. Absagen und die Erklärungen in dem Kontext binden viel Zeit und Personal. Eine Zusage ist in der Bearbeitung einer Anschlussanfrage häufig weniger aufwändig als eine Absage.
Netzanschlussbegehren werden immer wieder auch auf Vorrat gestellt. Könnte ein Entgelt hier helfen an manchen Stellen, die Ernsthaftigkeit gewisser Anfragen zu erhöhen?
Es passiert schon mal, dass Kunden eher pauschal und regional breit gestreut Anfragen stellen. Ein Entgelt halte ich aber nicht für zielführend. Ursächlich ist vielmehr, dass die Transparenz aus Sicht des Netzkunden nicht immer gegeben und auch eine Flächenkonkurrenz auf Kundenseite wahrnehmbar ist. Hier müssen wir als Branche die Interaktion mit den Kunden verbessern, im Sinne einer frühzeitigen Transparenz, welche Vorhaben wo möglich sind und wo nicht. Entscheidende Frage für mich ist, wie sich eine vorhandene, leistungsfähige Infrastruktur besser und effizienter nutzen lässt und das Energieversorgungssystem eine Unwucht erhält. Dieses Risiko besteht aus meiner Sicht aktuell.
(Das Interview führte Hans-Peter Hoeren)
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