Leitet weitere fünf Jahre die Geschicke der Stadtwerke Kiel: Frank Meier. Bild: © Stadtwerke Kiel

Frank Meier bleibt an Bord: Kiel setzt auf Kontinuität, Klimaziele und klare Kante in der Energiezukunft

on 7. April 2025by in Personal

Manche Entscheidungen treffen genau ins Schwarze – weil sie Verlässlichkeit schaffen, Strategien bestätigen und die nötige Ruhe in bewegten Zeiten bewahren. Genau das ist dem Aufsichtsrat der Stadtwerke Kiel gelungen, als er die Vertragsverlängerung von Vorstandschef Frank Meier um weitere fünf Jahre beschloss. Und das ist weit mehr als eine Personalie – das ist ein starkes Statement für Kontinuität in der Transformation. Wer ist Frank Meier – und was macht ihn so unverzichtbar? Frank Meier, 59 Jahre, Wirtschaftsingenieur – und seit über einem Jahrzehnt der Kopf hinter der Erfolgsstrategie der Stadtwerke Kiel AG. Seit Ende 2012 steht er an der Spitze des kommunalen Energieversorgers – und hat das Unternehmen konsequent in Richtung Klimaneutralität, Innovationsfähigkeit und Kundenorientierung ausgerichtet. Er gilt als ruhiger Stratege, klar in der Kommunikation, scharf im Denken. Gemeinsam mit Dr. Jörg Teupen, seinem Vorstandskollegen für Technik und Personal, hat Meier in Kiel ein echtes Energie-Leuchtturmprojekt geformt: regional verwurzelt, technologisch führend – und politisch hellwach. Warum ist die Vertragsverlängerung ein starkes Zeichen? Der Schritt des Aufsichtsrats ist mehr als Routine. Es ist ein Bekenntnis zur bisherigen Strategie, zur Vision von Klimaneutralität bis spätestens 2040 – und zu einer Führung, die weiß, wohin die Reise geht. Dr. Georg Müller, Aufsichtsratsvorsitzender und Chef des Hauptaktionärs MVV aus Mannheim, bringt es auf den Punkt: Meier habe maßgeblich dazu beigetragen, die Stadtwerke Kiel als führendes Energieunternehmen im Norden Deutschlands zu etablieren. Und das in einer Zeit, in der die Energiebranche in ganz Europa unter Dauerstress steht – von Krisenpreisen über Gasmangel bis zur Wärmewende. Kiel als Energie-Hotspot: Mehr als nur ein Versorger Die Stadtwerke Kiel sind nicht irgendein kommunaler Player – sie sind ein zentraler Baustein der Energiezukunft in Schleswig-Holstein. Mit rund 190 MW Leistung im Küstenkraftwerk und einem cleveren Mix aus Strom, Fernwärme, Gas und Wasser versorgen sie Tausende Haushalte und Betriebe – und das zunehmend dekarbonisiert, digitalisiert und demokratisiert. Besonders hervorzuheben ist das Küstenkraftwerk Kiel – ein hochmodernes Gas- und Dampfturbinenkraftwerk mit Kraft-Wärme-Kopplung, das Strom und Wärme effizient und klimaschonend erzeugt. Es ist nicht nur technologisches Aushängeschild, sondern strategischer Eckpfeiler für die Wärmewende im Norden. Meiers Erfolgsformel: Klarer Kurs statt Aktionismus Was Meier auszeichnet, ist konsequentes Handeln statt kurzfristiger Aktionismus. Seine Führung orientiert sich an drei großen Leitplanken: Wirtschaftlichkeit: Investitionen müssen sich rechnen – heute und morgen. Kundenorientierung: Digitalisierung, Service und Nähe zur Region stehen im Mittelpunkt. Klimaziele: Die Energieversorgung von Kiel soll Stück für Stück klimaneutral werden. Diese Trilogie der Verantwortung wirkt – und sie erklärt, warum die Stadtwerke Kiel auch in Zeiten explodierender Energiepreise stabil, investitionsfähig und zukunftsfit geblieben sind. Klimaneutralität bis 2040 – geht das? Ja – und Meier will diesen Weg weitergehen. Die Stadtwerke setzen auf eine mehrstufige Dekarbonisierungsstrategie. Sie umfasst: Umbau der Wärmeerzeugung, weg von fossilen Quellen. Integration erneuerbarer Energien in Strom- und Wärmenetze. Speicherlösungen und Sektorenkopplung, um Überschüsse intelligent zu nutzen. Effizienzmaßnahmen in bestehenden Netzen und Anlagen. Kundenlösungen wie Mieterstrommodelle, Wärmepumpenförderung oder Solarpakete. Das Ziel ist klar: Klimaneutrale Versorgung ohne Komfortverlust.

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Was sind zeitvariable Netzentgelte überhaupt

Zeitvariable Netzentgelte: Warum der 1. April 2025 nicht zum Durchbruch wird – und was das für Stromkunden bedeutet

on 1. April 2025by in Vertrieb

Für die beteiligten Marktakteure ist die Umsetzung der dynamischen Netzentgelte herausfordernd. Es ist anzunehmen, dass nur wenige zum Stichtag am 1. April 2025 „ready“ sind. Ab dem 1. April 2025 müssen die Verteilnetzbetreibern den Verbrauchern ein zeitvariables Netzentgelt anbieten. Damit soll die Bereitschaft angereizt beziehungsweise vergütet werden, den Stromverbrauch aus Hochlastzeiten in nachfrageschwächere Zeiträume zu verlagern. Die Grundlage dafür bilden der §14a Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) zur Integration steuerbarer Verbrauchseinrichtungen ins Stromsystem und dessen Ausgestaltung durch die entsprechende Festlegung der Bundesnetzagentur. Darin ist verankert, dass diejenigen Verbraucher eine Entlastung bei den Netzentgelten erhalten, die sich zu einer netzorientierten Steuerung ihrer Anlagen, etwa Wärmepumpen oder Wallboxen zum Laden von Elektrofahrzeugen, durch den Netzbetreiber bereiterklären. Zwar wird das reduzierte Netzentgelt am Ende in der Stromrechnung des Lieferanten ausgewiesen, die beteiligten Netzbetreiber müssen jedoch genauso umfangreiche Vorkehrungen treffen, um die Umsetzung der rechtlichen Vorgaben zu gewährleisten. Die Bundesnetzagentur weist auf ihrer Internetseite darauf hin, dass nur diejenigen Verbraucher in den Genuss reduzierter Netzentgelte kommen können, die an der netzorientierten Steuerung teilnehmen. Voraussetzung für die netzorientierte Steuerung ist jedoch die technische Ausstattung des Kunden. Diese bestehe vor allem aus einem intelligenten Messsystem und einer damit verbundenen Steuerungseinrichtung. Intelligente Messsysteme sind eine Voraussetzung Da sich der Einbau von Steuerungseinrichtungen derzeit noch verzögern könne, sei es möglich, bei drohenden Überlastungen des Netzes übergangsweise noch ältere Steuerungstechnik einzusetzen, schreibt die Bundesnetzagentur auf ihrer Internetseite. Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) der einen großen Teil der Verteilnetzbetreiber und damit auch der grundzuständigen Messstellenbetreiber, die für den Smart Meter Rollout verantwortlich ist, gibt zu bedenken, dass der Rollout intelligenter Messsysteme bislang aus mehreren Gründen „verhalten“ gelaufen ist.„Hauptgrund war die fehlende Wirtschaftlichkeit, die erst nach Anpassung des Regulierungsrahmens gegeben war“, so ein Sprecher auf Anfrage von E&M. Laufend neue regulatorische Anforderungen, offene technische Umsetzungsfragen und der hohe Bedarf an Fachkräften seien weitere Hemmnisse gewesen. Auch die Verfügbarkeit von Geräten und technische Schwierigkeiten beim Einbau seien in der Vergangenheit limitierende Faktoren gewesen. Zahlen, wie viele Verteilnetzbetreiber nun ab dem 1. April in der Lage sind, die zeitvariablen Netzentgelte umzusetzen, liegen dem Verband dem Sprecher zufolge nicht vor. Auch eine Einschätzung gab der VKU nicht ab. Nur so viel: „Die hohe Frequenz neuer Vorgaben und eng getaktete Umsetzungszeiträume stellen eine Herausforderung für die Branche dar, insbesondere für Mitarbeiter, die sich um IT und Abrechnungssysteme kümmern.“ Allerdings zeige die Erfahrung, dass die Stadtwerke die Herausforderungen trotz des hohen Fachkräftebedarfs erfolgreich meistern werden. „Auf die Stadtwerke ist Verlass“, heißt es von offizieller Seite. Beim Bundesverband der Energiemarktdienstleister (BEMD) ist man etwas verbindlicher. Eine allerdings sehr kurzfristige und kurze Rücksprache mit einigen Mitgliedern, lässt den Verband annehmen, dass noch nicht ganz 25 Prozent der Verteilnetzbetreiber die variablen Netzentgelte umgesetzt haben. Eine konkrete Zahl lasse sich jedoch nicht nennen, so ein Sprecher. Eine lange Liste von Gründen lasse sich für die noch geringe Umsetzungsquote nennen, etwa die Menge der Daten, die in Echtzeit verarbeitet werden müssen, oder die dynamische Tarifbildung und die Umstrukturierung der Kundenportale. Außerdem gebe es Herausforderungen beim Datenschutz, bei der Integration der neuen Marktrollen und bei den Schnittstellen zu den mittlerweile auch automatisierten Prozessen, inklusive der Kompatibilität mit den Vorgaben der Marktkommunikation. Der BEMD vertritt unter anderem Abrechnungs-, Zähl-, Mess- und IT-Dienstleister in der Energiewirtschaft.

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Stromnetze am Limit: Warum wir die Finanzierung jetzt neu denken müssen – bevor die Energiewende scheitert

on 1. April 2025by in Finanzen

Eine neue Studie warnt: Ohne Reform der Netzfinanzierung steigen Stromkosten und soziale Ungleichheit – das gefährdet die Energiewende. Die Energiewende in Deutschland und Europa braucht dringend eine Reform der Stromnetzfinanzierung. Zu diesem Ergebnis kommt eine neue Untersuchung des Forums Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft (FÖS), die im Auftrag von Climate Action Network (CAN) Europe erstellt wurde. Ohne strukturelle Änderungen drohen laut der Studie steigende Netzentgelte, die vor allem einkommensschwache Haushalte überproportional belasten. Der Ausbau und die Modernisierung der Stromnetze sind zentrale Voraussetzungen für die Dekarbonisierung der europäischen Energiewirtschaft. Bereits heute machen Netzentgelte einen erheblichen Anteil an den Stromkosten aus. Besonders stark trifft dies einkommensschwache Regionen in Osteuropa: In Bulgarien etwa ist die Belastung durch Netzentgelte im Verhältnis zum Einkommen fast fünfmal so hoch wie in Dänemark. Deutschland liegt im europäischen Vergleich im unteren Mittelfeld. „Pauschale Senkungen der Netzentgelte durch staatliche Zuschüsse lösen das Problem nicht. Sie verschieben nur erhebliche Kosten in den Steuertopf, ohne die Ursachen anzugehen“, sagt Marie Wettingfeld, wissenschaftliche Referentin beim FÖS und Hauptautorin der Studie. Stattdessen brauche es eine grundlegende Reform der Netzfinanzierung und der Entgeltregeln. Eine Option sei ein öffentlicher Infrastrukturfonds, dessen Anteile über den Finanzmarkt vermarktet werden können. Auf diese Weise ließen sich private Kapitalquellen erschließen und öffentliche Mittel effizienter einsetzen. Der Fonds müsse dabei klar von Bereichen getrennt werden, in denen gezielt private Investitionen gewünscht sind, um eine schnellere Umsetzung zu erreichen – etwa bei innovativen Technologien zur netzdienlichen Nutzung von Flexibilitäten. Zudem empfiehlt das FÖS eine stärkere staatliche Beteiligung an Netzbetreibern. Diese könne die Kreditwürdigkeit erhöhen, die Finanzierungskosten senken und so langfristig für stabile Netzentgelte sorgen. „Klare und dauerhafte Beteiligungsstrukturen können langfristig für stabile und bezahlbare Netzentgelte sorgen“, so Carolin Schenuit, geschäftsführende Vorständin des FÖS. Voraussetzung sei jedoch eine Kombination mit verbindlichen regulatorischen Vorgaben und einer Reform der bestehenden Anreizregulierung. Ein weiterer Schwerpunkt der Studie liegt auf der Tarifgestaltung. Die Forscherinnen und Forscher sprechen sich für eine stärker differenzierte Tarifstruktur aus, die zeitabhängige Modelle einschließt. Diese können dazu beitragen, Lastspitzen zu reduzieren und die Integration von erneuerbaren Energien ins Netz zu erleichtern. Allerdings sei der Einsatz intelligenter Messsysteme für das Angebot von differenzierten und fairen Tarifen unerlässlich. Die Autorinnen und Autoren der Studie betonen, dass es keine universelle Lösung für ganz Europa gebe. Stattdessen müsse eine Kombination verschiedener Finanzierungs- und Tarifmodelle gefunden werden, die auf die jeweiligen nationalen Gegebenheiten zugeschnitten ist.

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Ab Oktober 2025 der neue Geschäftsführer der Stadtwerke Lünen: Urs Reitis (m.) zusammen mit dem SWL-Aufsichtsratsvorsitzenden Hugo Becker (l.) und dem aktuel-len SWL-Geschäftsführer Dr. Achim Grunenberg (r.).

Neuer Wind für Lünen: Urs Reitis übernimmt das Ruder bei den Stadtwerken – mit Vision, Heimatliebe und jeder Menge Energie

on 1. April 2025by in Allgemein

Ein Rückkehrer mit Vision, ein Unternehmen im Wandel und eine Region mit Ambitionen: Die Stadtwerke Lünen holen sich mit Urs Reitis einen Mann an Bord, der nicht nur fachlich überzeugt, sondern auch emotional verbunden ist – mit dem Ruhrgebiet, mit der Energiewelt von morgen und mit dem Anspruch, lokale Energieversorgung nachhaltig zu gestalten. Klingt spannend? Ist es auch. Denn was auf den ersten Blick wie ein regulärer Wechsel in der Chefetage wirkt, ist in Wirklichkeit ein kraftvoller Auftakt für neue Energiepolitik auf kommunaler Ebene. Wer ist Urs Reitis – und was bringt er mit? Urs Reitis ist 45, gebürtiger Dortmunder, und hat Energie im Blut – beruflich wie geografisch. Der studierte Energiewirtschaftler und -techniker blickt auf eine beeindruckende Karriere im kommunalen Energiesektor zurück: Zuletzt war er Geschäftsführer der BonnNetz GmbH, der Netzgesellschaft der Stadtwerke Bonn. Dort hat er nicht nur den Betrieb geleitet, sondern aktiv zukunftsweisende Projekte wie die Kommunale Wärmeplanung angeschoben. Davor war er im westfälischen Warendorf in leitender Funktion tätig – kennt also nicht nur Großstädte, sondern auch mittelgroße Versorgungslandschaften, wie sie Lünen repräsentiert. Und genau das ist sein Vorteil: Verständnis für die Region, Erfahrung in der Transformation, Leidenschaft für die Aufgabe. Die Rückkehr ins Ruhrgebiet: Mehr als ein Jobwechsel Mit dem Wechsel nach Lünen kehrt Reitis zurück in seine Heimatregion – in ein Umfeld, das wie kaum ein anderes vor den Herausforderungen der Energie- und Wärmewende steht. „Mich reizt es, die großen Herausforderungen gemeinsam vor Ort aktiv anzugehen“, sagt Reitis – und diese Worte wirken nicht wie PR, sondern wie ein echtes Bekenntnis. Denn Lünen ist mehr als nur eine Stadt. Lünen ist ein energetischer Mikrokosmos: Heimat des Entsorgungsriesen Remondis, Standort eines Biomassekraftwerks, aber auch eines Steinkohlekraftwerks, das mittelfristig transformiert werden muss. Wer hier antritt, braucht Mut zur Veränderung – und Ideen, wie nachhaltige Versorgung in einer Stadt mit industrieller Prägung aussehen kann. Die neue Doppelspitze: Übergang mit Strategie Bis mindestens Mai 2026 wird es bei den Stadtwerken Lünen eine Doppelspitze geben: Reitis tritt im Oktober 2025 an, während der bisherige Geschäftsführer Achim Grunenberg noch kein genaues Austrittsdatum genannt hat. Was nach Zwischenlösung klingt, ist in Wahrheit ein kluger Schritt: Erfahrung trifft Erneuerung. Zwei Führungsstile, ein Ziel. Diese Übergangszeit gibt Raum für: Know-how-Transfer Gemeinsame Strategieentwicklung Stabile Führung in der Transformationsphase Und das ist wichtig – denn Lünen steht vor großen Aufgaben. Energie- und Wärmewende – vor Ort gedacht Reitis bringt aus Bonn eines der heißesten Themen der Zukunft mit nach Lünen: die Kommunale Wärmeplanung. Bis Mai 2025 muss jedes größere Versorgungsunternehmen in Deutschland seinen Fahrplan zur Wärmewende vorlegen – also zur Frage: Wie machen wir unsere Heizsysteme klimaneutral, effizient und sozial verträglich? Das ist kein kleines Projekt. Das ist die Grundlage für eine dekarbonisierte Zukunft. Und Reitis hat genau das bereits in Bonn durchdacht und vorangetrieben. Sein Vorteil in Lünen: Die Stadtwerke sind 100-prozentige Tochter der Kommune. Das bedeutet direkte Abstimmung mit Politik, Verwaltung und Bürgern – und: echte Gestaltungsmacht. Reitis bringt also nicht nur Ideen mit, sondern auch den Hebel, sie umzusetzen.

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Andreas Berg übernimmt zum 1. April 2025 das Ressort Technik im Vorstand der Westenergie AG.

Westenergie setzt auf Zukunft: Andreas Berg übernimmt Technikressort – und bringt frischen Wind in die Energiewende

on 1. April 2025by in Personal

Die Energiewende schreitet voran – und sie braucht kluge Köpfe, mutige Entscheidungen und technologische Power. Genau hier setzt die Westenergie AG an, die mit einer Personalentscheidung nicht nur ein neues Kapitel aufschlägt, sondern auch klare Zeichen in Richtung Zukunft setzt: Dr. Andreas Berg übernimmt ab dem 1. April 2025 das Technikressort im Vorstand und tritt damit in die Fußstapfen des langjährigen Experten Stefan Küppers. Aber was bedeutet das für Westenergie, die Region und vor allem für die Energiezukunft Deutschlands? Lass uns gemeinsam einen Blick hinter die Kulissen werfen. Wer ist Andreas Berg – und warum ist er der Richtige? Dr. Andreas Berg ist Elektrotechniker mit Leib und Seele – promoviert, erfahren, visionär. Seine Laufbahn liest sich wie das Who’s Who der Energiebranche: Nach seinem Studium und seiner Promotion an der renommierten RWTH Aachen war er bei der VSE-Gruppe tätig und kümmerte sich dort um Schlüsselthemen wie erneuerbare Energien, Digitalisierung, Strategieentwicklung und IT. Später führte ihn sein Weg zur Syna GmbH, einem Netzbetreiber und Tochterunternehmen der Süwag Energie AG (ebenfalls Teil des E.ON-Konzerns), wo er als Technischer Geschäftsführer die digitale und technische Weiterentwicklung maßgeblich prägte. Nun bringt er diese geballte Kompetenz zur Westenergie AG, der größten regionalen Energiedienstleisterin im E.ON-Konzern – mit über 10.000 km Stromnetz, 9.000 km Gasnetz und einer klaren Vision für die digitale Infrastruktur der Zukunft. Mit dem Wechsel von Stefan Küppers zu Andreas Berg kommt es nicht zu einem Bruch, sondern zu einer Evolution. Küppers war über drei Jahrzehnte in der Energiebranche tätig und wird auch weiterhin als Senior Expert in Konzernprojekten sowie in der Verbandsarbeit beim VDE aktiv bleiben. Es ist also ein fließender Übergang mit Erfahrungskontinuität und frischem Innovationsgeist. Und genau das braucht es, denn: Die kommenden Jahre stehen im Zeichen einer massiven Transformation. Die Herausforderungen: Digitalisierung trifft Netzausbau Berg bringt es auf den Punkt: „Um die klimaneutrale Energieversorgung zu erreichen, müssen wir unsere Netze ausbauen und digitalisieren, Prozesse effizient gestalten und die Kundenperspektive stärker einbeziehen.“ Klingt einfach – ist es aber nicht. Denn die Energiewende ist nicht nur eine technologische, sondern auch eine gesellschaftliche Mammutaufgabe. Westenergie steht hierbei an vorderster Front: mit Strom- und Gasverteilnetzen in Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz und Niedersachsen, mit zahlreichen Kommunalpartnerschaften und mit einem klaren Fokus auf Zukunftstechnologien wie Elektromobilität, intelligente Netze und digitale Infrastruktur. Ein neuer Kurs: Technik trifft Menschlichkeit Was Andreas Berg auszeichnet, ist seine Fähigkeit, Technik mit Menschen zu verbinden. Für ihn ist Digitalisierung kein Selbstzweck, sondern ein Werkzeug zur Effizienzsteigerung und Kundennähe. Sein Ziel: Prozesse optimieren, ohne den Menschen aus dem Blick zu verlieren. Die Kundenperspektive rückt also stärker in den Mittelpunkt. Das bedeutet: transparente Kommunikation, bessere digitale Services, mehr Mitgestaltungsmöglichkeiten. Denn nur so kann Vertrauen entstehen – und nur so wird die Energiewende zu einer gemeinsamen Aufgabe. Ein Blick nach vorn: Was erwartet uns? Westenergie bereitet sich mit dem Führungswechsel auf eine Zeit intensiver technischer Neuerungen vor. Die Schlüsselbegriffe sind klar: Smart Grids: Intelligente Stromnetze, die sich flexibel an Angebot und Nachfrage anpassen. Sektorkopplung: Strom, Wärme und Mobilität wachsen technisch zusammen. Digitale Steuerungssysteme: Für mehr Effizienz, Sicherheit und Nachhaltigkeit. E-Mobilität: Ausbau der Ladeinfrastruktur in ländlichen und urbanen Räumen. Cybersecurity: Schutz kritischer Infrastrukturen wird zur Top-Priorität. Künstliche Intelligenz im Netzbetrieb: Für proaktive Wartung und intelligente Lastverteilung. Partnerschaft mit Kommunen: Für individuelle Lösungen vor Ort. All das braucht einen erfahrenen Kapitän – und mit Berg ist einer gefunden, der nicht nur Kurs halten, sondern auch neu navigieren kann. 7 Vorteile des Führungswechsels für Westenergie und die Region: Frische Impulse durch technologische Exzellenz und Digitalisierungsexpertise. Kontinuität im Wandel, da Küppers als Senior Expert weiter aktiv bleibt. Stärkung der Energiewende durch gezielten Ausbau der Infrastruktur. Erhöhte Kundennähe durch neue digitale Schnittstellen und Services. Regionale Verankerung wird vertieft durch kommunale Partnerschaften. Innovationsförderung durch Integration moderner Technologien. Mehr Versorgungssicherheit durch smarte, widerstandsfähige Netzarchitektur. Fakten & Zahlen zur Westenergie AG und dem Wechsel: Unternehmen: Westenergie AG, Tochter der E.ON SE Netzgebiete: NRW, Rheinland-Pfalz, Niedersachsen Mitarbeitende: Mehrere Tausend, inkl. Kommunalpartnern Neuer Technikvorstand: Dr. Andreas Berg (ab 1. April 2025) Vorgänger: Stefan Küppers (bis September 2025 aktiv) Netzlänge: ca. 10.000 km Strom, 9.000 km Gas Fokusbereiche: Energienetze, Digitalisierung, Elektromobilität

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Cordes wird ein Geschäftsführer der Stadtwerke Lingen

Cordes wird ein Geschäftsführer der Stadtwerke Lingen 

on 1. April 2025by in Personal

Die Stadtwerke Lingen (Niedersachsen) haben Hermann Cordes als neuen technischen Geschäftsführer verpflichtet. Er soll spätestens am 1. Oktober 2025 seine Position antreten. Die Bestellung von Hermann Cordes zum neuen technischen Geschäftsführer traf der Aufsichtsrat der Stadtwerke Lingen Ende März 2025. Die Empfehlung stammte vom Personalausschuss, und nach seiner persönlichen Vorstellung im Aufsichtsrat entschied das Gremium einstimmig. Cordes tritt an die Seite von Thorsten Schlamann, der seit 2024 kaufmännischer Geschäftsführer ist. Der 55-jährige gebürtige Meppener Hermann Cordes bringt Erfahrung in der Energiewirtschaft mit, vor allem in den Bereichen Netzgeschäft, Energie- und Wasserversorgung. Bereits in der Vergangenheit war er als Technischer Leiter für die Stadtwerke Lingen tätig, bevor er 2013 zur EWE Netz GmbH wechselte, wo er die Netzregion Ostfriesland leitete. In Personalunion wird Hermann Cordes die technische Geschäftsführung auch bei der Wirtschaftsbetriebe Lingen GmbH sowie den Windpark-Gesellschaften übernehmen. Er ersetzt den amtierenden Geschäftsführer Hans-Martin Gall, der zum 1. Juli 2025 zur Bodensee-Wasserversorgung nach Stuttgart wechselt.

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Effizienz-Booster für energiewirtschaftliche Kernprozesse

on 10. Juni 2024by in Personal, Vertrieb

Der Fachkräftemangel ist derzeit eine der zentralen Herausforderungen für die Energiewirtschaft. Gleichzeitig steigen die Anforderungen der Kunden an ein hochwertiges Kundenerlebnis: Verfügbarkeit und Responsivität digitaler Services werden zum Differenzierungsfaktor in einem stark Commodity-geprägten Marktumfeld. Um sich für zukünftige Lastspitzen zu wappnen und gleichzeitig die Zukunftsfähigkeit der eigenen Prozesslandschaft auszubauen, gehört die Automatisierung von Prozessen zu den wichtigsten Aufgaben von Energieunternehmen.   RPA als Schlüssel für eine kostengünstige Automatisierung Hier setzt die Robotic Process Automation (RPA) an. Dabei handelt es sich um eine Form der robotergestützten Prozessautomatisierung, die es ermöglicht, hochvolumige und stark repetitive Aufgaben automatisiert auszuführen. Im Gegensatz zu Business Process Automation (BPA) oder anderen Formen der Automatisierung, die Prozesse neu aufsetzen, werden bei RPA Softwareprogramme oder Bots programmiert, die die menschliche Interaktion mit der Software imitieren. Dadurch können Prozesse sehr schnell und kostengünstig automatisiert abgebildet werden, ohne aktiv in die bestehende Systemlandschaft einzugreifen. Dabei wird zwischen „Attended“ und „Unattended“ Bots unterschieden: Attended ist der Prozess, wenn der Anwender den Bot direkt auf seinem Arbeitsplatz startet und die Verarbeitung für ihn sichtbar ist, im unattended Modus läuft der Bot im Hintergrund, ggf. auf einer eigenen virtuellen Workstation. Attended Bots werden vom Benutzer manuell gestartet, während unattended Bots zu festgelegten Zeiten starten oder durch Ereignisse wie API-Aufrufe ausgelöst werden.   Potenziale von RPA Durch diese Simulation einzelner Prozessschritte ermöglicht RPA die Automatisierung von Routineaufgaben und entlastet damit die Mitarbeiter, die sich dann komplexeren Tätigkeiten, wie z.B. dem persönlichen Kundenkontakt, widmen können. Gleichzeitig können die Durchlaufzeiten von Standardprozessen effektiv verkürzt und die Fehlerquote im Vergleich zur manuellen Bearbeitung reduziert werden, was letztlich zu Kosteneinsparungen führt. Die Kundinnen und Kunden profitieren wiederum von einer permanenten Verfügbarkeit der Services unabhängig von Geschäfts- und Servicezeiten sowie von kürzeren Bearbeitungszeiten ihrer Anfragen. Der größte Vorteil von RPA im Vergleich zu anderen Formen der Prozessautomatisierung liegt in der vereinfachten Implementierbarkeit der Lösungen. So erfordern die meisten kommerziellen Lösungen am Markt weder Programmierkenntnisse noch tiefgreifende Änderungen an der bestehenden Systemlandschaft. Die zu automatisierenden Prozesse können einfach aufgenommen und nach Bedarf konfiguriert werden. Dabei steht dem Anwender eine große Auswahl an vordefinierten Funktionen zur Verfügung, die per Drag & Drop miteinander verknüpft werden. Dies reduziert die Einführungszeit und -kosten erheblich. Demgegenüber stehen höhere Prozessdurchlaufzeiten als bei klassischen Automatisierungslösungen und eine Wartungsanfälligkeit bei sich ändernden Benutzeroberflächen. Anwendungsfelder für RPA in energiewirtschaftlichen Kernprozessen Aufgrund der beschriebenen Eigenschaften eignet sich RPA vor allem dort, wo manuelle, standardisierte Prozesse mit hoher Frequenz durchgeführt werden. Diese Potenziale wurden in Zusammenarbeit mit dem Bundesverband der Energiemarktdienstleister (BEMD e.V.) im Hinblick auf die Kernprozesse in der Energiewirtschaft untersucht. Denn gerade in der Energiewirtschaft sind viele Abläufe strukturiert, regelbasiert und vor allem zeitintensiv. Hier können Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter von EVU, Messstellenbetreibern oder Verteilnetzbetreibern wirksam entlastet und für Tätigkeiten mit individuell höherer Komplexität eingesetzt werden. Im Folgenden werden drei ausgewählte Beispiele für energiewirtschaftliche Kernprozesse vorgestellt, die mit Hilfe von RAP automatisiert werden können: Use Case 1: Plausibilisierung von Zählerständen Nachdem Kunden oder Dienstleister die Zählerstände eingegeben haben, werden diese im Abrechnungssystem des Energieversorgers auf Plausibilität geprüft. Bei Unstimmigkeiten erfolgt eine manuelle Prüfung. Dieser Arbeitsschritt kann durch eine definierte Logik automatisiert werden. Ein Beispiel für einen solchen Klärungsfall ist der “Nullverbrauch”. Hier kann der Roboter automatisiert nachfragen, ob es sich um einen Leerstand handelt oder ob der Zählerstand vom EVU oder einem anderen Dienstleister erfasst wurde. Use Case 2: Lieferantenclearing Im klassischen Lieferantenclearing können teilautomatisierte Prozesse im Zusammenspiel zwischen RPA, Kunde und Sachbearbeiter die Durchlaufzeiten effektiv verkürzen. Dabei wird der Interessent nach Prüfung der Eingangsliste durch den Sachbearbeiter automatisiert kontaktiert. Nach Rücksendung der Daten durch den Kunden legt der Roboter die Vorgänge im System an und archiviert die Dokumente. RPA prüft die Wiedervorlage und der Sachbearbeiter gibt den Kunden über ein abschließendes Quality Gate frei.  Auf diese Weise sinkt die durchschnittliche Bearbeitungszeit von 12 auf 4 Minuten, was einer Aufwandsersparnis von 66 Prozent entspricht. Use Case 3: Tarifwechsel Die RPA-unterstützte Bearbeitung von Tarifänderungen zeigt, wie verschiedene Automatisierungstechnologien kombiniert werden können. So können die vom Kunden per Post zurückgesendeten Vertragsunterlagen mittels OCR-Technologie ausgelesen und dem Roboter in strukturierter Form zur vollautomatischen Verarbeitung zur Verfügung gestellt werden. Der Automatisierungsgrad liegt hier bei 85-90 Prozent bei einer Fehlerquote von null Prozent.   Schrittweise Implementierung Um die beschriebenen Effizienzpotenziale durch den Einsatz von RPA in den eigenen Prozessen zu heben, sollten Unternehmen bei der Implementierung einige wesentliche Erfolgsfaktoren berücksichtigen: Geeignete Prozesse auswählen Für den erfolgreichen Einsatz und die Akzeptanz von RPA ist die sorgfältige Auswahl der zu automatisierenden Prozesse von großer Bedeutung. Dabei sollten Unternehmen zum einen bestimmte technische Anforderungen wie Regelbasiertheit und Stabilität des Prozesses, Zugriffsmöglichkeiten auf die beteiligten Systeme oder standardisierte Lesbarkeit des Inputs berücksichtigen. Zum anderen sollten Prozesse ausgewählt werden, die ein hohes Amortisationspotenzial aufweisen. Zielparameter festlegen Klare Zielparameter sind elementar, um den Erfolg der RPA-Implementierung zuverlässig bewerten und gegebenenfalls gegensteuern zu können. Dazu sollten Unternehmen bereits zu Beginn der Implementierungsbemühungen entsprechende KPIs definieren, die bei der Bewertung des Implementierungsfortschritts berücksichtigt werden sollten. Dies reicht beispielsweise von implementierungsbezogenen Erfolgskennzahlen wie Implementierungszeiten oder Fehlerquoten bei automatisierten Prozessen bis hin zu ergebnisorientierten Kennzahlen wie Kapazitätseinsparungen, Durchlaufzeiten oder Mitarbeiterzufriedenheit. Stakeholder einbinden Ein wesentlicher Erfolgsfaktor für die Einführung von RPA ist die rechtzeitige Einbindung der relevanten Stakeholder zum richtigen Zeitpunkt. In der Initialisierungsphase des Projekts spielen sowohl interne Projektsponsoren als auch Prozessexperten und Lead User, die die Prozesse kennen und bewerten können, eine wichtige Rolle. Später müssen interne oder externe Experten identifiziert werden, die die Umsetzung begleiten. Schließlich müssen in der Umsetzungsphase die betroffenen Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter im Rahmen eines Change- und Enablement-Programms frühzeitig eingebunden werden, um möglichen Vorbehalten entgegenzuwirken und die Akzeptanz der Lösung in der Organisation zu erhöhen. Anbieter evaluieren Mittlerweile gibt es auf dem RPA-Markt eine Vielzahl unterschiedlicher kommerzieller Produkt- und Lösungsanbieter. Bei der Auswahl des richtigen Technologiepartners sollten Unternehmen neben dem Kosten- und Lizenzmodell vor allem auf Kriterien wie mögliche Lösungserweiterungen, z.B. in Richtung Process Mining oder KI-Anbindung, sowie die angebotenen SLAs achten. RPA-Pipeline aufbauen Um eine hohe Akzeptanz für die RPA-Implementierung zu gewährleisten und Investitionsrisiken zu vermeiden, empfiehlt sich ein schrittweises Vorgehen, bei dem zunächst wenige, ausgewählte Prozesse..

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