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Chefsache

Digitalisierung und Energiewende gehen Hand in Hand: Diese Aussage mag zwar keinen Branchenakteur mehr überraschen, doch bei der praktischen Umsetzung sieht es unweit spannender aus. Vor allem die teils rasenden Entwicklungsschübe in den Bereichen Künstlicher Intelligenz, Cloud Computing oder Cybersicherheit erfordert in allen Marktrollen Innovationsbereitschaft und den Willen, die eigenen Unternehmensprozesse mit Blick auf neue digitale Möglichkeiten zu überprüfen. 

Es hat sich inzwischen vielfach gezeigt, dass das Festhalten an den „bewährten“, selbstgeschneiderten Softwarelösungen die Digitalisierung verlangsamt und verteuert. Standardisierte, offene Lösungen, in denen der Prozess anhand einer „Blaupause“ schnell konfiguriert und angepasst werden kann, machen das Unternehmen indes agiler. Knappe Ressourcen sind keine Entschuldigung – gerade diese sollten zum Treiber innovativer Digitalisierungsstrategien in Versorgungsunternehmen werden. (cp)
Advertorial

Mit LoRaWAN widerstandsfähige Infrastrukturen aufbauen

09.12.2024 – Deutschlands Städte und Gemeineden setzen zunehmend auf digitale Technologien, um aktuelle Herausforderungen wie der Integration erneuerbarer Energien, der Dekarbonisierung oder der wachsenden Zahl an Hochwasserereignissen zu meistern. Mit Hilfe der Digitalisierung sollen widerstandsfähige und resiliente Infrastrukturen aufgebaut werden, die es möglich machen, kurzfristig auf Ereignisse reagieren zu können und dabei gleichzeitig auf das Thema Nachhaltigkeit einzahlen. Eine erfolgreiche Strategie liegt in der Integration von IoT-Lösungen (Internet of Things), beispielsweise zur Überwachung von Stromnetzen, zur Steuerung der Straßenbeleuchtungen oder zur Integration von Smart-Metering- und Smart-Building- Lösungen, die das zentrale Ziel eines klimaneutralen Gebäudebestandes unterstützen. Insbesondere die Digitalisierung mit LoRaWAN eröffnet neue Möglichkeiten zur Erhöhung der Widerstands-, Regenerations- und Entwicklungsfähigkeit einer Kommune. Dank der Informationen, die mit Sensoren erfasst und

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DREI FRAGEN AN…

Marcel Kühne, Wissenschaftlicher Mitarbeiter am Fraunhofer IOSB-AST
Rolf Bienert, Managing & Technical Director der OpenADR Alliance

Herr Bienert, was ist OpenADR und wer nutzt es?

Foto: OpenADR Alliance

OpenADR ist ein Kommunikationsprotokoll, das Energieversorgern hilft, wichtige Informationen über Energieverbrauch und Preise an die Geräte der Kunden zu senden, ohne dabei die Geräte direkt zu steuern. So können die Versorger Energiebedarfs- und Preisinformationen in Echtzeit an ihre Kunden senden, um die Energienachfrage besser zu kanalisieren. Die Kunden ihrerseits behalten jedoch die volle Kontrolle über ihre Geräte und reagieren selber auf Preisschwankungen. Auf diese Weise ermöglicht OpenADR eine flexiblere und kosteneffizientere Interaktion zwischen Energieversorgern und ihren Kunden. Ein weiterer Vorteil von OpenADR: Es ist ein bidirektionales und offenes Modell, mit dem alle beteiligten Parteien Informationen über Preise und Verfügbarkeit austauschen können. Mit der Einführung der neuesten Version OpenADR 3.0 sind weitere Anwendungsbereiche hinzugekommen. Dazu zählen zum Beispiel dynamische Preisstrukturen, die Signalisierung von Treibhausgasemissionen, Grid-Code-Anpassungen und das Kapazitätsmanagement – etwa in dynamischen Betriebsumgebungen.  

Wieso ist diese Kommunikation relevant?

Für Netzbetreiber ist es unmöglich, die Lasten manuell zu kontrollieren und schnell auf sich ändernde Nachfragen zu reagieren. Die Lösung für dieses Problem ist eine automatische Laststeuerung, die sogenannte Auto-DR (Demand-Response). OpenADR als offener Standard kann die gesamte Prozesskette bei unterschiedlichen Akteuren unterstützen: Für dynamische Tarife etwa liefert der OpenADR-Standard die Kommunikationsgrundlage für Energieversorger, um Preisänderungen zu übersenden. Hierauf basierend fällen die Endverbraucher dann die Entscheidung, ob und welche Maßnahmen ihr Energiemanagement-System einleiten soll. Ein Beispiel: Ist das E-Auto zum Zeitpunkt der Stromverteuerung bereits genug geladen, kann das System den Ladevorgang abbrechen – die Verbraucher sparen in diesem Fall Geld und das Stromnetz wird entlastet.

Welche Akteure müssen jetzt aktiv werden, um die Implementierung von OpenADR zu beschleunigen?

Ich sehe vor allem die Versorgungsunternehmen und die Hersteller von intelligenten Geräten in der Pflicht. Damit die Demand-Side-Management-Systeme der Energieversorger über einen empfangenden Gegenpart auf Kundenseite verfügen, müssen die eingesetzten Geräte das OpenADR-Protokoll unterstützen und mit dem Internet verbunden sein. Ein erster Schritt ist dabei eine Analyse der Versorger-Infrastruktur, um sicherzustellen, dass OpenADR-Funktionalitäten problemlos integrierbar sind. Zudem sollten interne Schulungen bei den Versorgern zu einem besseren Verständnis der Funktion und Arbeitsweisen von OpenADR durchgeführt werden. Dabei sollten die Versorger einen Fokus auf die Zusammenarbeit mit den Herstellern von smarten Geräten legen, um sicherzustellen, dass die angebotenen Produkte auch den Spezifikationen entsprechen. (cp)

Stadtwerke fördert Datensouveränität

Mit der Eröffnung eines eigenen Rechenzentrums wollen die Stadtwerke Lübeck im Herbst 2024 auf den steigenden Bedarf an IT-Infrastruktur reagieren. In dem neuen Rechenzentrum stehen allein zur Eröffnung 44 Racks à 47 HE (Höheneinheiten) – das entspricht rund 500 Servern – für örtliche Unternehmen und Behörden bereit. „Viele Unternehmen aus Lübeck und Umgebung wollen die Souveränität über ihre Daten behalten und sich nicht auf die Praktiken von zum Beispiel US-Anbietern einlassen. Ein regionales Rechenzentrum, betrieben durch die Stadtwerke, stellt hier eine Lösung dar,“ erläutert Christoph Schweizer, COO der Stadtwerke Lübeck Gruppe. (pq)

www.swhl.de

Foto: elchinator / pixabay.com

24-Stunden-Challenge

Ab April 2025 soll für Endkund:innen ein Lieferantenwechsel innerhalb 24 Stunden (LFW24) an jedem Werktag gewährleistet werden. Rechtsgrundlage ist § 20a (EnWG), der die EU-Richtlinie 2019/944 umsetzt und den Wettbewerb im Endkundengeschäft steigern soll. Bisher nahm dieser Prozess bis zu acht Werktage in Anspruch. Details zur Umsetzung hat die Bundesnetzagentur im März 2024 festgelegt. Dabei sind erzeugende und verbrauchende Marktlokationen betroffen, so dass sich von den Änderungen sowohl die GPKE (Geschäftsprozesse zur Kundenbelieferung mit Elektrizität) als auch die MPES (Marktprozesse für erzeugende Marktlokationen (Strom)) und WiM (Wechselprozesse im Messwesen) betroffen sind. Insgesamt erfordern die neuen Regelungen einen hohen Automatisierungsgrad sowie maximale Stabilität der eingesetzten IT-Systeme. (pq)

Überlastet

Der Bundesverband der Energiemarktdienstleister (BEMD) e.V. befürchtet, dass viele Energiemarktdienstleister bei der Umsetzung des 24-h-Lieferantenwechsels bis April 2025 aufgrund von Ressourcenkonflikten mit anderen IT-Projekten an ihre Grenzen stoßen werden. Hierzu zählen nach Verbandsangaben beispielsweise die Aktivitäten rund um den Smart-Meter-Rollout, die neuen Prozesse für steuerbare Verbrauchseinrichtungen nach §14a EnWG, die Umstellung auf den AS4-Datenaustausch für Strom oder die Einführung der Lokationsbündelstrukturen zum Spätherbst 2024. (cp)

www.bemd.de

24 Stunden im Datenraum

Gemeinsam mit den Fraunhofer-Instituten IEE und IOSB hat TenneT im Projekt „MakoMaker Space“ einen komplett digitalen 24-Stunden-Lieferantenwechselprozess auf Basis von Datenraum-Technologien simuliert. Der neue Prozess soll Dateninkonsistenzen und die damit verbundenen Verzögerungen vermeiden. Hierzu stellt der (Muster-)Stromkunde seine Stammdaten einheitlich im Datenraum bereit und gestattet den Stromlieferanten, diese für den Lieferantenwechselprozess zu nutzen. Zusätzlich erteilt der Stromkunde dem neuen Lieferanten Zugriffsrechte auf seinen Zählerstand und gegebenenfalls auf sein Verbrauchsprofil beim bisherigen Lieferanten. Da der (Muster-) Kunde den Status des Wechselprozesses stets online verfolgen kann, wird so die Transparenz des gesamten Lieferantenwechselprozesses gefördert. (pq) www.iee.fraunhofer.de
www.iosb.fraunhofer.de
www.tennet.eu

KI-optimierte Lastzeitreihen

Das Forschungsprojekt SyLas-KI hat eine neue Anwendung entwickelt, mit der sich hochaufgelöste synthetische Lastzeitreihen für unterschiedliche Verbraucherprofile erstellen lassen. Hierfür generieren KI-gestützte Verfahren die notwendige Datenbasis, mit der zahlreiche Optimierungs- und Prognoseaufgaben umgesetzt werden können. Die hieraus entstehenden synthetischen Lastzeitreihen sind in ihrer Charakteristik nicht mehr von realen Messdaten zu unterscheiden. So kann die durch Prosumer und Lastenverschiebungen ausgelöste steigende Komplexität der Netzprozesse besser abgebildet werden. (cp)

www.iee.fraunhofer.de

Marktdurchdringung

Studienergebnisse von bitkom prognostizieren einen signifikanten Anstieg der Marktdurchdringung digitaler Technologien in den Bereichen smarter Erzeugung erneuerbarer Energien, Smart Grids sowie Smart Home bis zum Jahr 2030. Die Marktdurchdringung gibt an, in welchem Ausmaß konkrete Anwendungsfälle digitaler Technologien (z.B. Simulationen mit digitalen Zwillingen) durch Unternehmen, öffentliche Institutionen oder Privatpersonen umgesetzt werden. Auch die Anwendung digitaler Zwillinge wird sich der Studie nach zwischen den Jahren 2023 und 2030 fast verdoppeln – bei einer Ausgangslage von 26 % in 2023 und einer projizierten Marktdurchdringung von 41 % für 2030. (cp)

Durchschnittlich 309.000

neue Schadprogramm-Varianten wurden im Zeitraum von Mitte 2023 bis Mitte 2024 täglich bekannt – das entspricht einem Anstieg von 26% im Vergleich zum Vorjahreszeitraum. Der Anstieg ist insbesondere auf eine Zunahme von Schadprogramm-Varianten zurückzuführen, die Schwachstellen in den 64-Bit-Varianten von Windows ausnutzen. Auch bei DDoS-Angriffen haben die Qualität und Häufigkeit von Attacken deutlich zugenommen. (cp)

www.bsi.bund.de

 

Foto: Fraunhofer Academy

„Ungefähr 25.000 Unternehmen und Institutionen in Deutschland, für die bisher keine besonderen Anforderungen an die Cybersicherheit gestellt worden sind, sind voraussichtlich von der NIS-2-Richtlinie betroffen. Auf diese Einrichtungen kommt ein erheblicher personeller, finanzieller und organisatorischer Aufwand zu.“

Marcel Kühne, Wissenschaftlicher Mitarbeiter am Fraunhofer IOSB-AST

IT-Referenzarchitektur eines beispielhaften Verteilnetzbetreibers

Im Rahmen der Cyberfit-Studie skizziert die Deutsche Energie-Agentur (dena) die IT-Sicherheitsstruktur eines beispielhaften Unternehmens aus der Stromwirtschaft anhand der verschiedenen Unternehmensbereiche. Dabei werden logisch oder physisch zusammenhängende Komponenten mit gemeinsamen Sicherheitsanforderungen in Zonen oder Bereiche gruppiert. Die Kommunikation zwischen den Zonen erfolgt über abgesicherte Netzwerkübergänge, den sogenannten „Conduits“.

Neben der netzwerkseitigen Separation in unterschiedlichen Unternehmensebenen zählen auch Maßnahmen zur sicheren Konfiguration und Überwachung der Übergänge zwischen den Ebenen zum Sicherheits-Setup. Ein weiterer Bestandteil der Sicherheitsarchitektur besteht in der netzwerktechnischen Überwachung des Datenverkehrs oder der Netzwerkgeräte durch die Systeme zur Angriffserkennung (SzA) und/oder Intrusion Detection Systems (IDS).

Der Schutz der einzelnen Endgeräte innerhalb der Netzwerke wird in der Ebene der Host-Sicherheit adressiert. Hier kann das Patch Management als organisatorische wie auch technische Maßnahme genannt werden. Besonders beim Patch Management tritt die Leitsystem- und Feldebene zunehmend in den Vordergrund und muss bei der Digitalisierung und Vernetzung der einzelnen Systeme mitgedacht werden. (cp)

www.dena.de