Österreichs Stromsystem verändert sich schneller als viele seiner Anlagen. Erneuerbare liefern immer mehr Strom, zugleich schwankt die Erzeugung stärker. Das fordert Netze und Betreiber. Neben neuen Leitungen braucht die Energiewende deshalb eine Automatisierung, die sich leichter an neue Aufgaben anpasst. Software-defined Automation soll genau das ermöglichen.

Foto: Unsplash/Andrey Metelv

Österreichs Stromnetz bekommt die Energiewende längst im laufenden Betrieb zu spüren. Der Juli 2026 zeigte das deutlich: Wegen Trockenheit sank die Wasserkrafterzeugung kräftig, während Photovoltaik gegenüber dem Vorjahresmonat um mehr als 54 Prozent zulegte. Erneuerbare Quellen deckten in diesem Monat rund 83 Prozent des Strombezugs aus dem öffentlichen Netz. Solche Ausschläge erschweren den Umbau. Strom fließt nicht mehr nur vom großen Kraftwerk zum Verbraucher. Immer mehr dezentrale Erzeuger speisen ein. Betreiber müssen deshalb schneller erkennen, was im Netz passiert, und ihre Anlagen entsprechend steuern.

Mehr Netz reicht nicht

An der Hardware führt trotzdem kein Weg vorbei. Austrian Power Grid will 2026 rund 680 Millionen Euro investieren und bis 2034 insgesamt rund neun Milliarden Euro in den Aus- und Umbau des Übertragungsnetzes stecken. Zugleich liegen dem Unternehmen Netzzugangsanfragen für mehr als 20.000 Megawatt aus erneuerbaren Anlagen und Batteriespeichern vor. Neue Leitungen und Umspannwerke lösen aber nur einen Teil der Aufgabe. Mit jedem Erzeuger wächst der Bedarf, die Infrastruktur intelligent zu führen. Fachkräfte sind zugleich knapp. Automatisierung gewinnt deshalb an Gewicht. Sie kann Fachleute im Betrieb entlasten. Gerade Umspannwerke arbeiten weitgehend ohne Personal vor Ort. Umso wichtiger sind Systeme, die zuverlässig Informationen liefern und Abläufe automatisieren.

Die Hardware verliert ihr Monopol

Lange folgte Automatisierung einem recht einfachen Prinzip: Für bestimmte Aufgaben gab es bestimmte Geräte. Funktion und Hardware gehörten eng zusammen. Das hat sich bewährt, macht Veränderungen aber mitunter mühsam. Schließlich tauscht niemand ein Umspannwerk aus, nur weil die Software neue Tricks gelernt hat. Software-defined Automation lockert diese feste Verbindung. Die Automatisierungsfunktion steckt stärker in der Software und hängt weniger am einzelnen Gerät. Anwendungen können auf standardisierter Infrastruktur laufen. Ändern sich die Anforderungen, lässt sich die Software anpassen. Die IT kennt dieses Prinzip aus der Virtualisierung schon länger. Auch hochverfügbare IT-Systeme müssen rund um die Uhr zuverlässig funktionieren. Erfahrungen daraus können deshalb für die Energietechnik interessant sein.

Ein langes Leben braucht Updates

Das klingt zunächst nach einem Thema für Serverräume. Tatsächlich geht es um die Frage: Wie hält man langlebige Energieanlagen technisch aktuell, ohne bei jeder größeren Änderung tief in die Hardware einzugreifen? Software-defined Automation verlagert einen Teil der Modernisierung auf die Softwareebene. Neue Funktionen lassen sich umsetzen, ohne jedes Mal die Hardware auszutauschen. Die Bindung an proprietäre Geräte kann sinken. Die Hardware verschwindet natürlich nicht. Ein Umspannwerk bleibt ein Umspannwerk. Aber seine Automatisierungsfunktionen hängen weniger stark am einzelnen Gerät. Bei Anlagen, die Jahrzehnte arbeiten sollen, kann das viel ausmachen.

COPA-DATA setzt auf Software

Hier kommt COPA-DATA ins Spiel. Das österreichische Softwareunternehmen entwickelt mit zenon eine Plattform für Automatisierung und Steuerung und verfolgt den Ansatz der Software-defined Automation. Energieunternehmen können die Software auf konventionellen Rechnern oder in virtualisierten Umgebungen einsetzen. Betreiber gewinnen dadurch Spielraum, weil sie Automatisierungsfunktionen nicht dauerhaft an proprietäre Hardware binden müssen. Das kann bei vielen Umspannwerken interessant sein. Die Anlagen bleiben über Jahrzehnte im Einsatz. Software entwickelt sich erheblich schneller.

Mehr Software bedeutet allerdings nicht automatisch weniger Arbeit. Sie verändert die Arbeit. Energie- und Automatisierungstechnik rücken näher an die IT. Fachleute brauchen deshalb teils anderes Wissen. Bei der Cybersecurity kann die Energietechnik auf etablierte Methoden und Erfahrungen aus der IT zurückgreifen, angepasst an die besonderen Anforderungen der operativen Technik. Software-defined Automation darf deshalb kein schickes Etikett für Digitalisierung bleiben. Der Ansatz muss im Alltag zeigen, dass Betreiber ihre Infrastruktur einfacher weiterentwickeln können, ohne die Zuverlässigkeit aufs Spiel zu setzen. Österreichs Energiewende braucht deshalb beides: den Ausbau der physischen Netzinfrastruktur und eine intelligentere Steuerung des vorhandenen Systems. Software ersetzt weder Leitungen noch Umspannwerke. Sie kann aber helfen, die Infrastruktur flexibler zu nutzen. Manchmal beginnt der nächste Ausbau eben auch im Code.

Energie wird dynamischer

Jürgen Resch
Director Industry Management Energy

Jürgen Resch, Director Industry Management Energy bei COPA-DATA, kennt die Anforderungen an moderne Energieinfrastruktur aus der Praxis. Er zeigt, welche Rolle Umspannwerke und Batteriespeicher künftig spielen und wie sich Energieversorgung effizient und zuverlässig steuern lässt.

Der generelle Informationsfluss eines digitalen Umspannwerks bleibt größtenteils derselbe.

Herr Resch, die Energieversorgung wird dezentraler und der Bedarf an Netzinfrastruktur wächst. Was bedeutet das konkret für die Umspannwerke?

Das bedeutet zwei Dinge: Zum einen braucht es mehr Umspannwerke – Ein Mehr an neuen Energieerzeugern bedeutet ein Mehr an Leitungen und neue Leitungen bedürfen neuer Schaltknotenpunkte, also Umspannwerke. Zum anderen müssen Umspannwerke zunehmend dynamischer betrieben werden, um zum Beispiel Leitungsengpässe auszugleichen und brauchen daher einen höheren Automatisierungsgrad.

Viele Umspannwerke lassen sich heute bereits aus einer zentralen Leitstelle steuern. Welchen Vorteil bringt diese Automatisierung, wenn mehr Anlagen mit weniger Fachkräften betrieben werden müssen?

Die Umstellung von bemannten zu unbemannten, also ferngesteuerten Umspannwerken, startet in den 1980er und 1990er Jahren und ist seit vielen Jahren vollzogen. Der Vorteil liegt hier klar in einer Rationalisierung von Betriebspersonal, welches rund um die Uhr im Einsatz war. Es braucht aber weiterhin die Fachkräfte, die die Technik, welche die Automatisierung und Fernsteuerung möglich macht, erhält. Diese Maßnahmen wurden seinerzeit ergriffen, um die Kosten zu senken, was wiederum dem Konsumenten und Steuerzahler zugutekam.

Was verändert die Virtualisierung gegenüber einem klassischen digitalen Umspannwerk für den Betreiber?

Mit der Virtualisierung will man vorhandene Technologien aus der IT nutzen und gleichzeitig die Angriffsvektoren für Cyberangriffe reduzieren. Für den Betreiber ändert sich vor allem die Anzahl der physischen Geräte und die notwendige Kenntnis für virtualisierte und containerisierte Betriebssysteme. Der generelle Informationsfluss eines digitalen Umspannwerks bleibt größtenteils derselbe.

Immer mehr Funktionen wandern von spezieller Hardware in Software. Wie lassen sich dabei Zuverlässigkeit und Sicherheit kritischer Energieinfrastruktur gewährleisten?

Sehr ähnlich wie davor. Wenn davor bei kritischen Funktionen Redundanz für die Erhöhung der Verfügbarkeit gewählt wurde, ist es bei einer virtualisierten Umgebung nicht anders. Auch hier werden Funktionen parallel auf unterschiedlichen Servern und VMs betrieben. Der Unterschied ist nur, dass alle Funktionen auf zwei oder drei physische Server aufgeteilt werden. Wohingegen früher viele unterschiedliche Geräte einzeln verbaut wurden.

Solarstrom lässt sich heute sehr günstig erzeugen, steht aber nicht kontinuierlich zur Verfügung. Welche Rolle spielt die Kombination aus Photovoltaik und Batteriespeichern für eine verlässliche Energieversorgung?

Eine sehr große. Man sieht den Preisverfall der Batteriespeicher ähnlich wie bei den Solarpanelen. Es gibt Stimmen aus dem Markt, die behaupten, dass kein Solarkraftwerk mehr ohne Batteriespeicher ans Netz gehen wird. Die Megawattstunde aus solchen kombinierten Anlagen wird in den kommenden Jahren gegen konventionelle Stromerzeugung absolut konkurrenzfähig werden. Außerdem bilden Speicher eine Möglichkeit, den Solarstrom zu Zeiten zu verkaufen in denen der Preis höher ist als zu Mittag, wenn alle Solarkraftwerke ihren Peak haben.

Mit mehr erneuerbaren Energien und Speichern wird auch die Steuerung komplexer. Wie unterstützt COPA-DATA Energieunternehmen dabei, solche Systeme effizient zu betreiben?

COPA-DATA unterstützt in den Bereichen Automation und Steuerung durch seine Plattform zenon mit teils vorgefertigten Applikationen und mit den Möglichkeiten der Plattform selbst. Das reicht von der tiefen Integrationsmöglichkeit der Anlagen, der Darstellung des Prozesses, der Überwachung der Anlage, der Einhaltung von sogenannten Grid Codes bis hin zur Berichtserstellung für die Betreiber und Investoren der Anlagen.

COPA-DATA setzt dabei auf Software-defined Automation. Was bedeutet dieser Ansatz konkret für Energieversorger?

Das bedeutet, dass der Energieversorger wählen kann, ob er die Plattform von COPA-DATA auf konventionellen Rechnern laufen lassen möchte, oder in einer virtuellen Umgebung. Beides ist möglich, wobei er bei Software-defined Automation die Vorteile der IT wie z. B. die Entkoppelung der Automatisierungsfunktion von der zugrunde liegenden Hardware zum Tragen kommen. Damit ist er unabhängig von proprietärer Hardware, was beim Betreiben von ganzen Flotten von Umspannwerken ein wesentlicher Kostenvorteil sein kann. Und es ergeben sich Vorteile in der Wartung und Modernisierung der Anlagen in der Zukunft und eine zentral zu denkenden Cybersecurity.