Schlussbericht. Bundesamt für Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe Provinzialstraße Bonn

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1 Szenarienorientierte Grundlagen und innovative Methoden zur Reduzierung des Ausfallrisikos der Stromversorgung unter Berücksichtigung der Auswirkung auf die Bevölkerung Schlussbericht Zuwendungsempfänger: Förderkennzeichen: Vorhabensbezeichnung: Projektleitung: Bundesamt für Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe Provinzialstraße Bonn 13N10511 Systemerfassung und praxistaugliche Methoden zur Risikoermittlung Peter Lauwe Laufzeit: , Verlängerung bis Das diesem Bericht zugrunde liegende Vorhaben wurde mit Mitteln des Bundesministeriums für Bildung und Forschung (BMBF) im Rahmen des Programms Forschung für die zivile Sicherheit zum Thema Schutz vor Ausfall von Versorgungsinfrastrukturen gefördert. Die Verantwortung für den Inhalt dieser Veröffentlichung liegt bei den Autoren. Schlussbericht zu Nr. 3.2 (BNBest-BMBF98) Bonn,

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3 GRASB, Schlussbericht BBK Seite 1 Inhalt Teil I... 2 I.1 Aufgabenstellung... 2 I.2 Voraussetzungen, unter denen das Vorhaben durchgeführt wurde... 2 I.3 Planung und Ablauf des Vorhabens... 2 I.4 Wissenschaftlicher und technischer Stand, an den angeknüpft wurde... 3 I.5 Zusammenarbeit mit anderen Stellen... 8 Teil II... 8 II.1 Verwendung der Zuwendung und erzieltes Ergebnis... 8 II.1.1 Organisatorische Einbindung des Risikomanagements (Modul 1)... 9 II.1.2 Systemerfassung, Systemabgrenzung und Kritikalitätsanalyse (Modul 2) II.1.3 Verwundbarkeit (Modul 4) II.1.4 Risikoermittlung und Risikobewertung (Module 5 und 6) II.1.5 Kommunikationskonzept (Modul 7) II.2 Wichtigste Positionen des zahlenmäßigen Nachweises II.3 Notwendigkeit und Angemessenheit der geleisteten Arbeit II.4 Voraussichtlicher Nutzen II.5 Während der Durchführung des Vorhabens dem Zuwendungsempfänger bekannt gewordener Fortschritt auf dem Gebiet des Vorhabens bei anderen Stellen II.6 Erfolgte oder geplante Veröffentlichungen des Ergebnisses II.6.1 Erfolgte Veröffentlichungen II.6.2 Geplante Veröffentlichungen II.6.3 Teilnahme an Veranstaltungen II.6.4 Weitere Öffentlichkeitsarbeit Literatur... 39

4 Seite 2 GRASB, Schlussbericht BBK Teil I I.1 Aufgabenstellung Aufgabe des Forschungsvorhabens GRASB war die Entwicklung von Grundlagen und Methoden für ein systematisches Risikomanagement in der Stromversorgung. Hierbei sollte eine Fortentwicklung des bestehenden Standes von Wissenschaft und Technik erfolgen. Schwerpunktmäßige Aufgabe des BBK war es, mit der Erarbeitung einer Methodik zur Kritikalitätsanalyse, zur Risikoermittlung und -bewertung zu diesem Ziel beizutragen, sowie die Rahmenbedingungen und die Verwundbarkeit der Netzsteuerung im Stromversorgungssystem zu untersuchen. I.2 Voraussetzungen, unter denen das Vorhaben durchgeführt wurde Das Vorhaben wurde vor dem Hintergrund einer sehr hohen Dynamik im Stromversorgungssystem durchgeführt. Das Thema Sicherheit von Versorgungsinfrastrukturen geriet während der Projektlaufzeit immer stärker in den Fokus der Öffentlichkeit sowie der wissenschaftlichen Forschung. Durch das Kernreaktorunglück im japanischen Fukushima im März 2011 und die in der Folge beschleunigte Politik der Energiewende wurden zudem die politischen Rahmenbedingungen verändert. Es wurden Gesetze geändert und Verordnungen erlassen, die neue Ziele setzen und neuen Problemen begegnen. I.3 Planung und Ablauf des Vorhabens Das Projekt GRASB wurde von der TÜV Rheinland Consulting GmbH koordiniert, die weiteren Projektpartner waren neben dem BBK (Bundesamt für Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe) die Fachhochschule Köln (Institut für Rettungsingenieurwesen und Gefahrenabwehr) und die Firma WÖLFEL Beratende Ingenieure GmbH + Co. KG. Als assoziierte Partner waren unter anderem die E.ON Energie AG, die RheinEnergie AG und die Stadtwerke Duisburg Netzgesellschaft mbh beteiligt. Das Projekt war in mehrere thematische Module gegliedert, die getrennt bearbeitet wurden. Für jedes Modul gab es einen Modulverantwortlichen sowie Mitarbeit und Unterstützung von anderen Partnern. Vom BBK wurden federführend die Module 1 (Organisatorische Einbindung des Risikomanagements), 2 (Systemerfassung, Systemabgrenzung und Kritikalitätsanalyse), 4.4 (Verwundbarkeitsaspekte der Netzsteuerung), 5 (Risikoermittlung) und 6 (Risikobewertung) bearbeitet. Eine Mitarbeit fand darüber hinaus in den Modulen 4.1 (Personal), 4.2 (IT- Sicherheit) und 7 (Kommunikationskonzept) statt. Das Vorhaben wurde für eine Laufzeit von drei Jahren geplant. Die ursprüngliche Laufzeit vom bis wurde um vier Monate bis zum kostenneutral verlängert. Im BBK wurden für die Bearbeitung des Projektes zwei Projektstellen besetzt. Da Stellenausschreibungen im öffentlichen Dienst erst nach Projektzusage erfolgen können, konnten diese jedoch erst ab Mitte bzw. Anfang November 2009 besetzt werden. Aufgrund von Personalveränderungen wurde eine der beiden Stellen ab 2011 auf eine halbe Stelle reduziert, die andere Stelle war durch Elternzeit sowie eine Neubesetzung sieben Monate lang bis zum unbesetzt. Die Bearbeitung wurde zum Teil durch festangestellte Mitarbeiter des BBK kompensiert, zum Teil durch eine Ausdehnung der Bearbeitungszeit durch kostenneutrale Verlängerung.

5 GRASB, Schlussbericht BBK Seite 3 Modul 4.4 (Verwundbarkeitsaspekte der Netzsteuerung) wurde zudem als externe Studie vergeben. Die Bearbeitung dieses Moduls erfolgte durch die TU Berlin, Fachgebiet Energiesysteme. I.4 Wissenschaftlicher und technischer Stand, an den angeknüpft wurde Es wurde an den aktuellen Forschungsstand zum Risikomanagement Kritischer Infrastrukturen angeknüpft und zahlreiche Veröffentlichungen berücksichtigt, die zum Teil erst während der Laufzeit des Projektes erschienen sind. Dazu zählen Forschungsergebnisse internationaler und deutscher Studien und Projekte sowie Normen im Bereich des Risikomanagements, insbesondere bezogen auf Stromversorgungsunternehmen. Des Weiteren wurde angeknüpft an aktuelle Studien zur Kritikalitätsanalyse, zu Risikoanalyse-Methoden wie der Risikoanalyse im Bevölkerungsschutz und Risikomanagement-Werkzeugen wie der Bow-Tie-Methodik sowie an neueste Studien zu den Rahmenbedingungen der Stromversorgung. Im Folgenden sind einige der für das Projekt bedeutsamen Veröffentlichungen aufgelistet: Grundlagen: BBK (2011): BBK-Glossar. Ausgewählte zentrale Begriffe des Bevölkerungsschutzes. (Praxis im Bevölkerungsschutz) Bonn. Online verfügbar unter zuletzt abgerufen am BMI (Bundesministerium des Innern) (2009): Nationale Strategie zum Schutz Kritischer Infrastrukturen (KRITIS-Strategie). Berlin. Online verfügbar unter gemein/kritis.pdf? blob=publicationfile, zuletzt abgerufen am CEDIM (2005): Glossar. Begriffe und Definitionen aus den Risikowissenschaften. Online verfügbar unter zuletzt abgerufen am IM BW (Innenministerium Baden-Württemberg) & BBK (Bundesamt für Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe) (2010): Krisenmanagement Stromausfall Baden-Württemberg. Handbuch mit Planungshilfen. Kurzfassung online verfügbar unter nkritis/krisenhandbuch_stromausfall_kurzfassung_pdf.pdf? blob=publicationfile, zuletzt abgerufen am [Langfassung kann beim BBK bestellt werden.] LAUWE, P. & C. RIEGEL (2008): Schutz Kritischer Infrastrukturen Konzepte zur Versorgungssicherheit. In: Informationen zur Raumentwicklung, H. 1/2, S LENZ, S. (2009): Vulnerabilität Kritischer Infrastrukturen. (Forschung im Bevölkerungsschutz, Band 4.) Online verfügbar unter nforschung/fib_band4.html, zuletzt abgerufen am SCHUTZKOMMISSION BEIM BUNDESMINISTERIUM DES INNERN (2011): Vierter Gefahrenbericht. Bonn (Schriften der Schutzkommission, Band 4). Online verfügbar unter Gefahrenbericht.pdf? blob=publicationfile, zuletzt abgerufen am

6 Seite 4 GRASB, Schlussbericht BBK THYWISSEN, K. (2006): Components of Risk. A Comparative Glossary. ( Studies of the University: Research, Counsel, Education Publication Series of UNU-EHS 2/2006) Bornheim. Energieversorgung: BMU (Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit) & BMWi (Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie) (2011): Der Weg zur Energie der Zukunft sicher, bezahlbar und umweltfreundlich. Eckpunktepapier der Bundesregierung zur Energiewende. Online verfügbar unter zuletzt abgerufen am BMWi (Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie) & BMU (Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit) (2012): Erster Monitoring-Bericht Energie der Zukunft. Online verfügbar unter zuletzt abgerufen am BMWi (Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie) (2012): Monitoring-Bericht des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie nach 51 EnWG zur Versorgungssicherheit im Bereich der leitungsgebundenen Versorgung mit Elektrizität. Online verfügbar unter O/monitoringbericht-versorgungssicherheit-im-bereich-leitungsgebundenerversorgung-2012,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf, zuletzt abgerufen am BMWi (Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie) (2011): Umbau der Energieversorgung in Deutschland. Wichtige nächste Schritte. Dezember Online verfügbar unter zuletzt abgerufen am BMWi (Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie) & BMU (Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit) (2010): Energiekonzept für eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung. 28. September Online verfügbar unter ,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf, zuletzt abgerufen am BNetzA (Bundesnetzagentur) (2012): Bericht zum Zustand der leitungsgebundenen Energieversorgung im Winter 2011/12. Online verfügbar unter etzagentur/publikationen/berichte/2012/netzbericht_zustandwinter11_12pdf.pdf? blob=publicationfile&v=2, zuletzt abgerufen am ENTSO-E (European Network Transmission System Operators for Energy) (2010): Operation Handbook. Second Edition, Brüssel. Online verfügbar unter zuletzt abgerufen am KOM (Kommission der Europäischen Gemeinschaften) (2006): Grünbuch. Eine europäische Strategie für nachhaltige, wettbewerbsfähige und sichere Energie {SEK(2006) 317}. Online verfügbar unter zuletzt abgerufen am

7 GRASB, Schlussbericht BBK Seite 5 Auswirkungen von Stromausfällen: BANSARI S. & B. MODDY (2003): The Economic Cost of the Blackout. An Issue Paper on the Northeastern Blackout, August 14, Fairfax, USA. Online verfügbar unter zuletzt abgerufen am BIRKMANN, J.; BACH, C.; GUHL, S.; WITTING, M.; WELLE, T. & M. SCHMUDE (2010): State of the Art der Forschung zur Verwundbarkeit Kritischer Infrastrukturen am Beispiel Strom/Stromausfall. Online verfügbar unter zuletzt abgerufen am FRONTIER ECONOMICS (2008): Kosten von Stromversorgungsunterbrechungen. Studie im Auftrag der RWE AG. London. Ergebnispräsentation online verfügbar unter RWE_VOLL%20Study_ stc.pdf, zuletzt abgerufen am LORENZ, D. F. (2010): Kritische Infrastrukturen aus Sicht der Bevölkerung. (Schriftenreihe Forschungsforum Öffentliche Sicherheit Nr. 3) Berlin. Online verfügbar unter: zuletzt abgerufen am PETERMANN, Th.; BRADKE, H.; LÜLLMANN, A.; POETZSCH, M. & U. RIEHM (2010): Gefährdung und Verletzbarkeit moderner Gesellschaften am Beispiel eines großräumigen und langandauernden Ausfalls der Stromversorgung. Berlin (Büro für Technikfolgen-Abschätzung beim Deutschen Bundestag, Arbeitsbericht Nr. 141). Online verfügbar unter zuletzt abgerufen am PRAKTIKNJO, A.; HÄHNEL, A. & G. ERDMANN (2011): Assessing energy supply security. Outage cost in private households. In: Energy Policy 39 (12), S REICHENBACH, G.; GÖBEL, R.; WOLFF, H. & S. STOKAR VON NEUFORN (2008): Risiken und Herausforderungen für die Öffentliche Sicherheit in Deutschland. Szenarien und Leitfragen. Grünbuch des Zukunftsforums Öffentliche Sicherheit, Berlin. STICHER, B. & M. KÖPPE (2011): Wie wahrscheinlich sind Plünderungen? In: CD Sicherheits-Management, Heft 2, Auswertung von Stromausfall-Ereignissen: BNETZA (Bundesnetzagentur) (2007): Bericht der BNetzA über die Systemstörung im deutschen und europäischen Verbundsystem am 4. November Bonn. Online verfügbar unter Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Berichte_Fallanalysen/Bericht_9.p df? blob=publicationfile&v=1, zuletzt abgerufen am BNETZA (Bundesnetzagentur) (2006): Untersuchungsbericht über die Versorgungsstörungen im Netzgebiet des RWE im Münsterland vom Bonn. Online verfügbar unter Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Berichte_Fallanalysen/Bericht_12. pdf? blob=publicationfile&v=1, zuletzt abgerufen am

8 Seite 6 GRASB, Schlussbericht BBK CEER (Council of European Energy Regulators) (2012): 5th CEER Benchmarking Report on the Quality of Electricity Supply Brussels. Online verfügbar unter zuletzt abgerufen am GOERTZ, R.; HAUSER, M.; MÜLLER, A. & T. RIDDER (2008): Großstadt ohne Strom. Explosion in Heizkraftwerk verursacht Stromausfall in Karlsruhe. In: BrandSchutz - Deutsche Feuerwehr-Zeitung 6/08, S MENSKI, U. & J. GARDEMANN (2009): Auswirkungen des Ausfalls Kritischer Infrastrukturen auf den Ernährungssektor am Beispiel des Stromausfalls im Münsterland in Empirische Untersuchung im Auftrag der Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung (BLE). OECD/IEA (International Energy Association) (2005): Learning from the Blackouts. Transmission System Security in Competitive Electricity Markets. Paris. Online verfügbar unter zuletzt abgerufen am SCHLÄPFER, M. & H. GLAVITSCH (2006): Learning from the Past - Electric Power Blackouts and Near Misses in Europe. In: Gheorghe, A.V., Masera, M., Weijnen, M. & L. De Vries (Hrsg.): Critical Infrastructure at Risk. Securing the European Electric Power System. (Topics in Safety, Risk, Reliability and Quality 9.) (Springer) Dordrecht, The Netherlands; S SOMMER, M. & B. DUESMANN (2006): Effizientes Krisenmanagement und Bevölkerungsschutz im Kreis Steinfurt - die Bewältigung des Schneechaos und des Energienotstandes Ende In: EILDIENST Monatszeitschrift des Landkreistages Nordrhein-Westfalen, 5/2007, S UCTE (2007): Final Report System Disturbance on 4 November Online verfügbar unter zuletzt abgerufen am UCTE (2004): Final Report of the Investigation Committee on the 28 September 2003 Blackout in Italy. Online verfügbar unter zuletzt abgerufen am Risikomanagement-Verfahren: BAuA (Bundesanstalt für Arbeitsschutz und Arbeitsmedizin) (2002): Leitfaden für Arbeitsschutzmanagementsysteme. Online verfügbar unter AMS.pdf? blob=publicationfile&v=3, zuletzt abgerufen am BBK (Bundesamt für Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe) (2010): Methode für die Risikoanalyse im Bevölkerungsschutz. (Wissenschaftsforum 8.) Online verfügbar unter sforum/bd8_methode-risikoanalyse-bs.pdf? blob=publicationfile, zuletzt abgerufen am BCI (The Business Continuity Institute) (2005): Good Practice Guidelines A Framework for Business Continuity Management. Online verfügbar unter zuletzt abgerufen am

9 GRASB, Schlussbericht BBK Seite 7 BMI (Bundesministerium des Innern) (2011): Schutz Kritischer Infrastrukturen - Risiko- und Krisenmanagement, Leitfaden für Unternehmen und Behörden. Online verfügbar unter hutz_kritischer_infrastrukturen.pdf? blob=publicationfile, zuletzt abgerufen am BSI (Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik) (2008): Notfallmanagement. BSI-Standard Version 1.0. Bonn. Online verfügbar unter rd_1004.pdf, zuletzt abgerufen am BStMWIVT (Bayerisches Staatsministerium für Wirtschaft, Infrastruktur, Verkehr und Technologie) & BStMUG (Bayerisches Staatsministerium für Umwelt, Gesundheit und Verbraucherschutz) (2002): Integriertes Managementsystem. Ein Leitfaden für kleine und mittlere Unternehmen. (Mayr Miesbach) Miesbach. [Broschüre kann angefordert werden bei BStMWIVT und BStMUG.] BStMWIVT (Bayerisches Staatsministerium für Wirtschaft, Infrastruktur, Verkehr und Technologie) (2011): Aktuelle normierte Managementsysteme. Qualitäts-, Umwelt-, Energie-, Arbeitsschutz-, Risiko- und Nachhaltigkeitsmanagement. Ein Überblick für kleine und mittlere Unternehmen. Online verfügbar unter entsysteme_aktuell_normiert.pdf, zuletzt abgerufen am DIN EN 31010; VDE : : Risikomanagement Verfahren zur Risikobeurteilung (IEC/ISO 31010:2009). EURACOM (o. J.): Common areas of Risk Assessment Methodologies. (Deliverable D2.1). Online verfügbar unter ologies.pdf, zuletzt abgerufen am GJERDE, O.; KJØLLE, G. H.; DETLEFSEN, N. K. & G. BRØNMO (2009): Risk and Vulnerability Analysis of Power Systems Including Extraordinary Events. IEEE PES Trondheim, Powertech HARNSER GROUP (2011): A Reference Security Management Plan for Energy Infrastructure. Online verfügbar unter zuletzt abgerufen am LEWIS, S. & K. SMITH (2010): Lessons Learned from Real World Application of the Bow-tie Method. 6 th Global Congress on Process Safety. (Unpublished.) VDE-FNN (Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE) (2011): S 1002 Sicherheit in der Stromversorgung. Hinweise für das Krisenmanagement des Netzbetreibers. Berlin. VDE-FNN (Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE) (2012): S 1001 Sicherheit in der Stromversorgung. Hinweise für das Risikomanagement des Netzbetreibers. Berlin. VDN (2007): TransmissionCode 2007: Netz- und Systemregeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber, Version 1.1, Berlin. Online verfügbar unter pdf, zuletzt abgerufen am

10 Seite 8 GRASB, Schlussbericht BBK Krisenbewältigung: BBK (Bundesamt für Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe) (2009): Für den Notfall vorgesorgt. Broschüre. Online verfügbar unter _Flyer/Brosch_FdN.pdf? blob=publicationfile, zuletzt abgerufen am BMI (Bundesministerium des Innern) (2010): Empfehlungen zur Sicherstellung des Zusammenwirkens zwischen staatlichen Ebenen des Krisenmanagements und den Betreibern Kritischer Infrastrukturen. Berlin. Online verfügbar unter n_staat_wirtschaft.pdf? blob=publicationfile, zuletzt abgerufen am BMI (Bundesministerium des Innern) (2009): Hinweise zur Bildung von Stäben der administrativ-organisatorischen Komponente (Verwaltungsstäbe - VwS). Online verfügbar unter gkrisen/bildung_von_staeben.pdf? blob=publicationfile, zuletzt abgerufen am I.5 Zusammenarbeit mit anderen Stellen Im Projekt GRASB haben die Mitarbeiter des BBK intensiv mit den Projektpartnern (s. I.3) zusammengearbeitet. Neben den Treffen mit einzelnen Partnern zu gemeinsam bearbeiteten Modulen fanden regelmäßige Treffen aller Kernpartner statt, sowie einmal jährlich gemeinsame Treffen mit den Verbundpartnern und dem Projektträger VDI. Zusätzlich entstand durch die Vergabe des Moduls 4.4 an die Technische Universität Berlin (TU Berlin) eine enge Zusammenarbeit mit den Mitarbeitern des Fachgebiets Energiesysteme. Mit den assoziierten Partnern des Projektes wurde ebenfalls intensiv zusammengearbeitet, wobei wertvolle Erkenntnisse für das Projekt gewonnen werden konnten. Insbesondere in Modul 2, Systemerfassung und Kritikalitätsanalyse, fand eine sehr enge Zusammenarbeit statt. Innerhalb des BBK fand ein intensiver Austausch mit Kollegen aus anderen Fachbereichen statt. Durch die Teilnahme und Mitgestaltung von Seminaren an der AKNZ (Akademie für Krisenmanagement, Notfallplanung und Zivilschutz, eine Abteilung des BBK) konnte zudem mit weiteren Stromversorgern zusammengearbeitet und vom Austausch profitiert werden. Auch mit dem Verband VDE-FNN fand ein Austausch statt, sowohl an der AKNZ als auch in einer Arbeitsgruppe zur Entwicklung von Technischen Hinweisen zum Risiko- und Krisenmanagement (S1001 und S1002). Teil II II.1 Verwendung der Zuwendung und erzieltes Ergebnis Im Forschungsprojekt GRASB wurden innovative Grundlagen und Methoden erarbeitet, wie anhand von Szenarien das Ausfallrisiko der Stromversorgung reduziert werden kann. Hierzu arbeiteten die Projektpartner TÜV Rheinland Consulting GmbH, Bundesamt für Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe, Institut für Rettungsingenieurwesen und Gefahrenabwehr der Fachhochschule Köln, WÖLFEL Beratende Ingenieure GmbH + Co. KG, sowie die assoziierten Partner E.ON Energie AG, RheinEnergie AG, Stadtwerke Duisburg Netzgesellschaft mbh u.a. eng zusammen. Das BBK übernahm im Verbund verschiedene Aufgaben: Federführend wurden die Module 1 (Organisatorische Einbindung des Risikomanagements), 2 (Systemerfassung,

11 GRASB, Schlussbericht BBK Seite 9 Systemabgrenzung und Kritikalitätsanalyse), 4.4 (Verwundbarkeit Netzsteuerung zwischen den Verteilern), 5 (Risikoermittlung) und 6 (Risikobewertung) bearbeitet. Bei den Modulen 4.1 (Verwundbarkeit Personal), 4.2 (Verwundbarkeit IT-Sicherheit) und 7 (Kommunikationskonzept) fand eine Mitarbeit statt. Insgesamt ist zu beachten, dass die einzelnen, von den unterschiedlichen Partnern bearbeiteten Module als Teile einer Gesamtsystematik zu betrachten sind, deren Zusammenführung in den Modulen 5 und 6 erfolgte. Die entsprechenden Schlussberichte der Partner sind also für eine vollständige Darstellung der Systematik ebenfalls heranzuziehen. Die Zuwendung für das Forschungsprojekt GRASB wurde im BBK verwendet, um Personalmittel, Reisemittel und Sachmittel für die Bearbeitung der aufgeführten Themen zu finanzieren. Es wird im Folgenden anhand der Module des Projektes vorgestellt, wie die Zuwendung verwendet wurde, d. h. welche Ergebnisse die Module im Einzelnen erbracht haben. II.1.1 Organisatorische Einbindung des Risikomanagements (Modul 1) Ziel des Moduls war die Ermittlung der organisatorischen Voraussetzungen für eine erfolgreiche Einführung bzw. Erweiterung eines Risikomanagements. Die Bearbeitung des Moduls wurde über die Untersuchung der vorhandenen Strukturen des Risikomanagements in Unternehmen hinaus erweitert. Es zeigte sich die Notwendigkeit, die Bearbeitung auf die Rahmenbedingungen der Stromversorgung in Deutschland auszudehnen, da diese eine notwendige Grundlage für die Beschäftigung mit dem Ausfallrisiko darstellen und einen wichtigen Einfluss auf die Sicherheit des Stromversorgungssystem und das nötige Risikomanagement haben. Im Folgenden werden die Ergebnisse zu den Rahmenbedingungen der Stromversorgung in Deutschland und des Risikomanagements in den Versorgungsunternehmen vorgestellt. Dazu werden zunächst der Aufbau des Stromversorgungssystems und die gesetzlichen Rahmenbedingungen erläutert, anschließend wird auf die wichtigsten Trends eingegangen, die das System derzeit beeinflussen, und einige Auswirkungen bzw. die damit verbundenen Herausforderungen vorgestellt. Schließlich wird aufgezeigt, wie Risikomanagement gesetzlich verankert ist und welche Verfahren angewendet werden. II Das Stromversorgungssystem in Deutschland Die Wertschöpfungskette von Elektrizität gliedert sich entlang der Prozesse Erzeugung, Übertragung, Verteilung, Handel und Vertrieb. Erzeugt wird Strom z.b. durch den Antrieb großer Turbinen in Kohle- oder Gaskraftwerken oder durch die Umwandlung von Sonnenoder Windenergie in Kleinanlagen. Die Erzeugungsanlagen sind an das allgemeine Stromnetz angeschlossen, das als Verbundsystem europaweit vernetzt ist. Die Übertragung bezieht sich auf den Transport der erzeugten Elektrizität über weite Strecken mit Hilfe von Höchstspannungsleitungen, während die Verteilung die Weitergabe des Stroms in niedrigeren Netzebenen bis hin zu den einzelnen Haushalten bzw. Kunden meint. Ebenso wie die Produktion von Strom bedarfsabhängig stattfinden muss, also jederzeit gleichviel Strom erzeugt werden muss, wie gerade benötigt wird, so ist auch der Handel mit und Vertrieb von Strom zeitgebunden. Dafür gibt es unterschiedliche Marktmechanismen und Börsenplätze vom langfristigen Terminmarkt, bei dem Strommengen schon Jahre im Voraus verkauft werden, über den Spot- und den Intradaymarkt bis hin zum Regelenergiemarkt für den kurzfristigen Ausgleich von Prognose-Ungenauigkeiten. Die unterschiedlichen Stromversorgungsunternehmen gehören zum Teil wie z.b. Stadtwerke ganz oder teilweise der öffentlichen Hand, zum Teil sind sie rein privatwirtschaftlich organisiert. Sie werden von Regulierungsbehörden (Bundesnetzagentur, Landesregulierungsbehörden) beaufsichtigt. Deutschland hat einen Netto-Stromverbrauch von ca. 540 Mrd. Kilowattstunden pro Jahr. Davon wird ein großer Anteil aus fossilen Energieträgern oder Kernkraft in Großkraftwerken

12 Seite 10 GRASB, Schlussbericht BBK erzeugt (2010: Braunkohle 22,7 %, Kernenergie 22,5 %, Steinkohle 18,2 %, Erdgas 14,2 %, BDEW 2011), wobei der Anteil Erneuerbarer Energien kontinuierlich wächst (Erneuerbare Energien 17,0 %, Heizöl, Pumpspeicher und Sonstige 5,4 %, BDEW 2011). Organisatorisch wie auch technisch ist die Stromversorgung ausgelegt für eine Stromerzeugung abhängig von der Stromnachfrage. Prinzipiell wird von einer unidirektionalen Versorgung ausgegangen, bei der relativ wenige Kraftwerke in Netze hoher Spannungsebenen einspeisen und der Strom von dort in die Netze niedrigerer Spannungsebenen weitergeleitet wird (PRAKTIKNJO et al. 2012, s. auch Abb. 1). Abb. 1: Überblick über die unterschiedlichen Netzebenen in Deutschland (mit exemplarischen Werten für die Spannung). Links ist die Einspeisung dargestellt, rechts die Abnehmerstruktur (PRAKTIKNJO et al. 2012). Das Höchstspannungsnetz wird in Deutschland von vier Konzernen betrieben (Amprion GmbH, TenneT TSO GmbH, 50Hertz Transmission GmbH und TransnetBW). Auf der Verteilnetzebene gibt es knapp 900 Unternehmen, die Haushaltskunden in teilweise großen Regionen versorgen, teilweise als kleine Stadtwerke operieren (BNETZA & BUNDESKARTELLAMT 2013, S. 33). Dabei hat nicht jeder Verteiler auch Eigenerzeugung, sondern koordiniert ggf. die Stromzufuhr ausschließlich mit Dritten. Zu beachten ist der Unterschied zwischen den tatsächlichen Stromflüssen, wie sie sich im Netz abspielen, und den Handelsbeziehungen. Unabhängig davon, mit welchem Unternehmen man einen Vertrag abschließt, erfolgt die tatsächliche Versorgung immer über den lokal im Netz vorhandenen Strom, was für die Versorgung im Katastrophenfall von Bedeutung ist. Der rechtliche Rahmen der deutschen Stromversorgung wird von verschiedenen Rechtsbereichen abgesteckt; Wirtschafts-, Umwelt- und (im Bereich der Sicherheit auch) Innengesetzgebung haben einen Einfluss. Grundlage der Stromversorgung ist zunächst das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) mit den zugehörigen Verordnungen, die die Ausführung weiter regeln. Auch Verordnungen aus anderen Gesetzesbereichen können für die Sicherheit der Stromversorgung von Bedeutung sein, so zum Beispiel die Störfallverordnung

13 GRASB, Schlussbericht BBK Seite 11 (12. BImSchV), die für bestimmte Betriebe besondere Sicherheitsvorkehrungen vorsieht. Darüber hinaus sind das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und das Energiesicherungsgesetz (EnSiG) von Bedeutung. Das EEG regelt die Förderung und Einspeisung Erneuerbarer Energien und setzt damit wesentliche Rahmenbedingungen für den Umbau des Stromversorgungssystems. Das EnSiG zählt zu den Vorsorgegesetzen und ist über 13 Abs. 6 EnWG mit dem EnWG verknüpft: Wenn die netz- und marktbezogenen Maßnahmen sowie die Anpassungen des Netzbetriebes gemäß 13 EnWG nach Feststellung eines Betreibers nicht ausreichen, um eine Versorgungsstörung für den lebenswichtigen Bedarf im Sinne des 1 EnSiG abzuwenden, muss dieser Betreiber unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten ( 13 Abs.6 EnWG). Dieser Schritt markiert den Übergang vom unternehmensinternen in das staatliche Krisenmanagement. 1 EnSiG besagt, dass Rechtsverordnungen und dazu erforderliche Vorschriften erlassen werden, um die Deckung des lebenswichtigen Bedarfes an Energie zu sichern. Die geschieht allerdings nur, wenn marktgerechte Maßnahmen im Fall einer Gefährdung oder Störung der Energieversorgung nicht ausreichen. II Trends der Stromversorgung in Deutschland Vor allem zwei große Trends prägen die derzeitigen Veränderungen im Stromversorgungssystem: Die Liberalisierung des Strommarktes hin zu einem europäischen Strombinnenmarkt einerseits und der durch Klimaziele und (in Deutschland) durch den Kernenergieausstieg verursachte Umbau der Stromerzeugung andererseits. Beide sind als große strategische Meilensteine auch EU-rechtlich verankert. Während die Versorger vor der EU-Binnenmarktrichtlinie Elektrizität von 1996 durch Konzessionsverträge mit den Kommunen das ausschließliche Recht der Stromversorgung erwerben konnten und jeweils Gebietsmonopole innehatten, soll die Liberalisierung in der Stromversorgung den Wettbewerb auf dem europäischen Strommarkt ermöglichen und die Versorgung somit effizienter machen. Im Zuge der Liberalisierung des Strommarktes wurden die großen vertikal integrierten Energieversorgungsunternehmen dazu verpflichtet, die unterschiedlichen Unternehmensbereiche voneinander getrennt zu bewirtschaften. So wurden insbesondere die Netzbetreiber von der übrigen Wertschöpfungskette der Elektrizität getrennt. Neben der gesellschaftsrechtlichen Entflechtung müssen sie auch auf operativer und informationeller Ebene entflochten sein ( 6 ff. EnWG). Durch dieses sogenannte Unbundling gibt es nun unter dem Dach eines gemeinsamen Unternehmens zum Teil unabhängige Geschäftsbereiche, die jeweils nur einen der Prozesse, z.b. Stromerzeugung, -verteilung oder -vertrieb bearbeiten. Der zweite große Trend, das Anstreben einer nachhaltigen Energieversorgung, wird in Deutschland seit 2011 verstärkt unter dem Schlagwort Energiewende diskutiert. Damit ist gemeint, dass sich die Stromerzeugung vom heute mehr als 80-prozentigen Anteil fossiler Erzeugung und Kernenergie auf 80 Prozent Erzeugung durch Erneuerbare Energien 2050 verlagern soll (BMWi 2011, S. 2). Dieser Prozess wird politisch in Deutschland durch das Energiekonzept von 2010 (BMWi & BMU 2010), die Beschlüsse zur Energiewende 2011 (BMU & BMWi 2011) und eine Skizze der nächsten Entwicklungsschritte (BMWi 2011) abgebildet und rechtlich mit mehreren Gesetzen und Gesetzesänderungen flankiert, zum Beispiel mit dem Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG), der Änderung des Atom- Gesetzes, der Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG), der Novelle des Erneuerbare Energien-Gesetzes (EEG) und der Änderung des Energie- und Klimafondsgesetzes. In Deutschland wie auch gesamteuropäisch wird das sogenannte energiepolitische Zieldreieck verfolgt: Energie soll EU-weit in einem ausgewogenen Maße ökologisch, wettbewerbsfähig und sicher sein (KOM 2006).

14 Seite 12 GRASB, Schlussbericht BBK II Auswirkungen auf das Stromversorgungssystem Beide Prozesse, Liberalisierung und Umsetzung von Nachhaltigkeitszielen, gehen mit starken Umstrukturierungen des Systems einhergehen. Sie sind Auslöser für eine Vielzahl technologischer Weiterentwicklungen im Bereich der Erneuerbaren Energien, der Speichertechnologien, der Effizienzsteigerung, der Mess- und Steuerungsverfahren (Stichwort Smart Grid) sowie der Handels- und Kommunikationsmechanismen. Die Veränderungen durch diese neuen Technologien machen dann wiederum weitere Erfindungen und Veränderungen, beispielsweise auch in Form neuer Regelungen oder Standards, notwendig. Die Veränderungen, die sich im Stromversorgungssystem feststellen lassen, sind also häufig nicht als direkte Konsequenzen der zugrundeliegenden Trends anzusehen, sondern als Reaktionen auf die zunehmende Anwendung neuer Technologien. In Bezug auf die Sicherheit der Stromversorgung stellen sich durch die neuen Entwicklungen neue Fragen. Während in einem großen, vertikal integrierten Unternehmen alle Prozesse von der Erzeugung über die Übertragung und Verteilung bis hin zum Handel und Vertrieb als Gesamtsystem betrachtet wurden, sind durch das Unbundling neue Schnittstellen entstanden. Für das Risikomanagement entsteht dadurch die Schwierigkeit, dass der eigene Handlungsspielraum sich auf immer weniger Systembestandteile erstreckt, sodass zunehmend mit Externen zusammengearbeitet werden muss. Die raschen Veränderungen der Erzeugungsstruktur auf der anderen Seite werfen Fragen nach der Deckung des Verbrauchs durch die Produktion auf. In zweijährigem Rhythmus gibt das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie Monitoring-Berichte heraus, die mit Stand 2012 nach einer zeitweiligen Unterdeckung für die nächsten Jahren eine Zunahme des Produktionsüberschusses prognostizieren, mittelfristig aber bei gleichbleibender Entwicklung mit einer Verschlechterung der Situation rechnen (BMWi 2012). Auch kann das Verhältnis von Erzeugung zu Verbrauch durch den größeren Anteil an fluktuierender Erzeugung nicht mehr so gezielt beeinflusst werden und die Spannungshaltung wird durch die Abnahme regelbarer Erzeugerkapazität, die Zunahme der Transportstrecken und die Zunahme fluktuierender Erzeugung schwieriger. Dies kann unter Umständen zu Problemen führen, da eine Zuregelung Erneuerbarer Energien derzeit noch nicht möglich ist. Eine Möglichkeit, solche Steuerungsprobleme zu lösen, wird in der Verbindung von Stromversorgungsanlagen und Informations- und Kommunikationstechnologie gesehen, die unter dem Stichwort Smart Grid diskutiert wird. Die Stromabnahme, die gegenwärtig nicht regelbar ist, könnte so in den Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch aktiv einbezogen werden. Zudem könnten über virtuelle Kraftwerke fluktuierende Erzeugungsformen so zusammengeschlossen werden, dass eine größere Planbarkeit der Versorgung gewährleistet wird. II Risikomanagement im Stromversorgungssystem Innerhalb der oben vorgestellten Rahmenbedingungen der Stromversorgung in Deutschland und ihrer aktuellen Veränderungsprozesse sind nun die Unternehmen und Behörden bestrebt, eine sichere Versorgung zu leisten. Dazu betreiben sie Risikomanagement. Es wird von den Fragen geleitet, wie die funktionalen Zusammenhänge zwischen den einzelnen Geschäftsprozessen von Gefahren betroffen werden können, welche Auswirkungen sich daraus ergeben können und wie man diese verhindern kann. Ziel ist die Aufrechterhaltung der Versorgungsleistung gerade dann, wenn besondere Umstände wie zum Beispiel Naturereignisse, Unfälle oder vorsätzliche Handlungen auftreten. Im Projekt zeigte sich, dass Risikomanagement bei Stromversorgern je nach Unternehmensbereich wird unterschiedlich verstanden wird, sodass es wichtig ist, sich in der Kommunikation über das jeweilige Verständnis klar zu werden. So bezieht sich das Wort in erster Linie auf finanzielle Abwägungen, wenn unter Risikomanagement das im Aktiengesetz geforderte Überwachungssystem ( 91 Abs. 2 AktG, eingeführt durch das KonTraG 1998) verstanden wird. Dieses ist vom Vorstand einzurichten und dient dazu, Entwicklungen, die

15 GRASB, Schlussbericht BBK Seite 13 den Fortbestand der Aktiengesellschaft gefährden, früh zu erkennen. Der Hintergrund ist dabei die Auseinandersetzung mit internationalen Kapitalmärkten und globalen Aktionärsstrukturen. 1 Von einem Risikobericht wird auch gesprochen in Bezug auf den Lagebericht, den alle Kapitalgesellschaften, also auch Stromversorgungsunternehmen, nach Handelsgesetzbuch ( 289 Abs. 1 HGB) anzufertigen haben und der die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung erläutern und beurteilen soll. Auch hier stehen finanzielle Risiken im Vordergrund: Es geht um Transaktionen, Preisänderungs-, Ausfall- und Liquiditätsrisiken. Auch Naturgefahren und dergleichen können zwar den Fortbestand des Unternehmens gefährden, sind aber durch die oben genannten Gesetze, bei denen der finanzielle Unternehmensaufbau im Normalbetrieb im Vordergrund steht, nur indirekt angesprochen. Für eine erfolgreiche Umsetzung ist daher wichtig, dass bereits im Vorfeld vermittelt wird, dass ein solches Risikomanagement gemeint ist. Seine Notwendigkeit kann aus dem Energiewirtschaftsgesetz abgeleitet werden, demzufolge alle Betreiber von Energieversorgungsnetzen verpflichtet sind, ein sicheres, zuverlässiges und leistungsfähiges Energieversorgungsnetz zu betreiben, soweit es wirtschaftlich zumutbar ist (EnWG 11) und alle Energieanlagen sind so zu errichten und zu betreiben, dass die technische Sicherheit gewährleistet ist (EnWG 49). Dabei sind allgemein anerkannte Regeln der Technik anzuwenden, weshalb die Unternehmen auf Normen und Standards zurückgreifen. Für die Stromversorger sind dies insbesondere die technischen Regeln des Verbandes der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e. V. (VDE). Hierzu zählt unter anderem das sogenannte Technische Sicherheitsmanagement (TSM), das von einer Vielzahl von Netzbetreibern verwendet wird, um die Einhaltung aller relevanten Regelungen sicherzustellen. Darüber hinaus finden weitere Systeme Anwendung, so zum Beispiel Qualitätsmanagement (EN ISO 9001) oder Umweltmanagement (EN ISO 14001) sowie Arbeitsschutzmanagement (BAuA 2002). Häufig ist es auch ein guter Weg, verschiedene Managementsysteme in einem Integrierten Managementsystem zusammenzufassen (BStMWIVT/BStMUG 2002, S. 11). In einem solchen Integrierten Managementsystem, in dem Risikomanagement möglicherweise bisher nur finanziell verstanden wird (BStMWIVT/BStMUG 2002, S. 13), ist eine Erweiterung im Sinne eines technisch-betrieblichen Risikomanagements sinnvoll. Hilfestellungen hierzu liefern beispielsweise der BMI-Leitfaden zu Kritischen Infrastrukturen (BMI 2011) sowie die Technischen Hinweise S 1001 Risikomanagement und S 1002 Krisenmanagement des VDE zur Sicherheit in der Stromversorgung (VDE-FNN 2011, VDE-FNN 2012), sowie insbesondere die DIN EN (oder auch VDE : ) zum Risikomanagement. 1 Wenngleich das Gesetz ausdrücklich für Aktiengesellschaften gilt, hat es auch Ausstrahlungswirkung auf andere Gesellschaftsformen, wie GmbHs (BStMWIVT 2011, S. 31).

16 Seite 14 GRASB, Schlussbericht BBK Abb. 2: Zuständigkeit für die Risikovorsorge bei Kritischen Infrastrukturen (Grafik: Lauwe) Während die Betreiber beim Risikomanagement präventiv die meisten Möglichkeiten ausschöpfen können, ist der Staat gleichermaßen in die Prävention wie die Reaktion eingebunden. Durch die Gesetzgebung beeinflusst er die Rahmenbedingungen der Versorgung und kann Standards definieren, über die behördliche Gefahrenabwehr ist er entscheidender Akteur der Bewältigung von größeren Stromausfällen. Die Bevölkerung selbst hat indessen eher Möglichkeiten, sich auf den Ereignisfall vorzubereiten, indem zum Beispiel Vorräte angelegt werden. Ob die Bevölkerung im Katastrophenfall indessen selbst zu einer Gefahr wird, das heißt ob die öffentliche Ordnung gewahrt werden kann, ist abhängig von vielen Faktoren, unter anderem von der Qualität des Krisen- /Katastrophenmanagements (STICHER & KÖPPE 2011). Für ein erfolgreiches gesamtstaatliches Krisenmanagement ist das Zusammenwirken der Akteure Staat, Wirtschaftsunternehmen und Bevölkerung nötig (s. Abb. 2). Im Ergebnis kann festgehalten werden, dass es Voraussetzung für ein erfolgreiches Risikomanagement ist, im Wechselspiel von Betreibern, staatlichen Institutionen und Bevölkerung die eigenen Verantwortungsbereiche zu kennen und klar zu kommunizieren sowie sich bei neuen Entwicklungen des Gesamtsystems stets die Frage nach deren Bedeutung für das eigene Risikomanagement zu stellen. Eine erfolgreiche Risikomanagement-Methode sollte darüber hinaus an bestehende Management-Systeme anschlussfähig sein, indem beispielsweise Ergebnisse und Teilergebnisse in unterschiedlichen Analysen weiterverwendet werden können oder Informationen zu unterschiedlichen Themen im selben System vorgehalten werden können. Zudem ist es geboten, Rahmenbedingungen und Trends zu verfolgen (Horizon Scanning), um zukünftige Entwicklungen absehen und diese in der Risikoanalyse berücksichtigen zu können. II.1.2 Systemerfassung, Systemabgrenzung und Kritikalitätsanalyse (Modul 2) Ziel des Moduls ist es, ein generisches Modell des Stromversorgungssystems zu erzeugen, dass alle Prozesse und deren Bestandteile von der Zulieferung über die Stromerzeugung und den Stromtransport bis zum Endabnehmer berücksichtigt. Es sollen Kriterien ermittelt werden, mit deren Hilfe die Identifizierung der kritischen Prozesse in diesem System möglich

17 GRASB, Schlussbericht BBK Seite 15 ist, sodass den zukünftigen Anwendern ermöglicht wird, sich in den nachfolgenden Schritten des Risikomanagements auf die kritischen Prozesse zu fokussieren. Kritikalität wird dabei verstanden als relatives Maß für die Bedeutsamkeit einer Infrastruktur in Bezug auf die Konsequenzen, die eine Störung oder ein Funktionsausfall für die Versorgungssicherheit der Gesellschaft mit wichtigen Gütern und Dienstleistungen hat (BMI 2009, S. 7). Durch die Systemerfassung wird eine Liste der zu betrachtenden Prozesse und ihrer jeweiligen Unterprozesse erstellt. Diesen können dann wiederum die dafür notwendigen Elemente zugeordnet werden. Durch die Systemerfassung werden alle Bestandteile der Prozesse und ihre Abhängigkeiten sichtbar. Sowohl für die Systemerfassung als auch für die Kritikalitätsanalyse wird ein generisches Vorgehen vorgestellt, welches sich auf unterschiedliche Teilbereiche der Stromversorgung anwenden und präzisieren lässt, welches aber gleichzeitig einen Überblick über das gesamte Stromversorgungssystem ermöglicht. II Systemerfassung In der Systemerfassung werden folgende Informationen für alle Prozesse, die in der Risikoermittlung betrachtet werden sollen, aufgenommen: Eingabe(n) (Input), Ergebnis(se) (Output), Beschreibung der Funktion/der operationellen Ziele, Organisationseinheit und Verantwortlicher, für den Prozess relevante Elemente und Schnittstellen zu anderen internen und externen Prozessen. Die Angaben sollen in Detaillierungsgrad und Generalisierung der untersuchten Prozessebene entsprechen. Wie aus Abbildung 3 deutlich wird, reicht beispielsweise als Information für die stark generalisierte Prozessebene Elektrizitätsversorgung als Eingabe Primärenergie und als Ergebnis Strom beim Kunden aus. Abb. 3: Prozessmodell zur Stromversorgung Bei der Systemerfassung kann ein bereits vorliegendes Geschäftsprozessmodell, etwa aus dem Qualitätsmanagement, der Geschäftsprozessoptimierung oder aus dem Workflow- Management, als Basis genutzt werden. Wenn kein geeignetes Geschäftsprozessmodell vorliegt und die Systemerfassung ganz oder zu einem großen Teil neu durchgeführt werden muss, kann die Erfassung, Beschreibung und Modellierung der Prozesse parallel zur Kritikalitätsanalyse erfolgen. Es werden dann nur Elemente relevanter Prozesse und Teilprozesse relevanter Hauptprozesse aufgenommen. Der Aufwand für die Erfassung wird damit reduziert. Im Ergebnis steht in beiden Fällen eine tabellarische Darstellung der Haupt- und Teilprozesse, die für ein Risikomanagement in der Stromversorgung zu berücksichtigen sind.

18 Seite 16 GRASB, Schlussbericht BBK Bei der Systemerfassung entsteht über die Aufspaltung in Teilprozesse bis zum kleinsten noch sinnvollen und selbstständigen, in sich abgeschlossenen Teilprozess, ein systematischer Überblick über alle Prozesse in Form eines Modells der Prozesse und der jeweils daran beteiligten Teilprozesse bis n-ter Ordnung. Auf Ebene der Teilprozesse werden die relevanten Elemente zugeordnet (s. Abb. 4). Abb. 4: Prozesse, Teilprozesse und Elemente Die für einen Prozess notwendigen materiellen und immateriellen Mittel werden als Elemente bezeichnet. Im Hinblick auf ihre Kritikalität in Bezug auf das Ergebnis eines Prozesses lassen sich nach BMI 2011 acht Kategorien von Risikoelementen unterscheiden: 1) Menschen (Personal und sonstige Anwesende), 2) Gelände, 3) Gebäude, 4) Anlagen und Geräte, 5) einrichtungsspezifische Sonderanlagen und Sondergeräte, 6) Daten und Unterlagen, 7) Betriebsmittel und 8) Umwelt (BMI 2011, S. 15f.). Diese können auch, wie oben dargestellt, zu Organisation, Infrastruktur, Daten und Betriebsmitteln zusammengefasst werden (s. Abb. 4). II Kritikalitätsanalyse Die Betrachtung der Kritikalität findet aus Sicht der Bevölkerung bzw. der Gesellschaft statt. Die Fragestellung lautet dementsprechend: Wie relevant ist der Ausfall eines Prozesses oder Elements der Elektrizitätsversorgung für die Versorgung der Bevölkerung? Dabei ist ein Ausfall als relevant anzusehen, wenn er, in Anlehnung an die Definition von Kritischen Infrastrukturen, nachhaltig wirkende Versorgungsengpässe, erhebliche Störungen der öffentlichen Sicherheit oder andere dramatische Folgen (BMI 2009, S. 3) hervorrufen kann. Zu beachten ist, dass die Kritikalitätsanalyse keine Aussage über das letztendliche Risiko trifft. Sie berücksichtigt keine Auswirkungen der Szenarien, die über die reine Unterbrechung der Stromversorgung selbst hinausgehen. Ebenfalls wird keine Aussage über die Wahrscheinlichkeit eines Ausfalls getroffen.

19 GRASB, Schlussbericht BBK Seite 17 Die Kritikalitätsanalyse wird in folgende Teilschritte unterteilt: 1. Festlegung der Kriterien, Klassengrenzen und Schwellenwerte, 2. Systemerfassung, 3. Kritikalitätsermittlung der Geschäftsprozesse und 4. Kritikalitätsermittlung der Elemente. Dabei greift die Kritikalitätsanalyse, wie Punkt 2 zeigt, auf die Systemerfassung zurück, um die Abhängigkeiten der Prozesse darzustellen. Ihr entsprechen dabei Ansätze der zum Business Continuity Management gehörenden Methode der Business Impact Analysis. Der Vergleich existierender Methoden zur Untersuchung operationeller Risiken (DIN EN 31010; EURACOM O. J.) zeigt, dass sich die Ausrichtung des Business Continuity Management am besten mit der Zielsetzung deckt, die Versorgung (in diesem Fall mit Strom) aufrecht zu erhalten. Wie in der Business Impact Analysis sind die Hauptparameter für die Kritikalität in der beschriebenen Methodik die Auswirkungen und die Zeit (BCI 2005, S. 6). Um für einzelne Prozesse oder Elemente genau die Konsequenzen ihrer Störung oder ihres Ausfalls statistisch zu ermitteln, liegen zu wenig historische Ereignisse und Zahlen vor. Auch Modelle und Simulationen existieren nur für wenige Prozesse und Prozessebenen. Zumindest lassen die bestehenden bzw. (öffentlich) zugänglichen Quellen mit vertretbarem Aufwand noch keine umfassende und ausreichend genaue Ermittlung der Konsequenzen zu (INL 2006). Als Informationsquelle über die Konsequenzen einer Störung oder eines Ausfalls von Prozessen oder Elementen kann somit einzig die Einschätzung von Experten herangezogen werden. Die Kritikalitätsanalyse soll eine Priorisierung der untersuchten Prozesse und Elemente ermöglichen. Da die Methode einer Ermittlung anhand von Experteneinschätzungen nicht die Objektivität und mathematische Genauigkeit haben kann, wie beispielsweise auf Basis von realen Ereignissen, bietet es sich an, ein semi-quantitatives Verfahren mit Darstellung der Ergebnisse in Klassen zu nutzen. In diesem Zusammenhang hat sich eine Einteilung in fünf Klassen als zweckmäßig erwiesen. 2 Die Zuordnung der Prozesse und Elemente entsprechend den Konsequenzen ihrer Störung oder ihres Ausfalls, also ihrer Kritikalität, geschieht dabei in die Klassen 1 (sehr geringe Auswirkungen) bis 5 (sehr starke Auswirkungen). Der Vorgang und die Klassen sind in Abbildung 5 skizziert. Abb. 5: Kritikalitätsermittlung und Klasseneinteilung: Anhand von Schwellenwerten wird den Prozessen und Elementen eine Kritikalitätsstufe zugewiesen 2 Die Wahl von fünf Klassen erfolgt in Anlehnung an die Einteilung für das Schadensausmaß in der Risikomatrix der Risikoanalyse (BBK 2010).

20 Seite 18 GRASB, Schlussbericht BBK Faktoren, die die mögliche Schwere eines Ausfalls in Bezug auf die Bewältigung der Situation bestimmen, sind die Anzahl der Betroffenen und die Zeitdauer des Ausfalls. Ein alternatives Zeit-Kriterium ist der Zeitraum vom Ausfall eines Prozesses/Elements bis zum Ausfall des Services, also die Zeitdauer, die zwischen dem Ausfall des Bestandteils und einem Stromausfall zu erwarten ist. Dieses Kriterium hat den Vorteil, dass es nicht von der Wiederanlaufzeit abhängt, oft gemessen als Mean Time to Repair (MTTR, mittlere Dauer der Wiederherstellung nach einem Ausfall) der betroffenen Prozesse und Elemente, und damit von der Verwundbarkeit. Weitere mögliche Kriterien finden sich z.b. in BMI 2011, S. 18, BSI 2008, S. 34 und HARNSER GROUP 2010, S. 6ff. Bei der Ermittlung ist von einem Reasonable-Worst-Case-Szenario 3 auszugehen. Auf die Elektrizitätsversorgung bezogen heißt das beispielsweise, ein Leistungsausfall ist für den Tag der Jahreshöchstlast zu betrachten. Es ist bei der Untersuchung immer von dem ungünstigsten anzunehmenden Fall auszugehen. Die Werte der Klassengrenzen sind für jede Kritikalitätsanalyse individuell festzulegen. Wichtig ist aber, dass die Werte innerhalb einer Kritikalitätsanalyse nicht geändert werden, da die Ergebnisse dann nicht mehr vergleichbar wären und keine sinnvolle Rangfolge mehr ermittelt werden könnte. Exemplarisch wurde im Forschungsprojekt GRASB eine Kritikalitätsermittlung für die Elektrizitätsversorgung in Deutschland durchgeführt, bei der konkrete Schwellenwerte für die Anwendung der Kriterien Auswirkung und Zeit angelegt wurden. Als Ergebnis ist jedoch die im Folgenden vorgestellte Methodik zu sehen, die je nach durchführender Organisation angepasst werden kann. Denn je nach Blickwinkel (lokal, regional, bundesweit) können unterschiedliche Schwellenwerte sinnvoll sein. Ein Ausfall einer bestimmten Größenordnung kann zwar deutschlandweit als unerheblich angesehen werden, lokal aber dennoch als kritisch eingestuft werden. Entsprechend der erarbeiteten Methodik werden die Auswirkungen anhand des Kriteriums Anzahl Betroffener erfasst und anhand des Anteils an der Gesamtbevölkerung in die Auswirkungsklassen 1 (sehr gering) bis 5 (sehr hoch) eingestuft. Da die Anzahl Betroffener nicht in jedem Fall unmittelbar bekannt ist, wird als Alternativkriterium der ausfallende Anteil des Services in Prozent der Gesamtleistung in Megawatt vorgeschlagen. Der Bezugspunkt ist dabei die Jahreshöchstlast. Für das Kriterium Zeitraum vom Ausfall des Prozesses/Elements bis zum Ausfall des Services wurden die sieben Klassen Sekunden, Minuten, Stunden, Tage, Monate, ein Jahr und Jahre festgelegt. Je kürzer dieser Zeitraum bei einem Prozess ist, desto wahrscheinlicher wird es, dass sein Ausfall oder seine Beeinträchtigung einen Ausfall des Services, also einen Stromausfall, verursacht und desto größer ist seine Kritikalität, da der Zusammenhang mit der Aufrechterhaltung des Services entsprechend unmittelbarer ist. Die Zuordnung erfolgt, indem für jeden Prozess für jede Zeitklasse der Wert der Auswirkungsklasse (1-5) eingetragen wird. Darüber wird dann gemittelt und auf die nächste ganze Zahl aufgerundet; das Ergebnis ergibt den Wert der Kritikalität des Prozesses, ebenfalls auf einer Skala von 1-5, sehr gering bis sehr stark. Abbildung 6 macht dieses Vorgehen anhand der obersten identifizierten Prozessebene deutlich. 3 Der Begriff reasonable (angemessen) ist in diesem Zusammenhang nicht eindeutig definiert. Hier wird er zur Abgrenzung zu einem reinen Worst-Case-Szenario gebraucht. Das Reasonable-Worst- Case-Szenario ermöglicht es, theoretisch denkbare Szenarien, die aber äußerst unwahrscheinlich sind, auszuschließen, damit der unverhältnismäßige Einsatz von Ressourcen verhindert wird. Die jeweilige Definition muss individuell für jeden Anwendungsfall erfolgen.