Energieversorgungsunternehmen, Anwendungssysteme für

Bestehende Anwendungssysteme

Die bisher in der Energiewirtschaft eingesetzten Anwendungssysteme lassen sich bezüglich ihres jeweils primären Aufgabengebietes überwiegend drei unterschiedlichen, allerdings nicht eindeutig abgrenzbaren Klassen zuordnen: Systeme zur technischen Betriebsführung, Systeme zur kaufmännischen Verwaltung und Systeme zur integrierten Geschäftsabwicklung. Diese drei  branchenspezifisch auf die Energiewirtschaft ausgeprägten Klassen werden nachfolgend skizziert.

Anwendungssysteme zur technischen Betriebsführung

Anwendungssysteme für die elektro-, kommunikations- und informationstechnische Ebene befassen sich insbesondere mit der Steuerung und Überwachung der elektrischen Erzeuger (heute üblicherweise konventionelle Kraftwerke großer Leistung) und der jeweiligen Netzinfrastruktur (d. h. dem Gas- bzw. Stromnetz und Verteilstationen wie Umspannwerken). Dies betrifft mit jeweils unterschiedlichen Anforderungen aus Erzeugung, Transport, Verteilung und Verbrauch die Hoch- (60-220 kV), Mittel- (6-60 kV) und Niederspannungsebenen (230-400 Volt). Sogenannte Leitstände oder Supervisory Control and Data Acquisition-Systeme (SCADA) ermöglichen eine kontinuierliche Überwachung kritischer Komponenten sowie eine unmittelbare Reaktion auf unerwünschte Systemzustände, wie beispielsweise den Ausfall eines elektrischen Erzeugers. Bei der Lokalisierung von Störungen im Betrieb oder anstehenden Wartungsarbeiten spielen Geoinformationssysteme (GIS) sowie einige ihrer Komponenten eine wichtige Rolle. Spezialisierte Anwendungssysteme etwa für das Engpassmanagement, das auf der Grundlage lokaler Engpässe in der (elektrischen) Übertragungskapazität bestimmter Netzabschnitte entsprechende ortsgebundene Netznutzungsgebühren ableitet, stellen schließlich eine Schnittstelle zur kaufmännischen Verwaltung dar.

Anwendungssysteme zur kaufmännischen Verwaltung

Auch in der Energiewirtschaft kommen Anwendungssysteme wie Customer Relationship Management-Systeme (CRM) zur Verwaltung von Kundendaten und Enterprise Resource Planning-Systeme (ERP) zur integrierten und konsistenten Verwaltung von Betriebsmitteln und anderen Ressourcen innerhalb eines Unternehmens zum Einsatz. Darüber hinaus stellen insbesondere die Geschäftsprozesse zur Kundenbelieferung mit Elektrizität (GPKE) [Bundesnetzagentur 2006] besondere Anforderungen an die auf kaufmännischer Ebene eingesetzten Systeme. Abrechnungssysteme müssen unterschiedliche, zunehmend differenzierte und mit anderen Abrechnungskomponenten kombinierte Energietarife berücksichtigen und die jeweils aktuellen Zählerstände eines Endkunden bzw. Letztverbrauchers in die Rechungserstellung einbeziehen. Dies erfordert auf der softwaretechnischen Ebene ein problemloses Zusammenarbeiten mit den Energiedatenmanagementsystemen (EDM) des Vertriebs. Diese sind - gemeinsam mit den CRM-Systemen - unter anderem für einen Lieferantenwechsel, d. h. den Wechsel eines Kunden von einem Energiedienstleister zu einem anderen, notwendig. Des Weiteren können Energiedaten durch Anwendungssysteme zur Bedarfsprognose dazu verwendet werden, den voraussichtlichen Strom- bzw. Gasbedarf der Kunden eines Energiedienstleisters kurzfristig (z. B. für den Folgetag) als auch langfristig (z. B. für die saisonale oder sogar mehrjährige Planung) vorherzusagen.

Um den Energiebedarf ihrer Kunden verlässlich zu decken, können Energiedienstleister wie Energielieferanten, Energiehändler und Netzbetreiber einerseits eigene Erzeugungskapazitäten nutzen, andererseits aber auch noch fehlende Kapazitäten einkaufen. Als Markt für elektrische Energie hat sich seit 2002 die European Energy Exchange (EEX) mit Sitz in Leipzig etabliert; seit Mitte 2007 werden dort auch Erdgasprodukte gehandelt. Das Zusammenstellen eines so genannten Energieportfolios erfolgt über den Einkauf bestimmter Energieprodukte durch Handel an der EEX oder durch außerbörsliche Over-the-counter-Geschäfte (OTC) direkt mit anderen Energiedienstleistern. Portfoliomanagementsysteme helfen dabei, die unterschiedlichen Produkte zu verwalten und innerhalb eines Rendite-Risiko-Profils ökonomisch positive Effekte zu erzielen [Eydeland, Wolyniec 2003]. Risikomanagementsysteme unterstützen dabei die Bewertung des - unter anderem durch Preisschwankungen oder Kraftwerksausfälle bedingten - finanziellen Risikos eines Portfolios. Systeme zur Preisprognose stellen ebenfalls wichtige Rahmendaten für das Zusammenstellen eines Energieportfolios zur Verfügung, wie etwa den günstigsten Einkaufszeitpunkt eines bestimmten Produkts.

Anwendungssysteme zur integrierten Geschäftsabwicklung

Das Management unternehmensinterner wie -übergreifender Geschäftsprozesse  versuchen Anwendungssysteme sicherzustellen, die zentrale Funktionen und Schnittstellen zwischen der technischen und der kaufmännischen Welt bei Energiedienstleistern selbst und zwischen verteilten und zunehmend unabhängigeren Akteuren der Energiewirtschaft bieten. Systeme zur Kraftwerkseinsatzoptimierung ermöglichen z. B. unter Berücksichtigung technischer Nebenbedingungen die finanziell möglichst optimale Erstellung sogenannter Fahrpläne, d. h. zeitlich diskrete Leistungsvorgaben für die steuerbaren Kraftwerke eines Energiedienstleisters. Energy Scheduling Systeme (ESS) erlauben darüber hinaus die Übermittlung der generierten Fahrpläne an die jeweils zuständigen Übertragungsnetzbetreiber, die diese wiederum für das Netzmanagement benötigen. Zählermanagementsysteme verwalten schließlich sämtliche zählerbezogenen Daten, die für die Abrechnung der jeweils lokal genutzten Energie benötigt werden.

Insgesamt darf man feststellen, dass wegen der lange Zeit „monopolartigen“ Strukturen und des zu geringen Wettbewerbs Anwendungssysteme zur integrierten Geschäftsabwicklung in den Wertschöpfungsketten der Energiewirtschaft weitestgehend fehlen oder noch großen Rückstand haben.

Anforderungen an zukünftige Anwendungssysteme

Zwei wesentliche Faktoren haben deutliche Veränderungen in der Energiewirtschaft ausgelöst und stellen damit anspruchsvolle Herausforderungen an die Entwicklung neuer oder die deutliche Überarbeitung bestehender Anwendungssysteme: die fortschreitende und durch die EU-Richtlinien zur Elektrizitäts- und Gasmarktliberalisierung [Europäische Union 1996; Europäische Union 1998] angestoßene Liberalisierung des Energiemarkts und der strukturelle Wandel insbesondere der elektrischen Energieversorgung. Letzterer zeichnet sich vor allem durch eine zunehmende Dezentralisierung der Erzeugungskapazitäten durch die Nutzung erneuerbarer Energieträger wie Sonne, Wind, Biomasse oder Erdwärme und effizienter Technologien wie der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) aus. Wesentliche Konsequenzen dieser Entwicklung sind zum einen das Entstehen neuer Energiedienstleistungen und Geschäftsmodelle, die in Form neuer Produkte durch unterschiedliche neue Akteure am Energiemarkt angeboten werden können und damit auch komplexe Anforderungen an das unternehmensübergreifende Zusammenwirken insbesondere der Anwendungssysteme zur kaufmännischen Verwaltung mit sich bringen. Zum anderen stellt der vermehrte Einsatz vieler kleiner Energieerzeugungsanlagen, wie z. B. photovoltaische Anlagen oder Blockheizkraftwerke (BHKW), neue Anforderungen an die auf wenige Großkraftwerke zugeschnittenen Energieplanungs- und -steuerungssysteme, d. h. insbesondere auch an die Anwendungssysteme zur technischen Betriebsführung und zur integrierten Geschäftsabwicklung.

Im Folgenden werden daher wesentliche Anforderungen an zukünftige Anwendungssysteme in der Energiewirtschaft anhand der drei Aspekte Standardisierung, Interoperabilität und Sicherheit dargestellt [Appelrath, Chamoni 2007].

IT-Standardisierung in der Energiewirtschaft

Das Entstehen neuer Geschäftsmodelle entlang der sich ändernden Wertschöpfungskette und das Auftreten neuer Marktakteure in einer liberalisierten Energiewirtschaft erfordern insbesondere in unternehmensübergreifenden Prozessen ein weitgehend problemloses Zusammenwirken unterschiedlicher Anwendungssysteme. Beispielhaft seien der Austausch von Kundendaten bei einem Lieferantenwechsel oder die Abrechnung von gehandelten Energiemengen zwischen Energiehändlern genannt. Damit es in der systemübergreifenden Kommunikation nicht zu semantischen Fehlinterpretationen von Nachrichteninhalten und damit zu Folgefehlern kommt, ist ein einheitliches Verständnis der ausgetauschten Dateninhalte notwendig.

Das in den internationalen Normen IEC 61970-301 und IEC 61968-11 definierte Common Information Model (CIM) [IEC 2003] ist ein inzwischen weltweit anerkannter Standard der International Electrotechnical Commission (IEC) und unter anderem in den USA bereits für den Datenaustausch zwischen bestimmten Akteuren des Energiemarktes vorgeschrieben. Das CIM definiert in der weit verbreiteten Modellierungssprache UML (Unified Modeling Language) Datenobjekte, die in Kommunikation und Datenhaltung sowohl im kaufmännischen als auch im technischen Bereich der Energiewirtschaft genutzt werden können. Während auf kaufmännischer Ebene Informationen zu Kunden, Verträgen oder gehandelten Energiemengen standardisiert beschrieben werden, gehören auf der Ebene der Energieinfrastrukturen auch wichtige technische Eigenschaften wie z. B. die topologische Beschreibung von Stromnetzen zum Sprachumfang des CIM.

Gerade auf der technischen Ebene bestehen darüber hinaus Überschneidungen zur geplanten Norm IEC 61850-7-420: Kommunikationssysteme für dezentrale Energieressourcen. Diese Erweiterung der Normenfamilie IEC 61850 wurde speziell für die datentechnische Modellierung von und Kommunikation mit dezentralen Energiesystemen entwickelt [Schwarz 2004] und wird voraussichtlich Anfang 2009 als internationaler Standard von den zuständigen Gremien der IEC verabschiedet. Ein konsequenter Einsatz dieser Normen in Unternehmen der Energiewirtschaft kann zukünftig einen wichtigen Beitrag zur horizontalen - d. h. zwischen Akteuren der Energiewirtschaft - und vertikalen - d. h. innerbetrieblich und übergreifend von der kaufmännischen Verwaltung bis in die technische Betriebsführung hinein - Interoperabilität von Anwendungssystemen leisten [Uslar, Grüning 2007].

Softwaretechnische Kopplung und Interoperabilität

Neben der möglichen Nutzung internationaler Standards wird die zunehmende Kopplung von Anwendungssystemen auf der softwaretechnischen Ebene und die Integration bestehender Altsysteme eine künftig wichtiger werdende Aufgabe sein. Um sich wandelnden Rahmenbedingungen der Energiewirtschaft erfolgreich anpassen zu können, müssen sowohl inner- wie auch überbetriebliche Schnittstellen zwischen den Anwendungssystemen aller Ebenen bereitgestellt werden, die eine möglichst nahtlose Umsetzung eines verlässlichen Energiemanagements zulassen. Dem Konzept der service-orientierten Architekturen (SOA) wird dabei eine vielversprechende Rolle zugesprochen. Unter einer SOA wird dabei ein prozessorientiertes Architekturkonzept verstanden, das die Kopplung von Anwendungssystemen auf der Basis einzelner Dienste (Services) ermöglicht [Siedersleben 2007; Schmedes 2008]. Die Ausgestaltung einzelner Dienste kann dabei von einfachen Funktionen wie z. B. der Bereitstellung von Energiebedarfsprognosen bis hin zum Anbieten vollständiger Geschäftsprozesse wie der Erstellung einer Kundenabrechnung auf Basis aktueller Zählerdaten variieren. Standardisiert gestaltete Dienste können dann sowohl von den innerbetrieblichen Anwendungssystemen lokal als auch in überbetrieblichen Prozessen genutzt werden und erlauben darüber hinaus die Einbindung bereits bestehender Altsysteme, falls diese geeignet durch eigene Dienste gekapselt werden.

Sicherheit in Anwendungssystemen

Die Nutzung standardisierter Schnittstellen und Dienste, die verteilten Verantwortlichkeiten in der liberalisierten Energiewirtschaft und der allgemein zunehmende Einsatz von Informationstechnologien im Energiemanagement stellen besondere Anforderungen sowohl an die Informations- als auch an die Ausfallsicherheit, insbesondere da die verlässliche Versorgung der Kunden mit Energie eine zentrale Aufgabe der Energiewirtschaft und der entsprechenden Akteure ist. In Zukunft könnten z. B. im Rahmen des sogenannten Smart Metering sensible Daten wie detaillierte Verbrauchsprofile, die Rückschlüsse auf das Verhalten Einzelner zulassen, erhoben und gespeichert werden. Bei der Verarbeitung dieser personenbezogenen Daten sind durch das Bundesdatenschutzgesetz Anforderungen für Anwendungssysteme bezüglich technisch-organisatorischer Maßnahmen gemäß §9 BDSG [BMJ 2006] und Anlage zu beachten. Auch ist auf einen sicheren Informationsaustausch in den dezentralen Systemen zu achten (IEC 62351).

Durchgängige Konzepte zum Sicherheitsmanagement wie etwa Rollen- und Berechtigungskonzepte aus dem Bereich des Identity Managements müssen daher von sämtlichen Anwendungssystemen berücksichtigt und bei der Integration neuer Systeme konsequent umgesetzt werden. Anwendungssysteme im Bereich der technischen Betriebsführung sind dabei weitergehenden sicherheitskritischen Anforderungen wie etwa der Einhaltung zeitlicher Restriktionen bis hin zur Echtzeitfähigkeit ausgesetzt.

Beim Aufbau einer Sicherheitsstrategie oder allgemeinen Sicherheitsmanagementsystemen helfen u. a. die BSI-Standards 100-1 und 100-2 [BSI 2008a, BSI 2008b] sowie VDI 2182 [VDI 2007] und ISA SP99 respektive den im Entwurf befindlichen IEC 62443.

Literatur

Appelrath, Hans-Jürgen; Chamoni, Peter: IT in der Energiewirtschaft. In: Wirtschaftsinformatik 49 (2007), Nr. 5, S. 329-335.

Becker, D.: Common Information Model (CIM): CIM 10 Version. EPRI Report 101976. Electric Power Research Institute, 2001.

Brune, Wolfgang; Eichhorn, Wolfgang: Zur deutschen Energiewirtschaft an der Schwelle des neuen Jahrhunderts. Wiesbaden : Teubner Verlag, 2000.

BSI - Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik: BSI-Standard 100-1: Managementsysteme für Informationssicherheit (ISMS) Version 1.5, 2008.

BSI - Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik: BSI-Standard 100-2: IT-Grundschutz-Vorgehensweise Version 2.0, 2008.

BMJ - Bundesministerium der Justiz: Bundesdatenschutzgesetz in der Fassung der Bekanntmachung vom 14. Januar 2003 (BGBl. I S. 66), zuletzt geändert durch Artikel 1 des Gesetzes vom 22. August 2006 (BGBl. I S. 1970).

Bundesnetzagentur - Beschlusskammer 6 Netzzugang Strom: Einheitliche Geschäftsprozesse und Datenformate. Entscheidung vom 11.07.2006. Bundesnetzagentur, 2006.

Europäische Union: Richtlinie 96/92/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 19. Dezember 1996 betreffend gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt, 1996.

Europäische Union: Richtlinie 98/30/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 22. Juni 1998 betreffend gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt, 1998.

Eydeland, Alexander; Wolyniec, Krzysztof: Energy and Power Risk Management: New Developments in Modeling, Pricing, and Hedging. John Wiley & Sons, 2003.

IEC ­ International Electrotechnical Commission: IEC 61970­301(2003): Energy management system application program interface (EMS­API) – Part 301: Common Information Model (CIM) Base. International Electrotechnical Commission, 2003.

Schmedes, Tanja: Entwurfsmethode für service-orientierte Architekturen im dezentralen Energiemanagement. In: Bichler, Martin et. al. (Hrsg.): Multikonferenz Wirtschaftsinformatik 2008, München. Teilkonferenz Dezentralität als Entwurfsprinzip, , S.243-254. Berlin : GITO-Verlag, 2008.

Schwarz, Karlheinz et al.: Offene Kommunikation nach IEC 61850 für die Schutz- und Stationsleittechnik. Berlin : VDE Verlag, 2004.

Siedersleben, J.: SOA revisited: Komponentenorientierung bei Systemlandschaften. In: Wirtschaftsinformatik 49 (2007), Sonderheft, S. 110-117..

Uslar, Mathias; Grüning, Fabian: Zur semantischen Interoperabilität in der Energiebranche: CIM IEC 61970. In: Wirtschaftsinformatik 49 (2007), Nr. 4, S.295-303.